МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ и экологии

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ__

(Минприроды России)

ПРИКАЗ

г. МОСКВА

20 09 2019    №    63    )^{МИНИГТГГГТЙ0}    wthbjw    дешал*    4глгритгои

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО

Per*r vpauHOHHwii -V* -56Y0-3

от    1OgJ?

Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах» (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, № 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 10, ст. 823; 1999, № 7, ст. 879; 2000, № 2, ст. 141; 2001, № 21, ст. 2061; № 33, ст. 3429; 2002, № 22, ст. 2026; 2003, № 23, ст. 2174; 2004, № 27, ст. 2711; № 35, ст. 3607; 2006, № 17, ст. 1778; № 44, ст. 4538; 2007, № 27, ст. 3213; № 49, ст. 6056; 2008, № 18, ст. 1941; № 29, ст. 3418; № 29, ст. 3420; № 30, ст. 3616; 2009, № I, ст. 17; № 29, ст. 3601; № 52, ст. 6450; 2010, № 21, ст. 2527; № 31, ст. 4155; 2011, № 15, ст. 2018; № 15, ст. 2025; № 30, ст. 4567; № 30, ст. 4570; № 30, ст. 4572; № 30, ст. 4590; № 48, ст. 6732; № 49, ст. 7042; № 50, ст. 7343; № 50, ст. 7359; 2012, № 25, ст. 3264; № 31, ст. 4322; № 53, ст. 7648; 2013, № 19, ст. 2312; № 30, ст. 4060; № 30, ст. 4061; № 52, ст. 6961; № 52, ст. 6973; 2014, № 26, ст. 3377; № 30, ст. 4261; № 30, ст. 4262; № 48, ст. 6647; 2015, № 1, ст. 11; № 1, ст. 12; № 1, ст. 52; № 27, ст. 3996; № 29, ст. 4350; № 29 ст. 4359; 2016, № 15, ст. 2066; № 27, ст. 4212; 2017, № 31, ст. 4737; № 40, ст. 5750; 2018, № 23, ст. 3229; № 32, ст. 5135), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 г. № 1219 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, № 47, ст. 6586; 2016, № 2, ст. 325; № 25, ст. 3811; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816; № 38, ст. 5564; № 39, ст. 5658; № 49, ст. 6904; 2017, № 42, ст. 6163; 2018, № 26, ст. 3866; № 27, ст. 4077; № 30, ст. 4735; № 45, ст. 6949; № 46, ст. 7056; № 52, ст. 8274; 2019, № 19, ст. 2301; № 24, ст. 3095; № 29, ст. 4027; № 32, ст. 4723), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 26, ст. 2669; 2006, №25, ст. 2723; 2008, № 22, ст. 2581; № 42, ст. 4825; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 38, ст. 4489; 2010, № 26, ст. 3350; 2011, № 14, ст. 1935; 2013, № 10, ст. 1027; № 28, ст. 3832; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 123; № 9, ст. 922; 2015, № 2, ст. 491; 2016, № 2, ст. 325; № 2, ст. 351; № 13, ст. 1829; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816), п р и к а з ы в а ю:

1.    Утвердить прилагаемые Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (далее - Правила).

2.    Признать утратившими силу:

главу II «Требования к структуре проекта пробной эксплуатации месторождения (залежи), технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения, залежей или участков залежей технологической схемы разработки и технологического проекта разработки» Требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Министерства природных ресурсов    и    экологии    Российской    Федерации    от    8    июля    2010    г.    № 254

(зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 17 сентября

2010    г., регистрационный № 18468);

приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 15 июля 2011 г. № 631 «О внесении изменения в Требования к структуре и оформлению    проектной    документации    на    разработку    месторождений

углеводородного сырья, утвержденные приказом Министерства природных ресурсов    и    экологии    Российской    Федерации    от    8    июля    2010    г.    № 254»

(зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 1 сентября

2011    г., регистрационный № 21725);

приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 9 апреля 2012 г. № 94 «О внесении изменения в Требования к структуре и оформлению    проектной    документации    на    разработку    месторождений

углеводородного сырья, утвержденные приказом Министерства природных ресурсов    и    экологии    Российской    Федерации    от    8    июля    2010    г.    № 254

«Об утверждении требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья» (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 14 мая 2012 г., регистрационный №24138).

3.    Установить, что положения главы III «Требования к оформлению проектной документации» Требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Минприроды России от 8 июля 2010 г. № 254 (зарегистрирован в Минюсте России 17 сентября 2010 г., регистрационный № 18468), не применяются к проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, предусмотренной настоящими Правилами.

Исполняющий обязанности Министра природных ресурсов и экологии Российской Федерации

по месторождению.

3.2.12.    ДТСР представляются недропользователем на согласование

в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении утвержденных начальных геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативному изменению состояния запасов (при изменении утвержденных начальных геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), представляемыми для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69 и для согласования ДТСР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 №    118.    Одновременно    с ДТСР в Федеральное агентство

по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами «ж» (за исключением ежемесячных сведений по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и «л» пункта 2.3 настоящих Правил.

3.2.13.    ДТСР представляются на согласование в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, в следующих случаях:

а)    отклонения фактической или ожидаемой годовой добычи нефти и (или) газа от проектной, превышающего установленное значение отклонений;

б)    получения положительных результатов, проведенных на месторождении ОПР, и возможности их распространения на объект разработки или изменения (не подтверждения) эффективности проводимых геолого-технологических (технических) мероприятий (далее - ГТМ);

в)    необходимости изменения технологии и системы разработки месторождения (ЭО).

3.2.14.    В ДТСР, выполняемом в целом по месторождению, анализируется выполнение утвержденного ПТД за рассматриваемый период, при необходимости обосновывается изменение системы разработки, уточняются геологические и гидродинамические (газодинамические) модели ЭО (залежей), уточняются проектные решения и технико-экономические показатели, проводится планирование применения новых эффективных методов воздействия на пласты, не предусмотренных в последнем утвержденном ПТД.

3.2.15.    Допускается составление ДТСР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько ЭО при выполнении условий, предусмотренных пунктом 3.2.12 настоящих Правил, в следующих случаях:

а) при выявлении новых залежей после составления последнего утвержденного ПТД, если технологические решения и прогнозные уровни добычи по остальным залежам (ЭО) не изменяются или находятся в пределах допустимых

отклонений;

б) при изменении технологических решений и прогнозных уровней добычи УВС для одного или нескольких ЭО.

В случае составления ДТСР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько ЭО, построение геологической и гидродинамической модели и проведение технико-экономических расчетов осуществляются для новых залежей или ЭО с изменяемыми технологическими решениями или прогнозными уровнями добычи УВС. Для остальных ЭО рассматривается один, утвержденный действующим ПТД, вариант разработки с выходом на ранее утвержденный коэффициент извлечения нефти (далее - КИН), коэффициент извлечения газа (далее - КИГ), коэффициент извлечения конденсата (далее - КИК), с показателями разработки на основе актуализированной ГДМ на дату составления ДТСР.

3.3. Технологический проект разработки:

3.3.1.    ТПР составляется для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А по основному полезному ископаемому более 75%.

3.3.2.    Основные задачи ТПР и ДТПР:

а)    определение структуры остаточных запасов УВС;

б)    уточнение ГДМ продуктивных пластов;

в)    подготовка мероприятий по рациональному использованию пробуренного фонда скважин;

г)    составление программы применения методов интенсификации добычи и повышения коэффициента извлечения УВС;

д)    обоснование коэффициентов извлечения и остаточных запасов УВС на момент завершения разработки;

е)    определение общих требований для обеспечения экологической безопасности при консервации завершенного разработкой месторождения и ликвидации промысловых объектов.

3.3.3.    Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается составление ТПР и ДТПР для одного или нескольких ЭО, разрабатываемых с использованием общей системы сбора и подготовки продукции.

3.3.4.    Допускается составление единых ТПР и дополнений к ним для группы месторождений УВС с общей системой сбора и подготовки продукции с разделением показателей разработки по месторождениям. Проектные решения и показатели разработки месторождения в ПТД планируются до конца разработки.

3.3.5. В случае, когда часть месторождения выходит за пределы лицензионного участка и находится в нераспределенном фонде недр или предоставлена в пользование на основании лицензий    другому(им) недропользователю(ям), ТПР и (или) ДТПР составляются для месторождения в целом с разделением технологических показателей разработки по лицензионным участкам всех недропользователей, а также для части месторождения, находящейся в нераспределенном фонде недр.

3.3.6.    ТПР и (или) ДТПР могут составляться по отдельному лицензионному участку при условии, что предложенные проектные решения (расположение

скважин, их конструкция, режимы работы, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков. Технологические показатели разработки в ТПР и ДТПР рассчитываются до конца срока разработки месторождения.

3.3.7.    При необходимости опробования и внедрения технологии разработки новой для данных геолого-физических условий, а также для крупных и уникальных месторождений УВС, недостаточно разведанных и (или) со сложным геологическим строением, в составе ТПР и дополнений к ним допускается выделение участка (участков) ОПР. Технологические и технико-экономические показатели разработки для этого участка (участков) рассчитываются отдельно. Срок проведения ОПР для утвержденной технологии не превышает 7 (семи) лет, уровни добычи в этот период по участку (участкам) ОПР не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи, утвержденном по месторождению.

3.3.8.    ДТПР представляются на согласование в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении числящихся на ГБЗ утвержденных начальных геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативным изменением состояния запасов (при изменении числящихся на ГБЗ утвержденных начальных геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69, и для согласования ДТПР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118. Одновременно с ДТПР в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами «ж» (за исключением ежемесячных сведений по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и «л» пункта 2.3 настоящих Правил.

3.3.9.    ДТПР представляются на согласование в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, в следующих случаях:

а)    отклонения фактической годовой или ожидаемой добычи нефти и (или) газа от проектной, превышающего установленное значение отклонений;

б)    получения положительных результатов, проведенных на месторождении ОПР, и возможности их распространения на объект разработки или изменении (не подтверждения) эффективности проводимых ГТМ;

в)    необходимости изменения технологии и системы разработки.

3.3.10.    Допускается составление ДТПР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько объектов разработки, при выполнении условий, предусмотренных пунктом 3.3.8 настоящих Правил, в следующих случаях:

а) при выявлении    новых залежей после составления последнего утвержденного ПТД, если технологические решения и прогнозные уровни добычи по остальным залежам (ЭО) не изменяются или находятся в пределах допустимых отклонений;

б)    при изменении технологических решений и прогнозных уровней добычи УВС для одного или нескольких объектов разработки.

В случае составления ДТПР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько    объектов разработки, построение геологической

и гидродинамической модели и проведение технико-экономических расчетов осуществляется для новых залежей или ЭО с изменяемыми технологическими решениями или прогнозными уровнями добычи УВС. Для остальных ЭО рассматривается один, утвержденный действующим ПТД, вариант с выходом на ранее утвержденный коэффициент извлечения (КИН, КИТ, КИК), с показателями разработки на основе актуализированной ГДМ на дату составления ДТПР.

3.3.11.    В ТИР и ДТПР анализируется реализуемая система разработки, и предлагаются мероприятия, направленные на достижение максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения УВС, использования ПНГ и прочих попутных полезных ископаемых, извлекаемых при добыче нефти и (или) газа.

3.3.12.    ДТПР составляются по результатам реализации мероприятий, предусмотренных в ТПР. В ДТПР анализируется выполнение утвержденного ПТД за рассматриваемый период, уточняются проектные решения и технологические показатели, проводится планирование применения новых эффективных методов воздействия на пласт, не предусмотренных в утвержденном ПТД.

IV. Техническое задание

4.1.    Для составления ПТД предусматривается составление Технического задания. В Техническом задании для каждого вида ПТД в соответствии с главой III настоящих Правил прописываются основные положения, отвечающие целям и задачам данного ПТД.

4.2.    В Техническом задании указываются перечень информации, предоставляемой составителю (проектировщику) ПТД, и дата, по состоянию на которую составляется ПТД.

V. Основные требования к проектированию разработки месторождений углеводородного сырья

5.1.    Принимаемые для проектирования запасы УВС:

5.1.1.    Для месторождений, находящихся в разведке (категории С1 и С2), геологические запасы утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов, извлекаемые запасы УВС и коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИТ), конденсата (КИК)

утверждаются на основании государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в части обоснования технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в ППЭ месторождений (залежей) или экспертных оценок, упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:

а)    эмпирических методов;

б)    покоэффициентного метода;

в)    метода аналогий.

КИН, КИГ и КИК, рассчитанные при помощи ГДМ, не являются приоритетными, а рассматриваются как дополнительный инструмент обоснования в рамках ППЭ.

5.2. Выделение эксплуатационных объектов:

5.2.1.    ЭО включает залежь нефти (газа) или часть залежи или несколько залежей нефти (газа).

5.2.2.    Целью выделения ЭО на месторождении является обеспечение рациональной разработки месторождения и достижение максимально возможных, экономически целесообразных коэффициентов извлечения УВС (КИН, КИГ, КИК).

5.2.3.    ЭО выделяется при условии наличия достаточных запасов УВС на единицу площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин и наличия разделов из непроницаемых пород во избежание перетоков флюидов между соседними ЭО.

5.2.4.    При ожидаемой низкой технологической эффективности или нерентабельности разработки отдельных пластов самостоятельными сетками скважин возможна совместная эксплуатация пластов или комбинирование вариантов, например: совместная эксплуатация пластов в добывающих скважинах при организации раздельной закачки рабочего агента в каждый пласт через самостоятельные нагнетательные скважины; создание дифференцированного давления нагнетания в пласты (группы пластов) с разными проницаемостями; применение оборудования для одновременно-раздельной добычи и одновременнораздельной закачки.

5.2.5.    При выделении ЭО учитываются следующие геологические критерии:

а)    объединяемые для совместной разработки залежи принадлежат единому этажу нефтегазоносности и имеют близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений;

б)    залежи идентичны по литологии, типу коллекторов во избежание различий в характере протекающих процессов в пластах с разной структурой пустотного пространства, по устойчивости к разрушению прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин;

в)    залежи незначительно отличаются по проницаемости и неоднородности для обеспечения приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притока УВС из всех пластов при одинаковом забойном давлении;

г)    нефти имеют близкие свойства (во избежание смешения нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки);

д)    объединяемые газовые и газоконденсатные залежи имеют близкие характеристики по составу пластовых флюидов и термобарические условия.

5.2.6.    Самостоятельный ЭО разрабатывается единой сеткой эксплуатационных скважин.

5.2.7.    Уточнение (укрупнение, разукрупнение) ЭО допускается в ПТД по геологическим или технологическим причинам, включая изменение объектов, в отношении которых осуществляется подсчет запасов полезных ископаемых (далее - подсчетных объектов) по результатам доразведки, установление возможности или невозможности совместной эксплуатации пластов на отдельных участках залежей в связи с изменением представлений о геологическом строении.

5.3. Обоснование вариантов разработки:

5.3.1.    ПТД должен содержать несколько вариантов разработки по каждому ЭО (кроме случаев, предусмотренных пунктами 3.1.5, 3.2.15 и 3.3.10 настоящих Правил). Варианты разработки рассчитываются в количестве, обеспечивающем возможность обоснованного выбора рекомендуемого варианта разработки, обоснования коэффициентов извлечения и извлекаемых запасов УВС (технологически достижимых и рентабельных).

5.3.2.    Для сравнения вариантов разработки рассчитывается вариант добычи УВС фондом скважин, пробуренным и действующим на начало первого проектного года с использованием систем обустройства и объектов внешнего транспорта, построенных на начало первого проектного года. Данный вариант принимается в качестве базового. Базовый вариант формируется и рассматривается в ПТД только при наличии фонда скважин, пробуренного и действующего на начало первого проектного года.

5.3.3.    Вариант разработки, принятый в последнем утвержденном ПТД, рассматривается в качестве первого (далее - Вариант 1). Вариант 1 включает базовый вариант (при его наличии) и адаптированные к текущей геологической основе прогнозные технологические решения согласно ранее утвержденному ПТД.

5.3.4.    Все последующие рассматриваемые варианты разработки должны быть направлены на максимально возможное и экономически целесообразное извлечение УВС из недр. Варианты должны включать как бурение скважин различной конструкции и различные системы воздействия, так и методы увеличения коэффициентов извлечения УВС из недр (методы увеличения нефтеоотдачи - далее МУН, методы увеличения газотдачи - далее МУГ, методы увеличения конденсатоотдачи - далее МУК).

5.3.5.    Количество вариантов разработки по ЭО, рассматриваемых в ПТД, не ограничивается, но должно быть (без учета базового варианта) не менее:

а)    трех - в TCP и ДТСР;

б)    двух - в ТПР и ДТПР;

Меньшее число вариантов разработки по ЭО должно быть обосновано. В ППЭ и дополнениях к нему допускается рассмотрение одного варианта разработки.

5.3.6.    Для нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей в ПТД расчитывается вариант разработки совместного извлечения УВС из скважин, при обосновании технико-технологической или технико-экономической невозможности и (или) нецелесообразности самостоятельной добычи нефти.

Выбор регулярных систем размещения скважин осуществляется с учетом опыта разработки подобных залежей. Для залежей сложной конфигурации и незначительных размеров могут использоваться нерегулярные (избирательные) системы размещения скважин.

5.3.7.    При проектировании рассматриваются различные типы профилей и конструкции скважин: вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные, многозабойные скважины в зависимости от геолого-физической характеристики объектов.

5.3.8.    Плотность сетки скважин определяется геологическим строением залежи УВС, свойствами пластовых флюидов и экономическими условиями разработки.

При первоначальном выборе плотности сетки скважин учитываются системы размещения и плотности сеток скважин, апробированные на подобных месторождениях (залежах) данного района.

5.3.9.    На недостаточно изученных участках залежей (категории запасов В2 и С2) проектные скважины могут быть отнесены к зависимым, бурение которых осуществляется по результатам уточнения геологического строения. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в ПТД.

5.3.10.    По мере разбуривания и накопления геолого-промысловой информации о состоянии выработки запасов на всех стадиях проектирования предусматриваются мероприятия по вовлечению в активную разработку запасов УВС, слабодренируемых имеющейся сеткой скважин (например, гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП), зарезка боковых стволов (далее - БС) и боковых горизонтальных стволов (далее - БГС), бурение дополнительных скважин, переход на отдельных участках на избирательное заводнение, применение МУН и (или) МУГ и (или) МУК.

5.3.11.    В вариантах разработки для разрабатываемых месторождений (ЭО, залежей) предусматриваются мероприятия по рациональному использованию пробуренного фонда скважин, в том числе: вывод скважин, перспективных для добычи, из неработающего фонда; зарезка боковых стволов на проектном объекте; перевод скважин на другие объекты путем зарезки боковых стволов или другими методами.

5.3.12.    В ПТД прогнозные технологические показатели разработки рассчитываются с применением гидродинамических моделей, учитывающих:

а)    основные особенности геологического строения залежи;

б)    тип коллектора;

в)    неоднородность строения, фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов;

г)    физико-химические свойства насыщающих флюидов и закачиваемых

в пласт агентов вытеснения;

д)    историю разработки;

е)    механизм проектируемых процессов разработки;

ж)    системы размещения скважин и возможность их трансформации;

з)    режимы работы скважин и возможность их изменения.

5.3.13.    Технологические показатели разработки в ПТД рассчитываются до конца проектного срока разработки месторождения. Прогнозные расчеты проводятся исходя из условий выбытия из эксплуатации:

а)    добывающих нефтяных скважин при достижении одного из следующих показателей: обводненности 98%, дебита по нефти 0,5 т/сут, газового фактора 2500 м³/т;

б)    добывающих газовых или газоконденсатных скважин при снижении устьевого давления ниже давления, обеспечивающего технологическую возможность подачи газа для подготовки и магистрального транспорта;

в)    для морских месторождений проектный срок разработки определяют, учитывая нормативные сроки службы установок и сооружений, расположенных в морях.

Другие условия, принятые при проектировании, обосновываются специальными расчетами.

5.3.14.    Геологические и гидродинамические модели продуктивных пластов создаются в соответствии с нормативно-методическими документами по созданию моделей и в соответствии с критериями оценки качества трехмерных цифровых моделей, предусмотренными пунктом 5.6 настоящих Правил.

5.4. Рекомендуемый вариант разработки:

5.4.1.    Выбор рекомендуемого варианта разработки ЭО проводится на основе технико-экономической оценки вариантов разработки ЭО. По выбранному варианту разработки обосновываются технологические запасы и запасы, рентабельно извлекаемые на дату представления ПТД, и коэффициенты извлечения УВС как для технологических, так и для рентабельно извлекаемых запасов.

5.4.2.    В случае решения недропользователя продолжать разработку объекта за пределами рентабельного срока, рассчитывается вариант разработки после окончания рентабельного срока, обосновывающий экономическую эффективность дальнейшей разработки месторождения для недропользователя.

5.4.3.    Если технология разработки месторождения предполагает взаимоувязанность решений для нескольких ЭО, то варианты разработки и техникоэкономическая оценка рассчитываются для группы объектов с последующим разделением показателей по ЭО.

5.4.4.    Для месторождения в целом формируется один рекомендуемый вариант разработки, являющийся совокупностью рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО. Технологические показатели разработки месторождения в целом по технологическому и рентабельному периодам определяются суммированием показателей рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО.

5.4.5.    Проектные показатели разработки по категории А+В1 в целом

по месторождению согласовываются и утверждаются на рентабельный период разработки согласно Приложению № 5 к настоящим Правилам и с учетом пункта 5.4.2 настоящих Правил.

Проектные показатели разработки по категории А+В1+В2 в целом по месторождению согласовываются и утверждаются в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, до конца разработки для проектирования обустройства месторождения.

5.4.6.    Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС по рекомендуемому варианту разработки ЭО (залежи) представляются по видам запасов, категориям, представляемым в подсчете (пересчете) запасов или в соответствии с числящимися запасами на ГБЗ.

5.4.7.    Рентабельные коэффициенты извлечения и рентабельно извлекаемые запасы УВС по рекомендуемому варианту разработки ЭО (залежи) представляются по видам и категориям запасов, представляемым в подсчете (пересчете) запасов или в соответствии с числящимися запасами на ГБЗ.

5.4.8.    Если в ПТД не предусмотрено освоение запасов категории В2, то в ПТД представляется обоснование невозможности вовлечения в разработку этих запасов с указанием причин (например, технических, технологических, экономических), либо предложения по изменению условий пользования недрами.

5.5. Технико-экономическая оценка вариантов разработки:

5.5.1. Экономическая оценка вариантов разработки ЭО и месторождения в целом проводится недропользователем в соответствии с нормативными правовыми документами по оценке эффективности инвестиционных нефтегазовых проектов. Оценка рентабельно извлекаемых запасов УВС и коэффициентов извлечения УВС выполняется в ПТД для всех ЭО и каждого представленного варианта разработки ЭО в границах геологических запасов категорий А + В1 + В2. Рентабельно извлекаемые запасы и соответствующие значения рентабельных коэффициентов извлечения по отдельным залежам, входящим в ЭО, и отдельным категориям запасов оцениваются на основании расчетов на ГМ и ГДМ. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (текущие) определяются как накопленная добыча УВС с первого проектного года до конца рентабельного срока разработки ЭО. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (начальные) определяются как накопленная добыча УВС с начала разработки до конца рентабельного срока разработки ЭО.

Рентабельный срок разработки ЭО определяется как часть проектного срока (начиная с первого проектного года) разработки, в течение которого достигается положительное значение чистого дисконтированного дохода (далее - ЧДЦ).

Рентабельный коэффициент извлечения УВС (КИН_Р, КИГ_Р, КИК_Р) определяется как отношение начальных рентабельно извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам. При добыче более одного вида УВС показатели экономической эффективности разработки ЭО рассчитываются с учетом экономики добычи и реализации всех добываемых видов УВС, а рентабельно извлекаемые запасы каждого вида УВС определяются как накопленная добыча соответствующего вида УВС за рентабельный срок разработки ЭО.

5.5.2.    Определение экономических показателей эффективности вариантов разработки ЭО и месторождения в целом выполняется в реальном выражении с учетом изменения регулируемых государством цен и тарифов, действующих на дату подготовки ПТД.

5.5.3.    Расчет экономических показателей эффективности разработки месторождения может проводиться с учетом чистых денежных потоков (в том числе капитальных вложений и операционных доходов) предыдущих лет (до первого проектного года) при предоставлении недропользователем дополнительного обоснования такого расчета. При этом период учета чистых денежных потоков предыдущих лет для морских месторождений УВС не должен превышать 7 лет, предшествующих дате подготовки ПТД, для остальных месторождений 5 лет, предшествующих дате подготовки ПТД.

5.5.4.    Используемый и приведенный в ПТД уровень цен на УВС на экспортных рынках и обменный курс российского рубля определяются для первого расчетного проектного года, а значения цен на УВС на экспортных рынках и обменного курса российского рубля для второго и последующих проектных лет приравниваются к значениям первого года. Для обоснования выбора цен на УВС на экспортных рынках и соответствующего им обменного курса российского рубля первого года экономической оценки используются средние значения цен на УВС на экспортных рынках и соответствующие им значения обменного курса российского рубля за 12 (двенадцать) календарных месяцев, предшествующих дате подготовки ПТД (или по состоянию на 1 января года представления ПТД). Средние значения экспортных цен на УВС определяются как сумма цен на экспортных рынках УВС на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать). Средний уровень цен на УВС на экспортных рынках определяется пользователями недр самостоятельно. Среднее значение обменного курса определяется как сумма значений курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации в соответствии с Федеральным законом от 10 июля 2002 г. № 86-ФЗ «О Центральном банке Российской Федерации (Банке России)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 28, ст. 2790; 2003, № 2, ст. 157; № 52, ст. 5029, ст. 5032, ст. 5038; 2004, № 27, ст. 2711; № 31, ст. 3233; № 52, ст. 5277; 2005, № 25, ст. 2426; № 30, ст. 3101; 2006, № 19, ст. 2061; № 25, ст. 2648; 2007, № 1,ст. 9, ст. 10; № 10, ст. 1151; № 18, ст. 2117; 2008, № 42, ст. 4696, ст. 4699; № 44, ст. 4981, ст. 4982; № 52, ст. 6229, ст. 6231; 2009, № 1, ст. 25; № 29, ст. 3618, ст. 3629; № 39, ст. 4532; № 48, ст. 5731; 2010, № 40, ст. 4971; № 45, ст. 5756; 2011, № 7, ст. 907; № 27, ст. 3873; № 43, ст. 5973; № 48, ст. 6728; 2012, № 50, ст. 6954; № 53, ст. 7591; № 53, ст. 7607; 2013, № 11, ст. 1076; № 14, ст. 1649; № 19, ст. 2329; № 27, ст. 3438, ст. 3476, ст. 3477; № 30, ст. 4084; № 49, ст. 6336; № 51, ст. 6695, ст. 6699; № 52, ст. 6975; 2014, № 19, ст. 2311, ст. 2317; № 27, ст. 3634; № 30, ст. 4219; № 40, ст. 5318; № 45, ст. 6154; № 52, ст. 7543; 2015, № 1, ст. 4, ст. 37; № 27, ст. 3958, ст. 4001; № 29, ст. 4348, ст. 4357; № 41, ст. 5639; № 48, ст. 66992016, № 1, ст. 23, ст. 46, ст. 50; № 26, ст. 3891; № 27, ст. 4225, ст. 4273, ст. 4295; 2017, № 1, ст. 46; № 14, ст. 1997; № 18, ст. 2661, ст. 2669; № 27, ст. 3950;

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Минприроды России

от 20.09.2019 №639

Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

I. Общие положения

1.1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах» (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, № 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 10, ст. 823; 1999, № 7, ст. 879; 2000, № 2, ст. 141; 2001, № 21, ст. 2061; № 33, ст. 3429; 2002, № 22, ст. 2026; 2003, № 23, ст. 2174; 2004, № 27, ст. 2711; № 35, ст. 3607; 2006, № 17, ст. 1778; № 44, ст. 4538; 2007, № 27, ст. 3213; № 49, ст. 6056; 2008, № 18, ст. 1941; № 29, ст. 3418; № 29, ст. 3420; № 30, ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; № 29, ст. 3601; № 52, ст. 6450; 2010, № 21, ст. 2527; № 31, ст. 4155; 2011, № 15, ст. 2018; № 15, ст.    2025;    № 30, ст. 4567; № 30, ст. 4570; № 30,    ст.    4572; №    30, ст. 4590;    № 48,

ст. 6732;    № 49,    ст.    7042; № 50, ст. 7343; № 50, ст. 7359;    2012, №    25, ст. 3264;    № 31,

ст. 4322;    № 53,    ст.    7648; 2013, № 19, ст. 2312; № 30,    ст.    4060; №    30, ст. 4061;    № 52,

ст. 6961;    № 52,    ст.    6973; 2014, № 26, ст. 3377; № 30,    ст.    4261; №    30, ст. 4262;    № 48,

ст. 6647; 2015, № 1, ст. 11; № 1, ст. 12; № 1, ст. 52; № 27, ст. 3996; № 29, ст. 4350; №29 ст. 4359; 2016, № 15, ст. 2066; № 27, ст. 4212; 2017, № 31, ст. 4737; № 40, ст. 5750; 2018, № 23, ст. 3229; № 32, ст. 5135) (далее - Закон Российской Федерации «О недрах»), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 г. № 1219 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, № 47, ст. 6586; 2016, № 2, ст. 325; № 25, ст. 3811; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816; № 38, ст. 5564; № 39, ст. 5658; № 49, ст. 6904; 2017, № 42, ст. 6163; 2018, № 26, ст. 3866; № 27, ст. 4077; № 30, ст. 4735; № 45, ст. 6949; № 46, ст. 7056; № 52, ст. 8274; 2019, № 19, ст. 2301; № 24, ст. 3095; № 29, ст. 4027; № 32, ст. 4723), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 26, ст. 2669; 2006, № 25, ст. 2723; 2008, № 22, ст. 2581; № 42, ст. 4825; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 38, ст. 4489; 2010, № 26, ст. 3350; 2011, № 14, ст. 1935; 2013, № 10, ст. 1027; № 28, ст. 3832; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 123; № 9, ст. 922; 2015, № 2, ст. 491; 2016, № 2, ст. 325; № 2, ст. 351; № 13, ст. 1829; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816).

№ 30, ст. 4456; № 31, ст. 4830; № 50, ст. 7562; 2018, № 1, ст. 66; № 9, ст. 1286; №11, ст. 1584, ст. 1588; № 18, ст. 2557; № 24, ст. 3400; № 27, ст. 3950; № 31, ст. 4852; № 32, ст. 5115; № 49, ст. 7524; № 53, ст. 8411, ст. 8440; 2019, № 6, ст. 463; № 18, ст. 2198; № 23, ст. 2921; № 27, ст. 3538; № 29, ст. 3857; № 31, ст. 4423), на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать).

5.5.5.    Чистая цена каждого вида УВС (в том числе сырой нефти, газа, газового конденсата) при реализации на экспорт определяется с учетом цен на соответствующий вид УВС на внешних рынках за вычетом всех транспортных затрат от месторождения (пункта учета) до соответсвующего внешнего рынка и вывозных таможенных пошлин (в отношении сжиженного природного газа (далее - СПГ) также должны учитываться затраты на сжижение и регазификацию). При этом для расчета чистой цены должны использоваться актуальные применяемые для месторождения направления поставок УВС на внешние рынки и виды транспортировки на момент подготовки расчета. Использование дополнительных показателей (в том числе скидок и (или) премий за качество сырья), влияющих на определение чистой цены УВС при реализации на экспорт (в том числе с учетом имеющихся у недропользователя заключенных контрактов на поставку УВС), допускается при представлении недропользователем обоснования их использования.

5.5.6.    Чистая цена нефти и газового конденсата при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации принимается равной чистой цене нефти и газового конденсата при реализации на экспорт. Использование способов определения чистой цены нефти и газового конденсата при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации, не предусмотренных настоящим пунктом, допускается при представлении недропользователем обоснования их использования.

5.5.7.    Чистая цена на газ при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации определяется в соответствии с установленной государственным органом, осуществляющим государственное регулирование цен на газ на внутреннем рынке России в ценовом поясе местонахождения месторождения. Использование способов определения чистой цены газ при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации, не предусмотренных настоящим пунктом, допускается при представлении недропользователем обоснования их использования.

5.5.8.    Капитальные затраты определяются по следующим направлениям: геологоразведочные работы; бурение скважин; обустройство скважин и кустовых площадок; оборудование, не входящее в сметы строек; промысловое обустройство; внешняя инфраструктура; поддержание объектов основных средств; освоение природных ресурсов; затраты пользователя недр; применение МУН и (или) МУГ и (или) МУК.

5.5.9.    Эксплуатационные затраты включают в себя текущие затраты, налоги и прочие платежи, относимые на себестоимость добываемой продукции, и амортизационные отчисления. Текущие затраты определяются по статьям калькуляции или по элементам затрат (в соответствии с таблицами 50, 51 Приложения № 3 к настоящим Правилам). При определении текущих затрат по

1.2.    Настоящие Правила устанавливают требования к составу и содержанию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (далее -УВС), расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, в территориальном море, на континентальном шельфе Российской Федерации, в исключительной экономической зоне, на участках недр, расположенных в Черном и Азовском морях, в пределах которых Российская Федерация осуществляет суверенитет, суверенные права или юрисдикцию в связи с принятием в Российскую Федерацию Республики Крым и образованием в составе Российской Федерации новых субъектов - Республики Крым и города федерального значения Севастополя, в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, и Мировом океане, и предназначены для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами, пользователями недр, иными органами и организациями.

1.3.    Настоящие Правила распространяются на проекты пробной эксплуатации месторождений (залежей), технологические схемы разработки, технологические проекты разработки и дополнения к ним.

II. Общие требования к подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

2.1.    Техническими проектами разработки месторождений УВС являются проектные технические документы (далее - ПТД), включающие: проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (далее - ППЭ) и дополнение к нему (далее -ДППЭ), технологическую схему разработки месторождения (далее - TCP) и дополнение к ней (далее - ДТСР), технологический проект разработки месторождения (далее - ТПР) и дополнение к нему (далее - ДТПР), составленные на геологические запасы, прошедшие государственную экспертизу запасов полезных ископаемых, либо на геологические запасы, представленные на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых совместно с ПТД.

2.2.    Проектные решения основываются на имеющейся у недропользователя геологической информации о недрах, на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки месторождений.

2.3.    Исходная информация для составления ПТД на разработку месторождений:

а)    лицензия на пользование недрами и условия пользования участком недр;

б)    техническое задание на проектирование;

в)    протоколы ранее согласованных ПТД комиссией, создаваемой Федеральным агентством по недропользованию в соответствии с пунктом 5 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118

(Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 10, ст. 1100; 2011, №32, ст. 4846; 2014, № 14, ст. 1648; 2015, № 2, ст. 480; № 44, ст. 6128; № 52, ст. 7618; 2016, №. 8, ст 1134; № 22, ст. 3233; 2016, №. 51, ст. 7388; 2018, № 33, ст. 5423; 2019, № 18, ст. 2253) (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118);

г)    результаты сейсмических, геофизических, гидродинамических (газодинамических) и промысловых исследований скважин и пластов;

д)    данные бурения всех категорий скважин;

е)    последний отчет по подсчету запасов УВС, прошедший государственную экспертизу запасов полезных ископаемых в соответствии со статьей 29 Закона Российской Федерации «О недрах» (далее - государственная экспертиза запасов полезных ископаемых), и протокол об утверждении Федеральным агентством по недропользованию в порядке, установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, № 8, ст. 651; 2006, № 32, ст. 3570; 2007, № 5, ст. 663; 2009, № 18, ст. 2248; 2014, № 6, ст. 594; 2015, № 50, ст. 7171; 2016, № 8, ст. 1133; 2018, № 33, ст. 5423) (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69), заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в отношении указанного отчета;

ж)    ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения, в том числе: справка по добыче нефти, газа и конденсата по объектам (пластам) месторождения на дату составления ПТД с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати), справка по использованию попутного нефтяного газа (далее - ПНГ) и мероприятиях по увеличению процента использования ПНГ до 95% с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати);

з)    результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

и)    результаты промысловых испытаний различных технологий воздействия на пласт;

к) гидрогеологические,    инженерно-геологические    условия,    включая

геокриологические условия в районах распространения многолетнемерзлых пород;

л)    информация для проведения технико-экономических расчетов, в том числе:

калькуляция себестоимости добычи УВС с выделением статей по направлениям затрат (на дату начала расчетов) с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати), справка о средней стоимости работ по бурению скважин (вертикальных    скважин, горизонтальных    скважин,    боковых

горизонтальных стволов, боковых стволов), промысловому обустройству, применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов (включая гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны), изоляционным работам (включая ремонтно-

изоляционные работы, ликвидация заколонных перетоков) с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати);

м) дополнительные материалы по запросу организации-составителя ПТД.

III. Технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья

3.1.    Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи):

3.1.1.    ППЭ и ДППЭ составляются на стадии разведки для месторождения (залежи) с целью получения информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, в том числе с использованием различных технологий интенсификации добычи УВС, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленной разработке.

3.1.2.    ППЭ или ДППЭ для крупных и уникальных месторождений могут составляться по части месторождения (залежи) в пределах отдельного лицензионного участка, при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков в пределах одного месторождения.

3.1.3.    В ППЭ и ДППЭ выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категории запасов С1+С2. Недропользователь имеет право осуществлять бурение и добычу УВС из разведочных и эксплуатационных скважин (согласно решениям ППЭ) в границах запасов категории С2 при условии представления результатов пробной эксплуатации, обосновывающих геологических материалов и документов для проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча. Изменения категории запасов и их количество учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых (далее - ГБЗ) по состоянию на 1 января года, следующего за годом внесения оперативных изменений.

3.1.4.    ППЭ утверждается на следующие сроки, начиная с года начала его реализации:

а)    три года - для мелких и очень мелких месторождений;

б)    пять лет - для средних месторождений;

в)    семь лет - для крупных и уникальных месторождений, а также для морских месторождений вне зависимости от категории месторождения.

При наличии пяти и более эксплуатационных объектов (далее - ЭО) для мелких и очень мелких месторождений, срок ППЭ или ДППЭ может увеличиться до пяти лет, для средних месторождений - до 7 лет.

Сроки пробной эксплуатации месторождения (залежи), в случае необходимости проведения промышленных испытаний новой для данных геологофизических условий технологии разработки, могут быть дополнительно продлены на срок, не превышающий три года, путем подготовки и согласования ДППЭ в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации

от 03.03.2010 № 118.

Прогнозные годы в ППЭ и ДППЭ нумеруются порядковыми числительными, начиная с первого года. Первым прогнозным годом считается год, в котором будет начата добыча УВС согласно данному ППЭ или ДППЭ.

3.1.5.    ППЭ или ДППЭ могут представляться недропользователем в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69, и для согласования ППЭ в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, как отдельно, так и одновременно с документами и материалами по оперативному изменению состояния запасов углеводородного сырья по результатам геолого-разведочных работ и переоценки этих запасов. Одновременно с ППЭ или ДППЭ в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами «ж» (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и «л» пункта 2.3 настоящих Правил.

3.1.6.    В ППЭ и ДППЭ представляется один вариант разработки с вовлечением запасов категории Cl + С2 для перспективного планирования обустройства месторождения, объемов буровых и строительных работ. Для этого варианта рассчитываются технико-экономические показатели до конца расчетного периода.

3.1.7.    ППЭ и ДППЭ должны включать программу научно-исследовательских работ и доразведки месторождения, обеспечивающую получение всей необходимой информации для выполнения подсчета запасов и составления TCP. По результатам реализации программы проводятся исследования и устанавливаются данные:

а)    литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и разрезу;

б)    наличие и характер тектонических нарушений;

в)    гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежи, форма и размеры залежи;

г)    общая эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтегазоносности;

д)    тип, минеральный и гранулометрический состав пород продуктивных пластов;

е)    фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов (в том числе: пористость, проницаемость, параметры трещин для трещиноватых коллекторов);

ж)    геомеханические свойства пород;

з)    начальные значения нефтегазонасыщенности пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

и)    значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

к)    гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилегающих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);

л)    состав и физико-химические свойства пластовой нефти (в том числе: давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);

м)    состав и физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы);

н)    компонентный состав и физико-химические свойства газа в пластовых и стандартных условиях (в том числе: плотность по воздуху, сжимаемость);

о)    компонентный состав и физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадка нестабильного конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата С5+ в пластовом газе, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, содержание парафинов, смол и серы);

п)    физико-химические свойства пластовых вод (в том числе: плотность, вязкость, наличие примесей, температура);

р)    смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов;

с)    зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;

т)    относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды, значения капиллярного давления и остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти рабочими вытесняющими агентами;

у)    средние значения коэффициентов теплопроводности, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей (для залежей с нефтью повышенной вязкости);

ф)    другие параметры и величины, необходимые для корректного построения геологической и гидродинамической (газодинамической) моделей.

3.1.8. ДППЭ составляется по данным разведочного и эксплуатационного бурения в случае:

а)    изменения границ месторождения или участков пробной эксплуатации на залежах, выделенных в последнем утвержденном ПТД в связи с уточнением представлений о геологическом строении месторождения или залежей;

б)    выявления новых продуктивных пластов;

в)    выделения дополнительных участков пробной эксплуатации на залежах, выявленных после утверждения ПТД;

г)    необходимости изменения выделенных ЭО;

д)    уточнения или изменения технологических решений по системе разработки.

3.1.9.    В случае отсутствия необходимых исходных данных в ППЭ и дополнения к нему могут не включаться следующие разделы отчета:

а)    состояние разработки месторождения;

б)    модели месторождения;

в)    методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов;

г)    анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин.

3.1.10.    Для газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и морских месторождений, ввиду особенностей их разработки, напрямую увязанных с полномасштабной системой обустройства, проектирование может начинаться с TCP. В случае, если проектирование разработки газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и морских месторождений начинается с TCP, все данные, предусмотренные пунктом 3.1.7 настоящих Правил, определяются на этапе разведки.

3.2. Технологическая схема разработки:

3.2.1.    TCP и ДТСР являются ПТД, определяющими систему разработки месторождения с начала промышленной разработки на период разбуривания эксплуатационного фонда скважин.

3.2.2.    TCP, а также документы и материалы по подсчету запасов УВС, на основании которых подготовлена TCP, представляются недропользователем одновременно в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69, и для согласования TCP в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118. Одновременно с TCP в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами «ж» (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и «л» пункта 2.3 настоящих Правил.

3.2.3.    Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается составление TCP и ДТСР для одного или нескольких ЭО, разрабатываемых с использованием общей системы сбора и подготовки продукции.

3.2.4.    Допускается составление единых TCP и ДТСР для группы месторождений УВС с общей системой сбора и подготовки продукции с разделением показателей разработки по месторождениям. Проектные решения и показатели разработки месторождения в ПТД планируются до конца разработки.

3.2.5.    В случае, когда часть месторождения выходит за пределы участка недр, предоставленного в пользование на основании лицензии на пользование недрами (далее - лицензионного участка), и находится в нераспределенном фонде недр или предоставлена в пользование на основании лицензий другому(им) недропользователю(ям), TCP и ДТСР составляются для месторождения в целом с разделением технологических показателей разработки по лицензионным участкам всех недропользователей, а также для части месторождения, находящейся

в нераспределенном фонде недр.

3.2.6.    ДТСР для крупных и уникальных месторождений могут составляться

по отдельному лицензионному участку, при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, уровни отборов) согласованы между пользователями недр    прилегающих    лицензионных    участков.

Технологические показатели разработки в TCP и ДТСР рассчитываются до конца срока разработки.

3.2.7.    Основные задачи TCP и ДТСР:

а)    выделение ЭО;

б)    создание трехмерной гидродинамической модели (далее - ГДМ) месторождения на основе выполненной при подсчете запасов геологической модели;

в)    обоснование систем разработки и технологий воздействия;

г)    планирование методов интенсификации добычи У ВС;

д)    прогноз технологических показателей разработки;

е)    обоснование коэффициентов извлечения УВС из пластов;

ж)    технико-экономическое обоснование варианта разработки, рекомендуемого для согласования в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118;

з)    подготовка программы исследовательских работ, мониторинга и контроля разработки и доразведки месторождения.

3.2.8.    В TCP и ДТСР обосновываются мероприятия по повышению коэффициентов извлечения УВС на основе анализа эффективности применения гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых и иных методов увеличения нефте- и (или) газо- и (или) конденсатоотдачи, рекомендуются мероприятия по достижению установленного норматива использования ПНГ.

3.2.9.    Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС, обоснованные в TCP и ДТСР, проходят государственную экспертизу запасов полезных ископаемых с постановкой на ГБЗ.

3.2.10. В случае, если первым техническим документом на разработку месторождения является TCP, то прогнозные годы нумеруются порядковыми числительными начиная с первого года. Первым прогнозным годом считается год, в котором будет начата добыча УВС, согласно данной TCP и условий пользования недрами.

3.2.11.    При необходимости опробования и внедрения технологии разработки новой для данных геолого-физических условий, а также для крупных и уникальных месторождений УВС, недостаточно разведанных и (или) со сложным геологическим строением, в составе TCP и дополнений к ним допускается выделение участка (участков) опытно-промышленной разработки (далее - ОПР). Технологические и технико-экономические показатели разработки для этого участка (участков) рассчитываются отдельно. Срок проведения ОПР для утвержденной технологии не превышает 7 (семи) лет, уровни добычи в этот период по участку (участкам) ОПР не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи, утвержденном