РД 153-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (утв. Минтопэнерго РФ 31 января 1997 г.)

ГАРАНТ:

См. также ГОСТ Р 53710-2009 "Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки", утвержденный приказом Росстандарта от 15 декабря 2009 г. N 1152-ст

См. также Дополнение к "Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96) "Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)", утвержденное приказом Минтопэнерго РФ от 6 августа 1999 г. N 265

Перечень рекомендуемых графических приложений

1. Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.

2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:25000.

3. Сводный геолого-геофизический разрез.

4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.

5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.

6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000.

7. Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.

8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.

9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа технико-экономических показателей вариантов разработки.

10. Карты текущего состояния разработки объектов.

11. Карты остаточных запасов нефти.

12. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, закачки агентов, обводненности и др.

13. Схемы размещения разведочных и оценочных скважин.

14. Схемы разбуривания объектов разработки, нанесенные на карты нефтенасыщенных толщин.

Список сокращений

Регламент - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений

ЦКР Минтопэнерго РФ - Центральная комиссия по разработке Минтопэнерго РФ

НИПИ - научно-исследовательский проектный институт

ГАНГ - Государственная академия нефти и газа

АНК - акционерная нефтяная компания

ГКЗ РФ - Государственная комиссия по запасам Российской Федерации

ЦКЗ - нефть Роскомнедра - Центральная комиссия по запасам нефти Роскомнедра

ЭВМ - электронно-вычислительная машина

ВНК - водонефтяной контакт

ГНК - газонефтяной контакт

ГВК - газоводяной контакт

ГИС - геофизические исследования скважин

ЧНЗ - чисто нефтяная зона

ГНЗ - газонефтяная зона

ВНЗ - водонефтяная зона

ГВНЗ - газоводонефтяная зона

КИН - коэффициент извлечения нефти

ОПЗП - обработка призабойной зоны пласта

РД - Руководящий документ

РИР - ремонтно-изоляционные работы

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГДИ - гидродинамические исследования

ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование

КВУ - кривая восстановления уровня

КВД - кривая восстановления давления

ППД - поддержание пластового давления

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ЦГЭ - Центральная геофизическая экспедиция

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ТЭО - технико-экономическое обоснование

МУН - методы увеличения нефтеотдачи

САПР - система автоматизации проектирования разработки

ПДС - полимердисперсная система

Настоящий Регламент определяет структуру и содержание проектных документов на промышленную разработку технологических схем, проектов и уточненных проектов разработки, а также проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки нефтяных и газонефтяных месторождений как при использовании освоенных практикой методов разработки, так и при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов.

Регламент включает общие требования и рекомендации к содержанию технического задания на проектирование, составлению проектных документов, содержанию и оформлению всех составляющих их частей и разделов.

Регламент составлен на базе предыдущего РД-39-0147035-207-86. Положения Регламента основаны на анализе и обобщении отечественного и зарубежного опыта, последних достижений теории и практики разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, на опыте составления проектных документов по действовавшим ранее регламентам, их рассмотрения на ЦКР Минтопэнерго РФ и использования при составлении проектов обустройства месторождений, организации буровых работ, добычи нефти и газа.

При составлении настоящего Регламента учтены закон РФ "О недрах", налоговое законодательство России, оправдавшие себя положения действующих "Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", методических и нормативных документов в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, охраны недр и окружающей среды. Положения Регламента предусматривают использование при составлении проектных документов современных достижений трехмерной сейсмики, математического моделирования геологических объектов и процессов их разработки, компьютерных технологий.

Регламент устанавливает применение наиболее прогрессивных технологических процессов и передовой техники, обеспечивающих ускорение научно-технического прогресса на производственных нефтегазодобывающих предприятиях России.

Для соблюдения преемственности в настоящем Регламенте сохранены, по возможности, структура и последовательность текстовой части, формы табличных и графических приложений (с акцентом на специфику газонефтяных залежей), как и в действовавшем ранее РД 39-0147035-207-86.

В связи с переходом народного хозяйства на рыночную экономику по-новому составлены разделы Регламента по экономическому обоснованию проектных решений на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Для обеспечения единства методических подходов к решению этих вопросов при составлении проектных документов в настоящий Регламент отдельным документом включена "Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений". Эта методика составлена в соответствии с утвержденными рекомендациями государственных ведомств по оценке эффективности инвестиционных проектов и отбору их для финансирования.

Соблюдение требований и рекомендаций настоящего Регламента обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, занимающихся составлением технологических проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Настоящий документ подготовлен по заданию Минтопэнерго РФ и НК "Роснефть" Открытым акционерным обществом "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова (ВНИИнефть)" с участием ведущих специалистов нефтяных компаний и предприятий, отраслевых НИПИ.

Руководители работы - Гарипов В.З., Лисовский Н.Н., Шовкринский Г.Ю.

Составители:

от ВНИИнефти - Америка Л.Д., Баишев Б.Т., Васильев И.П., Горбунов А.Т., Горохов Н.С., Егурцов Н.Н., Жданов С.А., Исайчев В.В., Казаков В.А., Ковалев А.Г., Кузьмичев Ю.А., Курбанов А.К., Максимов М.М., Подлапкин В.И., Приходько В.Я., Сорокин С.В., Филиппов В.П., Фурсов А.Я.;

от СибНИИНП - Ревенко В.М., Янин А.Н., Гузеев В.В.;

от Гипровостокнефть - Катеев М.В., Сазонов Б.Ф.;

от ТатНИПИнефть - Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н., Фазлыев Р.Т.;

от БашНИПИнефть - Лозин Е.В., Тимашев Э.М.;

от ВНИИОЭНГ - Рохлин С.М.;

от ГАНГ - Гутман И.С., Иванова М.М., Мищенко И.Т., Стрижов И.Н., Чоловский И.П.;

от ПермНИПИнефть - Макаловский В.В.;

от ИНПЕТРО - Кац P.M.;

от Минтопэнерго РФ - Аракелов Р.С., Базив В.Ф., Князев С.В., Храмов П.Ф.;

от Госгортехнадзора РФ - Додонов Ю.А., Решетов А.С;

от Роскомнедра - Мустафинов Р.А., Немченко Н.Н., Теплов Л.К.;

от НК "Роснефть" - Гавура В.Е., Гудырин М.П., Лапидус В.З., Павлов В.П., Сафронов В.И.;

от АНК "ЛУКойл" - Азаматов В.И., Вахитов Г.Г., Лесничий В.М., Луценко В.В., Маслянцев Ю.В., Николаев В.А.;

от АООТ "Нижневартовскнефтегаз" - Репин В.И., Шарифулин Ф.А.;

от "Сиданко" - Лещенко В.Е., Мухаметзянов Р.Н., Розов В.Ю.;

от АНК "Сургутнефтегаз" - Балуев А.А., Медведев H.Я., Шеметилло В.Г.;

от АНК "Юкос" - Ефремов И.Ф.;

от АНК "Тюменская нефтяная компания" - Литваков В.У., Каркашов В.А., Кувшинов А.С.;

от АНК "Пурнефтегаз" - Ли А.А.;

от АНК "Ноябрьскнефтегаз" - Павлов М.В., Типикин С.И.;

от Восточной нефтяной компании - Гавура А.В., Мангазеев В.П.;

от ЦГЭ - Гогоненков Г.Н., Денисов С.Б., Юдин В.А.

Общие требования и рекомендации
по составлению проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

1. Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

1.1. Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" [1].

1.2. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геологопромысловой изученности.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий:

- осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости - пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

- балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн. т и газа до 3 млрд.  осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ-нефть Роскомнедра;

- утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80% категории и до 20% категории . Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

- состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения:

- в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа:

- имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

- составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ;

- утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

- получена лицензия на право пользования недрами.

1.3. Составление, рассмотрение и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляются в соответствии с действующим "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений" [3].

1.4. Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в условленном порядке Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

1.5. Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

1.6. Проектные решения на разработку должны быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

1.7. Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются:

1 - проекты пробной эксплуатации;

2 - технологические схемы опытно-промышленной разработки;

3 - технологические схемы разработки;

4 - проекты -разработки;

5 - уточненные проекты разработки (доразработки);

6 - анализы разработки.

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы:

- дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки;

- дополнения к технологическим схемам разработки.

Уточнение или пересмотр отдельных проектных решений показателей разработки, не меняющие утвержденных принципиальных положений технологических проектных документов, может производиться в:

- дополнениях к технологическим схемам и проектам разработки;

- авторском надзоре за выполнением технологических схем проектов разработки.

Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР Минтопэнерго РФ [3], а также территориальными Комиссиями создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.

1.8. Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

1.9. Для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки, составляются проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученными# в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации должен содержать программу работ и исследований по обоснованию дополнительных данных, необходимых для выбора технологии разработки, подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов.

1.10. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

1.11. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химических#, тепловыми и другими методами.

Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно-промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки.

1.12. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.

Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов.

В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически целесообразного коэффициента нефтеизвлечения.

1.13. Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

1.14. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

1.15. При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей принятым в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.

2. Техническое задание на составление технологической схемы (проекта) разработки месторождения (объекта, площади)

2.1. На составление технологических схем, проектов разработки месторождения и других технологических документов выдается техническое задание.

2.2. В техническом задании на технологическую схему и проект разработки указываются согласованные между Заказчиком и Проектировщиком:

- год начала ввода месторождения в разработку, пробную эксплуатацию, опытно-промышленную разработку; в случаях если не определен год начала ввода месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации;

- возможные объемы бурения по годам на ближайшую перспективу;

- возможные источники рабочих агентов и мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями - дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи (наличие водоохранных зон, зон приоритетного природопользования местным населением, участков кедровников, высокобонитетных пахотных земель и т.д.);

- ограничения, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений;

- условия сепарации и подготовки нефти;

- коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);

- сроки составления проектных документов.

При необходимости:

- проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства но# варианту, утвержденному ЦКР Минтопэнерго РФ, по месторождению в целом и отдельно по участкам каждого недропользователя;

- особые требования по охране недр и окружающей среды;

- другие возможные ограничения.

2.3. В техническом задании на проведение анализа разработки или авторского надзора за разработкой указываются вопросы, которые в первую очередь интересуют Заказчика, а Проектировщику предоставляется информация о реализации принятых проектных решений.

2.4. Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом предприятия-заказчика, согласовывается с территориальным округом Госгортехнадзора РФ и проектной организацией, утверждается руководством организации недропользователя.

2.5. Вместе с техническим заданием на технологическую схему или проект разработки Заказчик предоставляет проектирующей организации утвержденный ЦКЗ-нефть Роскомнедра подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов в случае их промышленного значения, протоколы его рассмотрения в ГКЗ РФ и другие материалы.

3. Общие требования и рекомендации по составлению проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

Технологические схемы и проекты разработки являются основными документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и компании осуществляют промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий; служат основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство, обоснования проектов прогноза добычи нефти, газа и конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт и капиталовложений по месторождениям.

При составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений необходимо руководствоваться следующими общими требованиями и рекомендациями.

3.1. Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений должно быть направлено на возможно полное извлечение из пластов запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

3.2. Составление технологических проектных документов на промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.

3.3. Исходной первичной информацией для составления технологических схем разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база. Технологическая схема должна составляться с учетом результатов детальных исследований, обеспечивающих уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллекторов, положения контуров газо- и нефтеносности сложнопостроенных продуктивных горизонтов в целях обоснования размещения скважин. При составлении проектов разработки дополнительно используются геолого-промысловые данные, полученные в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результаты специальных исследований, данные авторского надзора и анализа разработки.

3.4. Технологические схемы разработки составляются на начальные балансовые запасы нефти и газа категорий A+B+ и , как правило, утвержденные ГКЗ РФ или апробированные ЦКЗ Минтопэнерго РФ. Проекты и уточненные проекты разработки составляются на остаточные на дату составления проектного документа балансовые запасы нефти и газа.

3.5. В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена на недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории ), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения. Технологические показатели разработки (объемы добычи нефти и газа, закачки воды, фонд добывающих и нагнетательных скважин) запасов категории прогнозируются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры и перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых работ.

3.6. В проектных документах на разработку обосновываются:

- выделение эксплуатационных объектов;

- системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты;

- порядок ввода объекта в разработку;

- способы и режимы эксплуатации скважин;

- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

- вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

- вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

- выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

- требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

- требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

- специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;

- объемы и виды работ по доразведке месторождения;

- вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:

- структуру остаточных запасов нефти;

- показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

- данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

3.7. Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи.

В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки - не менее двух вариантов.

3.8. В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи определяется из условия, чтобы величины максимальной и минимальной годовой добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.

3.9. Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

3.10. Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Резервные скважины предусматриваются в целях вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д. Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах до 10%.

3.11. В проектах и уточненных проектах разработки и, как исключение, в технологических схемах обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров обосновываются технико-экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

3.12. В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно-промышленных испытаний.

3.13. Для повышения качества проектирования, надежности и точности процесса нефтеизвлечения на всех стадиях проектирования предусматривается широкое использование современных электронно-вычислительных машин, систем автоматизированного проектирования разработки, различных баз данных и графопостроителей.

Технологические показатели расчетных вариантов разработки прогнозируются с использованием современных физическисодержательных математических моделей пластов и рассматриваемых процессов их разработки, позволяющих учитывать основные особенности геологического строения залежей, тип коллекторов, неоднородность, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, физико-химические свойства насыщающих их и закачиваемых в них флюидов, механизм проектируемых процессов разработки, геометрию размещения скважин, возможность изменения режимов их работы.

Объемы добычи нефти, газа, жидкости, закачки воды в технологических схемах и проектах разработки рассчитываются без учета резервных скважин.

3.14. Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений, капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

3.15. Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в проектных документах проводится за весь срок разработки.

3.16. Рекомендуемый для практического осуществления вариант выбирается в соответствии с действующей в отрасли методикой экономической оценки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки.

3.17. В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.

3.18. Принципиальные решения по темпам и порядку ввода месторождения в разработку, уровням добычи нефти и газа, требованиям к бурению, освоению и способам эксплуатации скважин в процессе проектирования согласовываются с заказчиком проектных работ.

3.19. В месячный срок после утверждения проектного документа на ЦКР Минтопэнерго РФ проектирующей обустройство месторождения организации выдаются необходимые исходные данные о максимальных уровнях отбора нефти, газа и жидкости и закачке рабочих агентов по месторождению в целом.

При необходимости, после проведения кустования устьев скважин, проектирующая обустройство организация определяет количество и местоположение площадок промыслового обустройства, по которым проектирующая разработку организация проводит дополнительные расчеты технологических показателей.

3.20. Обоснование проектов прогноза добычи нефти и газа, объемов буровых работ производится в соответствии с действующими методическими указаниями по рекомендуемому к утверждению на ЦКР варианту разработки раздельно по запасам категории A+B+ и для каждого эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

3.21. Технологические схемы и проекты разработки составляются в соответствии с "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" [3] с учетом требований к содержанию и оформлению включаемых в них материалов, всех составляющих их частей, разделов и параграфов.

3.22. Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки.

Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.

3.23. В случае расширения границ залежей на приращенную площадь нефтеносности распространяется ранее утвержденная проектная система разработки и сетка скважин. Скважины, размещаемые на этой площади, являются дополнительными скважинами основного фонда.

3.24. При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений следует руководствоваться:

- законами Российской Федерации [78];

- Указами Президента России;

- постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам перспективного развития отраслей народного хозяйства [77], лицензирования, продажи нефти и др.;

- Основами законодательства Российской Федерации о недрах [80], налогового законодательства России [79] и др.;

- Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений [1];

- приказами Минтопэнерго РФ и решениями Коллегии;

- действующими ГОСТами, ОСТами, инструкциями, руководствами, методиками, положениями, нормами и нормативами технологического проектирования и др. в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, охраны недр и окружающей среды.

4. Требования к содержанию и оформлению проектных документов на разработку

4.1. Материалы проектных документов на разработку должны содержать все данные, позволяющие производить экспертизу проектных решений без личного участия авторов. Эти материалы включают реферат, основную часть, текстовые приложения (том I), табличные приложения (том II) и графические приложения. Последние оформляются отдельной папкой либо прилагаются к тому I.

4.2. В том I включается текстовая часть всех разделов, в которых раскрывается существо рассматриваемых вопросов и приводятся необходимые обоснования принимаемых решении#.

Объемы и детальность проработки отдельных разделов определяются авторами проектных документов в зависимости от сложности строения залежей, количества эксплуатационных объектов и рассматриваемых вариантов их разработки, стадии проектирования и т.д. В конце каждого раздела необходимо сделать выводы и рекомендации.

4.3. Во введении обосновывается необходимость постановки работы, приводятся краткие сведения по истории проектирования, указываются основные цели и задачи проектирования.

4.4. В реферате дается краткое описание основных особенностей геологического строения залежей, приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов, акцентируется внимание на физико-химических свойствах насыщающих пласты флюидов в случаях, когда они обусловливают специфику разработки данного месторождения. Приводятся описание этапов проектирования, основные положения ранее принятых проектных решений, текущего состояния разработки объектов. Излагаются характеристики и особенности рассматриваемых в проектном документе вариантов разработки и рекомендуемых решений.

4.5. Включаемый в том I табличный и графический материал должен содержать все данные о рекомендуемом - варианте и сопоставительные таблицы исходных данных и результатов расчетов технико-экономических показателей по всем сравниваемым вариантам разработки.

Для пояснения принципиальных положений при необходимости приводятся дополнительные материалы (таблицы, схемы, графики).

4.6. Текстовые приложения к тому I должны содержать техническое задание на проектирование, различные акты, заключения и протоколы рассмотрения материалов заинтересованными организациями, сведения об уровнях добычи нефти, принятых в лицензионных соглашениях.

4.7. Табличные приложения, приводимые в томе II, должны содержать исходные данные и распечатки результатов расчетов на ЭВМ. Материалы, выполненные с помощью ЭВМ, должны содержать все данные, позволяющие провести проверку их промежуточных и конечных результатов обычными методами.

4.8. Графические приложения должны отображать основные особенности геологического строения месторождения, текущее состояние разработки эксплуатационных объектов, содержать схемы разбуривания, карты размещения скважин и т.д. Они должны быть выполнены в общепринятых условных обозначениях.

4.9. Если особенности месторождения и проектируемой системы его разработки не отражаются содержанием разделов проектного документа, составляемого в соответствии с настоящим Регламентом, то для их обоснования в проектном документе дополнительно приводятся специальные разделы с необходимым текстом, схемами и графиками.

4.10. В случае повторного представления материалов после предварительного рассмотрения на ЦКР, сведения, оставшиеся без изменений, приводятся в сокращенном виде, со ссылкой на соответствующие отчеты. При этом уместно подробное изложение методики и объемов дополнительно проведенных работ, их качества, эффективности и результатов, обоснование изменений, внесенных в представленный ранее отчет.

4.11. На титульном листе отчета должны быть указаны: организация, выполнившая работу; фамилии и инициалы авторов (ответственных исполнителей); полное название отчета с указанием наименования месторождения, типа месторождения (нефтяное, газонефтяное, нефтегазоконденсатное и т.п.) и района расположения месторождения; место и год составления отчета. Титульные листы должны быть подписаны ответственными должностными лицами организации, представившей отчет, а подписи их скреплены печатью. Подписи авторов и исполнителей работ под текстом, таблицами, текстовыми и табличными приложениями печатью не скрепляются.

После титульного листа тома I помещаются: список исполнителей, информационная карта, оглавление всех томов отчета и перечень всех приложений. После титульного листа каждого последующего тома помещается только оглавление этого тома.

4.12. В отчете необходимо представить список использованных материалов. В перечне опубликованной литературы, фондовых и других материалов, приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).

4.13. Проектные документы оформляются в соответствии с требованиями ГОСТ на отчеты о научно-исследовательских работах, требованиями по обеспечению безопасности труда и охраны окружающей среды.

Все исходные данные по запасам нефти и газа в пластах, их геолого-физическим характеристикам, результаты расчетов технологических и экономических показателей разработки (кроме запасов нефти, плотности сетки, дебитов скважин, уровней добычи нефти, закачки воды и др.) приводятся в Международной системе единиц измерений СИ.

4.14. Текстовая часть материалов (отчета) должна быть переплетена и снабжена этикеткой, на которой указывается номер экземпляра, наименование организации, фамилия и инициалы руководителя работ, название отчета, номер и название тома и год его составления.

4.15. В конце отчета необходимо сделать заключение, в котором указываются общие выводы и рекомендации, отражающие основную цель работы. В выводах указывается степень изученности, количество и качество запасов нефти и газа, условия их залегания, принимаемый вариант разработки и достигаемый в результате его внедрения КИН, рекомендации по наиболее рациональному способу разработки, оценка общих перспектив месторождения, проблемы и пути их решения, замечания по совершенствованию научно-исследовательских работ и т.д.

4.16. Текст отчета и таблицы подписываются авторами, а материалы первичной документации - исполнителями работ.

4.17. На каждом чертеже необходимо указать его название и номер; числовой и линейный масштабы; ориентировку по сторонам света; наименование организаций, производивших разведку и разработку месторождения; должности и фамилии авторов, составивших чертеж, и лиц, утвердивших его. Чертежи должны быть подписаны указанными лицами. Все графические материалы выполняются в типовых общепринятых условных обозначениях. Условные обозначения помешаются либо на каждом чертеже, либо на отдельном листе.

4.18. Текстовую часть, текстовые и табличные приложения, как правило, следует переплетать раздельно и только при небольшом объеме материалов - одной книгой. Рекомендуется, чтобы объем каждого тома не превышал 250 страниц. Графические материалы следует помещать в папке, не сшивая их (каждый чертеж должен легко извлекаться для рассмотрения). Если чертеж выполнен на нескольких листах, их необходимо пронумеровать, а порядок их расположения показать на первом листе. К каждой папке с графическими приложениями дается внутренняя опись, содержащая наименование чертежей и их порядковые номера. В конце описи указывается общее количество листов.

4.19. Все экземпляры отчета должны быть идентичны по форме и содержанию.

5. Пробная эксплуатация разведочных скважин

5.1. Под пробной эксплуатацией разведочных скважин [1] понимается комплекс работ, проводимых в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

5.2. Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется совместно разведочными и добывающими предприятиями. Пробная эксплуатация разведочных скважин осуществляется по индивидуальным планам и программам, которые подлежат согласованию с местными организациями Госгортехнадзора РФ.

5.3. При испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин должен быть обеспечен отбор и использование нефти. Загрязнение территории, леса, рек, водоемов нефтью запрещается.

6. Проект пробной эксплуатации залежи (первоочередного участка)

"Проект пробной эксплуатации" является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и составляется и утверждается для месторождений, разведка которых не закончена или закончена при отсутствии достаточного объема исходных данных для составления технологической схемы разработки.

Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки выработки запасов и "экономичности" проекта.

Целью и задачей пробной эксплуатации является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение адресной геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата месторождения.

Исходной информацией для составления проекта пробной эксплуатации залежи служат данные разведки месторождения, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин.

В проекте пробной эксплуатации обосновываются:

а) предварительная геолого-промысловая модель;

б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

в) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории (в отдельных случаях и ), интервал отбора керна из них;

г) комплекс детальных геофизических исследований, направленных на уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллектора, положения контуров газо- и нефтенасыщенности сложнопостроенных продуктивных горизонтов в целях обоснования размещения скважин;

д) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для:

- уточнения положения ВНК, ГНК, толщины и характера распространения по площади зон переменной насыщенности (переходных зон между нефтью и водой, нефтью и газом); продуктивности добывающих скважин, приемистости нагнетательных скважин по воде, рациональных депрессий и репрессий;

- изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа, физико-гидродинамических характеристик коллекторов (величин начальных нефтегазонасыщенностей, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующих им значений проницаемости для нефти, воды и газа, зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности);

е) ожидаемые фонд скважин, максимальные уровни добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды в целом по месторождению для целей внешнего транспорта и строительства первоочередных объектов обустройства.

Ключевое место в "Проекте пробной эксплуатации" отводится программе проведения исследовательских работ. Полученные результаты комплексного исследования пластов и скважин, их надежность определяют качество решений вышеназванных задач.

Объем работ, намечаемых в рамках "Проекта пробной эксплуатации", должен гарантировать выполнение всех обязательств недропользователя в соответствии с лицензионным соглашением.

Особенно это касается вопросов недропользования, охраны недр и окружающей среды, выбора промышленных участков, вскрытия пластов, объемов добычи углеводородов.

При составлении "Проекта пробной эксплуатации" выполняются разделы, указанные в таблице П. 10.

В разделе "Общие сведения о месторождении" приводятся краткие экономико-географические сведения о районе проектируемых работ, особенности природно-климатических условий, орогидрография и геоморфология. Кратко характеризуются размещение и мощности действующих в районе месторождения баз производственного обслуживания, буровых, нефтегазодобывающих и строительных организаций, магистральных нефтегазопроводов, железнодорожных и автомобильных дорог, существующих источников водо- и энергоснабжения, наличие жилья и т.д.

В следующем разделе дается краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза вскрытых отложений, нефтегазоносность разреза, особенности залегания продуктивных пластов (глубина, характер распространения по площади, замещения, выклинивания и т.п.). Приводятся элементы тектоники, типы и размеры залежей, размеры водонефтяных зон, сведения об отметках ВНК, ГНК, контурах нефтеносности.

Дается характеристика толщины продуктивных пластов, непроницаемых разделов, их распространение по площади, приводятся коэффициенты неоднородности пласта (песчанистости и расчлененности).

Анализируются полученные различными методами средневзвешенные значения коллекторских свойств продуктивных пластов (пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности).

Приводятся краткие сведения об условиях отбора и количестве глубинных проб пластовых флюидов, поверхностных проб нефти, газа и воды, отобранных из разведочных скважин. Характеризуется представительность этих проб. Указывается диапазон изменения и средние величины параметров. Приводятся расчеты свойств нефти и газа в функции давления и температуры.

Приводятся результаты опробования и исследования скважин.

Оценивается предполагаемый природный режим залежей, степень изученности законтурной области.

Приводятся утвержденные ГКЗ РФ или принятые ЦКЗ-нефть, Роскомнедра подсчетные параметры, балансовые и извлекаемые запасы нефти, растворенного газа, свободного газа и конденсата, числящиеся на государственном балансе, распределение их по зонам, куполам и категориям. Для оценки перспектив добычи нефти на период пробной эксплуатации месторождения допускается применение оперативно пересчитанных запасов, если в период составления проекта пробной эксплуатации были получены новые данные о геологическом строении месторождения при заканчивании очередной разведочной скважины, оценивается объем запасов нефти, рекомендуемых для вовлечения в разработку на данной стадии проектирования.

Обосновывается необходимость бурения опережающих эксплуатационных скважин, их количество, местоположение, расстояние между ними, углубление на нижележащие пласты, необходимость бурения нагнетательных скважин и их опробования на приемистость при закачке агента.

Дается обоснование начальных дебитов скважин, закладываемых в расчеты, количество бурящихся и вводимых в эксплуатацию из числа пробуренных разведочных скважин. Освещаются перспективы добычи нефти на период пробной эксплуатации, объемы закачиваемой воды (при наличии нагнетательных скважин) и перспективы разработки с учетом его полного развития.

Определяются способы эксплуатации скважин. Для механизированного способа даются рекомендуемые типоразмеры насосов. Рекомендуются источники энерго- и водоснабжения, указываются ближайшие пункты сбора, подготовки и транспортировки нефти и утилизации газа.

В проекте обосновываются методы первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин, приводятся профиль и конструкция скважин (диаметр колонн, глубина их спуска, высота подъема цемента за колонной), применяемые химреагенты для обработки бурового раствора, исключающие загрязнение пласта.

Далее в проекте разрабатываются мероприятия, направленные на предотвращение потерь нефти в недрах, исключение возможности перетока жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, нарушений обсадных колонн и цемента за ними и т.п.

Намечаются мероприятия по обеспечению безопасности населенных пунктов, поверхностных и подземных водозаборов, рациональному использованию и охране земель и вод, охране воздушного бассейна, животного и растительного мира и т.п. с учетом состояния, объектов окружающей среды.

Делается оценка воздействия производства на окружающую среду. Все разделы выполняются на основе нормативных документов [13-31].

В проекте составляется план проведения исследовательских работ на разведочных и опережающих скважинах (периодичность замеров дебита жидкости и обводненности, пластовых забойных давлений, динамических уровней, отборов глубинных и поверхностных проб нефти на анализ, гидродинамические исследования скважин со снятием индикаторных диаграмм, кривых восстановления давления и гидропрослушивания на установившихся и неустановившихся режимах для последующего расчета коэффициента продуктивности и фильтрационных характеристик пластов и скважин), отбора и исследования кернового материала с указанием скважин, из которых намечается отбор керна.

Проектируется необходимый объем работ по доразведке месторождения (залежи).

Далее в проекте по показателям деятельности нефтегазодобывающего предприятия с учетом существующих цен на нефть, материалы и оборудование, налогообложения и льготных условий, прочих затрат дается экономическая оценка вариантов разработки месторождения в условиях рыночной экономики.

Даются характеристика системы налогообложения, формирования и распределения прибыли от деятельности предприятия и оценка рентабельности разработки месторождения.

7. Технологическая схема опытно-промышленной разработки

Целью опытно-промышленной разработки залежей или участков залежей следует считать промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого нефтяного или газонефтяного месторождения с учетом экономической эффективности, а также составление геологической модели.

Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам или проектам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведываемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки.

Участок или залежь для проведения опытно-промышленной разработки выбирается таким образом, чтобы эти работы в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).

В технологической схеме (проекте) опытно-промышленной разработки обосновываются:

а) Адресная геолого-промысловая модель (статическая).

Статическая геолого-промысловая модель залежи углеводородов представляет собой отражение совокупности геолого-физических свойств природного объекта - залежи, находящейся в начальном, не затронутом разработкой состоянии, и является основой для подсчета запасов и проектирования разработки.

Составляется и уточняется геолого-промысловая модель путем систематизации и комплексного обобщения всей разнообразной информации, полученной непосредственно при бурении и исследовании скважин, и косвенным путем (сейсмические исследования, аэрокосмосъемка и др.) на всех стадиях геолого-разведочных работ и разработки залежей (эксплуатационных объектов) с последовательной детализацией.

Основой статического геолого-промыслового моделирования являются методы геометризации, позволяющие путем построения различных геологических схем, карт, профильных разрезов отображать особенности и детали строения самого объекта и условий залегания углеводородов в недрах. В число обязательной геологической графики при геометризации залежей входят:

- схемы детальной корреляции разрезов скважин; от качества выполнения корреляции во многом зависит надежность всех остальных графических построений;

- детальные геологические профили продуктивной части разреза по наиболее характерным направлениям с нанесением положения контактов между нефтью, газом, водой (ВНК, ГНК, ГВК) и интервалом перфорации; структурные карты или карты поверхности кровли и подошвы коллекторов изучаемого объекта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, зон выклинивания или фациального замещения пластов, а также линий тектонических нарушений (при их наличии);

- карты общих, эффективных и нефтегазонасыщенных толщин.

Кроме геологической графики обязательной составной частью статической геолого-промысловой модели являются характеристики:

- природного режима, энергетических возможностей объекта, начального пластового давления, давления насыщения, ретроградных явлении и др.;

- вещественного состава пород, слагающих объект, минерального состава зерен скелета, состава цемента, глинистости, карбонатности и др.;

- фильтрационно-емкостных свойств коллекторов - пористости, проницаемости, нефте-, газо- и водонасыщенности и других структур вещественного объема;

- количественной оценки неоднородности продуктивных пластов, расчлененности, прерывистости, песчанистости, изменчивости, проницаемости;

- свойств пластовых флюидов, вязкости пластовой нефти, газонасышенности, содержания парафина в нефти и конденсата в газе и т.п.

б) Комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт.

в) Необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения.

г) Потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт.

д) Уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытно - промышленной разработки.

е) Комплекс исследований по контролю за процессом разработки в целях получения информации о ходе и эффективности проводимого процесса, дополнительных данных о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта.

ж) Способы эксплуатации скважин.

з) Основные требования к схеме промыслового обустройства.

и) Мероприятия по охране недр и окружающей среды, характеристика и меры безопасности при работе с агентами воздействия с учетом состояния всех объектов окружающей среды и экологических ограничений.

к) Предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможности реализации технологической схемы.

Технико-экономические расчеты проводятся за период не менее 20 лет.

8. Технологическая схема, проект разработки (доразработки)

Технологическая схема - основной проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и систему промышленной разработки месторождения.

8.1. Исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.

Технологические схемы должны составляться с учетом результатов детальных геофизических исследований, обеспечивающих уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллекторов, положения контуров газо- и нефтенасыщенности в целях обоснования размещения скважин.

8.2. В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории ), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения.

8.3. Технологические показатели разработки (объемы добычи нефти и газа, закачки воды, фонд добывающих и нагнетательных скважин) запасов категории прогнозируются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения в целом, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых работ.

8.4. Проекты разработки по сравнению с технологической схемой характеризуются большей глубиной проработки отдельных вопросов. Они составляются обычно после разбуривания большей части основного фонда скважин месторождения (залежи) с учетом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора и анализа разработки.

8.5. Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей (объектов), повышения эффективности их разработки, достижения более высокого коэффициента извлечения нефти.

8.6. Проводится анализ разработки месторождения и эффективности внедряемой системы разработки.

8.7. В проектных документах на разработку обосновываются:

- выделение эксплуатационных объектов;

- системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты;

- порядок ввода объекта в разработку;

- способы и режимы эксплуатации скважин;

- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

- вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

- вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

- выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин;

- требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

- требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

- специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;

- объемы и виды работ по доразведке месторождения;

- вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются приводить дополнительные материалы, отражающие:

- структуру остаточных запасов нефти;

- показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

- обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

9. Авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки

Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений отраслевые научно-исследовательские и проектные институты в соответствии с методическими указаниями [4] с периодичностью, устанавливаемой недропользователями, акционерными обществами, нефтедобывающими предприятиями, проводят авторский надзор.

В авторском надзоре контролируются:

- степень реализации проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений, вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, а также заключения о мероприятиях и предложениях производственных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти;

степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения нефтеизвлечения.

При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, контролируется выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин, анализируются объемы и виды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения. Проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по доразведке месторождения, его краевых зон.

Рекомендации по выполнению проектных решений в информационном отчете и протоколе авторского контроля могут содержать уточнение объемов и сроков бурения скважин, а также их местоположение после уточнения геологического строения и контуров нефтеводогазоносности.

10. Анализ разработки

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение коэффициентов извлечения нефти с учетом экономической эффективности.

Все меры, направленные на совершенствование систем разработки, а также изменение проектных решений и показателей, при их обоснованности служат основанием для переутверждения прежних проектных решений. Результаты работ по анализу разработки учитываются в проектах и уточненных проектах разработки месторождений.

Табличные приложения

Таблица П(ОТ).1

Результаты испытания разведочных скважин

N скв.	Пласт	Интервал залегания, м глубина абс.отм.	Вид опробования	Интервал опробования, м глубина абс.отм.	Дебит, м3/сут	Депрессия, МПа	Диаметр штуцера, мм
1	2	3	4	5	6	7	8

Таблица П(ОТ).2

Запасы нефти и растворенного газа, принятые для расчетов

Пласт	Зона	Категория запасов	Запасы нефти, тыс. т		Запасы растворенного газа, млн.м3
			балансовые	извлекаемые	балансовые	извлекаемые
1	2	3	4	5	6	7
		Всего

Таблица П(ОТ).3

План-график разбуривания участка

N п/п	Годы ввода скважин в разработку
	1	2	3
1	2	3	4
н о м е р а с к в а ж и н

Таблица П(ОТ).4

Показатели разработки месторождения (участка) по вариантам
Объект Вариант

Годы и периоды	Добыча нефти, тыс. т	Темп отбора от извлекаемых запасов, %		Накопленная добыча нефти, млн.т	Отбор от начальных извлекаемых запасов,%	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	Годовая добыча жидкости, тыс. т		Накопленная добыча жидкости, млн.т		Обводненность продукции, %	Закачка рабочих агентов, млн.м3 (млн. нм3)		Компенсация отбора закачкой, %		Добыча нефтяного газа, млн. нм3
		начальных	текущих				всего	в т.ч. механ. способ.	всего	в т.ч. механ. способ.		годовая	накопленная	годовая	накопленная	годовая	накопленная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18

Таблица П.2.1

Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов (горизонтов) по скважинам

N п/п	NN скв.	Пласт (горизонт)	Стратиграфические границы пласта (горизонта)		Границы проницаемых прослоев						Интервалы перфорации, м глубина абс.отм.	Тип перфорации	Количество отверстий	Принятое положение, м глубина абс.отм.
					кровля, м глубина абс.отм.	подошва, м глубина абс.отм.	Эффективная толщина, м
			кровля, м глубина абс.отм.	подошва, м глубина абс.отм.			общая	газонасыщенная	нефтенасыщенная	водонасыщенная
														ГНК	ВНК	ГВК
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

Таблица П.2.2

Характеристики толщин продуктивных пластов (эксплуатационных объектов)

Толщина	Наименование	Зоны пласта (горизонта)	По пласту в целом
1	2	3	4
Общая	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
в т.ч. Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Водонасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Газонасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Эффективная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
в т.ч. Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Водонасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Газонасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м

Таблица П.2.3

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов (горизонтов)

Количество скважин, используемых для определения	Коэффициент песчанистости, доли ед.		Коэффициент расчлененности, доли ед.		Характеристика прерывистости	Другие показатели неоднородности
	среднее значение	коэффициент вариации	среднее значение	коэффициент вариации
1	2	3	4	5	6	7

Таблица П.2.4

Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мгм2	Пористость, доли ед.	Начальная		Насыщенность связанной водой, доли ед.
				нефтенасыщенность, доли ед.	газонасыщенность, доли ед.
1	2	3	4	5	6	7
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт. Количество определений, шт. Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт. Количество определений, шт. Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт. Количество определений, шт. Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения
Принятые при проектировании значения параметров

Таблица П.2.5

Статистические ряды распределения проницаемости

NN п/п	По данным геофизических исследований		По данным лабораторного изучения керна
	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев, %	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев, %
1	2	3	4	5
1
2
Всего

Таблица П.2.6

Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом) по зонам продуктивных пластов

Зоны пласта	Наименование	Проницаемость, мкм2	Содержание связанной воды, доли ед.	Коэфф. начальной нефтенасыщенности, доли ед.	Вытесняющий рабочий агент (вода, газ и т.п.)	Коэфф. остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти рабочим агентом, доли ед.	Коэффициент вытеснения, доли ед.	Значения относительных проницаемостей, доли ед.
								для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности	для нефти при коэффициенте начальной водонасыщенности
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.
	Среднее значение
	Интервал изменения

Таблица П.2.7

Характеристика вытеснение# газа водой (нефтью) по зонам продуктивных пластов

Зоны пласта	Наименование	Проницаемость, мкм2	Содержание связанной воды (нефти), доли ед.	Коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.	Вытесняющий рабочий агент (вода, нефть)	Коэффициент остаточной газонасышенности при вытеснении газа водой (нефтью)	Коэффициент вытеснения, доли ед.	Значения относительных проницаемостей, доли ед.
								для рабочего агента при коэффициенте остаточной газонасыщенности	для газа при коэффициенте начальной водонасыщенности (нефтенасыщенности)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.
	Среднее значение.
	Интервал изменения.

Таблица П.2.8

Свойства нефти, газа, конденсата и воды

Наименование	Пласт
	Количество исследованных		Диапазон измене- ния	Среднее значе- ние
	скважин	проб
1	2	3	4	5
а) Нефть Давление насыщения газом, МПа Газосодержание при однократном 3 разгазировании, м /т Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. Газосодержание при дифференциальном 3 разгазировании в рабочих условиях,м /т Р = МПа T = °C 1 1 Р = Т = 2 2 Р = Т = 3 3 Р = Т = 4 4 Р = Т = 5 5 3 Суммарное газосодержание, м /т Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 3 Плотность, кг/м Вязкость, мПа х с Температура насыщения парафином, °С б) Газ газовой шапки Давление начала и максимальной конденсации, МПа 3 Плотность, кг/м Вязкость, мПа х с 3 Содержание стабильного конденсата, г/м в) Стабильный конденсат 3 Плотность, г/см Температура застывания, °С Вязкость при 20°С, мПа х с г) Пластовая вода 3 Газосодержание, м /т 3 - в т.ч. сероводорода, м /т Объемный коэффициент, доли ед. Общая минерализация, г/л 3 Плотность, кг/м

Таблица П.2.9

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Пласт

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

однократное разгазирование

дифференциальное разгазирование

%% масс

%% моль

%% масс

%% моль

%% масс

%% моль

%% масс

%% моль

%% масс

%% моль

%% масс

%% моль

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Сероводород Углекислый газ Азот + редкие в т.ч. гелий метан этан пропан изобутан н.бутан изопентан н.пентан гексаны гептаны другие компоненты Остаток (С_8 + высшие) Молекулярная масса Молекулярная масса остатка Плотность - газа, кг/м3 - газа относительная (по воздуху), доли ед. - нефти, кг/м3

Таблица П.2.10

Компонентный состав газов и конденсата

Компоненты

Состав газа

Состав конденсата

Состав

сепарации

дегазации

дебутанизации

дебутанизации

сырого

пластового газа

моли

%

моли

%

моли

%

моли

%

моли

%

моли

%

СН4 С2Н6 С3Н8 i-С4H10 n-С4Н10 i-C5H13 n-C5HI2 С6H14 C7H16 N2 СО2 H2S He Всего C_5+

      Молярная доля газа сепарации о# пластовом газе - ...............

      Молярная доля "сухого" газа в пластовом газе - ................

Таблица П.2.11

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование		Пласт
		Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
		скв-н	проб
1		2	3	4	5
Вязкость динамическая, мПа x с
при 20°С
50°С
Вязкость кинематическая, м2/с
при 20°С
50°С
Температура застывания, °С
Температура насыщения парафином, °С
Массовое содержание, %	Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов Солей Воды Мехпримесей
Температура плавления парафина, °С
Объемный выход фракций, %	н.к. -100 °С до 150°С до 200°С до 300°С до 350°С
Классификация нефти

Таблица П.2.12

Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Сl(-) SO4(--) HCO3(-) Са(++) Mg(++) Na(+) К(+) Примеси рН

Таблица П.2.13

Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей

Наименование параметров	Горные породы		Пластовые жидкости
	коллекторы	вмещающие	нефть	вода
1	2	3	4	5
Число исследованных образцов Средняя плотность, кг/м3 Коэффициент температуропроводности, м2/час Коэффициент теплопроводности, ккал/м х час х град Удельная теплоемкость, ккал/кг х град

Таблица П.2.14

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Пласт	Зона	Категория запасов	Площадь нефтеносности, тыс. м3	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	Пересчетный коэффициент, доли ед.	Плотность нефти, г/см3	Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т	Утвержденный ГКЗ РФ коэффициент извлечения нефти, доли ед.	Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т	Добыча нефти на дату составления проектного документа тыс. т
1	2	3	4	3#	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Продолжение Таблицы П.2.14

Остаточные запасы нефти на дату составления проектного документа, тыс. т		Газосодержание пластовой нефти, м3/т	Начальные запасы газа, растворенного в нефти, млн. м3		Добыча растворенного газа на дату составления проектного документа, млн. м3	Остаточные запасы растворенного газа на дату составления проектного документа, тыс. т		Начальные запасы компонентов, содержащихся в нефти (указать каких), тыс. т		Добыто на дату составления проектного документа, тыс. т	Остаточные запасы компонентов на дату составления проектного документа, тыс. т
балансовые	извлекаемые		балансовые	извлекаемые		балансовые	извлекаемые	балансовые	извлекаемые		балансовые	извлекаемые
15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27

Таблица П.2.15

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа, конденсата в# компонентов

Пласт	Зона	Категория запасов	Площадь газоносности, тыс.м2	Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м	Объем газонасыщенных пород, тыс. м3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент газонасыщености, доли ед.	Начальное пластовое давление, МПа	Пластовое давление на дату составления проектного документа МПа	Поправки
										на температуру	на отклонение от закона Бойля-Мариотта
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Продолжение Таблицы П.2.15

Начальные балансовые запасы газа, млн. м3	Добыча газа на дату составления проектного документа, млн. м3	Остаточные балансовые запасы газа на дату составления проектного документа, млн. м3	Содержание стабильного конденсата, г/м3	Начальные балансовые запасы стабильного конденсата, тыс. т	Добыча стабильного конденсата на дату составления проектного документа, тыс. т	Остаточные балансовые запасы стабильного конденсата на дату составления проектного документа, тыс. т	Запасы компонентов, содержащихся в газе (указать каких), тыс. т
							Начальные	Добыто на дату составления проектного документа	Остаточные запасы на дату составления проектного документа
13	14	15	16	17

Таблица П.3.1

Результаты исследования скважин и пластов

Наименование	Количество		Интервал изменения	Среднее значение по пласту	Примечание
	скважин	измерений
1	2	3	4	5	6
Начальное пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С Геотермический градиент, °С Дебит нефти, т/сут Обводненность, мас.% Газовый фактор, м3/т Удельная продуктивность, м3/(м х сут х МПа) Удельная приемистость, м3/(м х сут х МПа) Гидропроводность, м2 х 10(-12)/(Па х с) Приведенный радиус, м Пьезопроводность, 10(4) м2/с Проницаемость, мкм2 * Дебит газа, тыс.нм3/сут * Содержание стабильного конденсата, г/м3

______________________________

* Сведения о дебитах газа и конденсата приводятся только по газонефтяным залежам.

Таблица П.3.2

Характеристика фонда скважин
(Объект)

Наименование	Характеристика фонда скважин		Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Всего В том числе: Действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН бескомпрессорный газлифт внутрискважинный газлифт Бездействующие В освоении после бурения В консервации Переведены под закачку Переведены на другие горизонты Ликвидированные
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Переведены из добывающих Всего В том числе: Под закачкой Бездействующие В освоении после бурения В консервации В отработке на нефть Переведены на другие горизонты Ликвидированные
Фонд газовых скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Всего В том числе: Действующие Бездействующие В освоении после бурения В консервации Переведены на другие горизонты Ликвидированные

При необходимости дополнительно приводится фонд скважин-дублеров, водозаборных, специальных и других скважин.

Таблица П.3.3

Сравнение проектных и фактических показателей разработки (пласт)

Показатели	19.. г.		19.. г.
	проект	Факт.	проект	Факт.
1	2	3	4	5
Добыча нефти всего, тыс.т/год
в том числе:
из переходящих скважин
из новых скважин
за счет метода, повышения нефтеизвлечения
Накопленная добыча нефти, тыс.т
в т.ч. за счет метода повышения нефтеизвлечения
Добыча нефтяного газа, млн.нм3/год
Накопленная добыча газа, млн.м3
Добыча газа из газовой шапки, млн.м3/год
Накопленная добыча газа из газовой шапки, млн.м3
Добыча конденсата, тыс.т/год
Накопленная добыча конденсата, тыс.т
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
Обводненность среднегодовая (по массе), %
Добыча жидкости, всего, тыс.т/год
в т.ч. газлифт
ЭЦН
ШГН
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
*Закачка рабочего агента накопления, тыс.м3
годовая, тыс.м3/год
Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях:
текущая, %
накопленная, %
Эксплуатационное бурение всего, тыс.м
Ввод добывающих скважин, шт.
Выбытие добывающих скважин, шт.
в т.ч. под закачку
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
в т.ч. нагнетательных в отработке,
механизированных,
новых
Перевод скважин на механизированную добычу, шт.
Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт.
Выбытие нагнетательных скважин, шт.
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины
по нефти, т/сут
по жидкости, т/сут
Среднесуточный дебит новых скважин
по нефти, т/сут
по жидкости, т/сут
**Среднесуточный дебит 1 скважины по газу, тыс.нм3/сут
Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, м3/сут
Среднее давление на забоях добывающих скважин (по рядам), МПа
Пластовое давление, МПа
Газовый фактор, м3/т
Коэффициент использования фонда скважин, доли ед.
Коэффициент эксплуатации скважин (по способам), доли ед.
Плотность сетки добыв. и нагн. скважин, 10(4) м2/скв
Остаточные балансовые запасы на 1 скважину эксплуатационного фонда, т/скв
Остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину эксплуатационного фонда, т/скв

______________________________

* Приводится в том числе показатель по каждому компоненту рабочего агента (ПАВ, полимер, щелочь и т.д.).

** Сведения о добыче газа, конденсата, дебитах по газу приводятся только по газонефтяным залежам.

Таблица П.3.4

Сравнение проектных и фактических показателен# разработки по месторождению в целом

Показатели	19.... г.		19.... г.
	проект	факт	проект	факт
1	2	3	4	5
Добыча нефти всего, тыс.т/год
в т.ч.за счет метода повышения нефтеизвлечения
Накопленная добыча нефти, тыс.т
в т.ч. за счет метола повышения нефтеизвлечения
Добыча нефтяного газа, млн.м3/год
Накопленная добыча нефтяного газа, млн.м3
Добыча газа из газовой шапки, млн.м3/год
Накопленная добыча газа из газовой шапки, млн.м3
Газовый фактор, м3/г
Добыча конденсата, тыс.т/год
Накопленная добыча конденсата, тыс.т
Добыча жидкости всего, тыс.т/год
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
*Закачка рабочего агента годовая, тыс.м3/год
*Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3
Фонд добывающих скважин на конец года
Фонд нагнетательных скважин на конец года
Количество действующих добывающих скважин на конец года
Количество действующих нагнетательных скважин на конец года
Средний дебит i действующей скважины на конец года, т/сут
нефти
жидкости
Капитальные вложения, млн.руб.(основные фонды)
Себестоимость добычи 1 т нефти, руб./т

______________________________

* Приводятся в том числе показатели по каждому компоненту рабочего агента (ПАВ, полимер, щелочь и т. д.).

Таблица П.3.5

Расчетная модель слоистого пласта

Зона пласта	Номер слоя	Эффективная проницаемость по воздуху, мкм2	Доля объема
1	2	3	4

Таблица П.3.6

Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей

Средняя насыщенность водой, доли ед.	Фазовая проницаемость для воды, доли ед.	Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	Фазовая проницаемость для нефти, доли ед.	Средняя насыщенность газом, доли ед.	Фазовая проницаемость для газа, дата# ед.
1	2	3	4	5	6

______________________________

* Графы 5, 6 заполняются при условии использования расчетных методик трехфазной фильтрации.

Таблица П.3.7

Сопоставление фактических и расчетных технологических показателей истории разработки

Годы	Фонд добывающих скважин		Фонд нагнетат. скважин		Добыча нефти, тыс.т		Добыча жидкости, тыс.т		Закачка воды, тыс.т		Пластовое давление, МПа		Добыча газа, млн.м3		Добыча конденсата, тыс.т
	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.	Факт.	Расч.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

______________________________

* Графы 14-17 приводятся только для газонефтяных залежей.

Таблица П.3.8

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов месторождения

Параметры	Объекты
1	2	3
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м3
Средняя общая толщина, м
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Средняя водонасыщенная толщина, м
Пористость, %
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
Средняя нефтенасыщенность газовой шапки, доли ед.
Средняя насыщенность газом газовой шапки, доли ед.
Проницаемость, мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Начальная пластовая температура, °С
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа x с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Абсолютная отметка ВНК, м
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание серы в нефти, %
Содержание парафина в нефти, %
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, м3/т
Содержание стабильного конденсата, г/м3
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа х с
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
Средняя продуктивность, х 10 м3/(сут х МПа)
Начальные балансовые запасы нефти, млн.т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП "Росгеолфонд")
в том числе: по категории /C_2
Начальные извлекаемые запасы нефти, млн.т (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП "Росгеолфонд")
в том числе: по категории /C_2
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
в том числе: по запасам категории /
Начальные балансовые запасы свободного газа, млн.м3 (утв. ГКЗ РФ или на балансе ГГП "Росгеолфонд")
в том числе: по категории /C_2
Начальные балансовые запасы конденсата, млн.т
Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.

Таблица П.3.9

Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки
Месторождение Объект

Характеристики	Варианты
1	2	3	4	5
Режим разработки
Система размещения скважин
Расстояние между скважинами, м
Плотность сетки, га/скв
Коэффициент охвата процессом вытеснения, доли ед.
Соотношения скважин в элементе, доб/нагн.
*Режим работы скважин:
- добывающих
- нагнетательных
Коэффициент использования фонда скважин, доли ед.:
- фонтанных
- механизированных
- нагнетательных
Принятый коэффициент компенсации отбора закачкой, %
Другие характерные показатели

______________________________

*Указываются условия работы скважин: забойные давления, величины дебитов и т.д.

Таблица П.4.1

Результаты гидродинамических расчетов технологических показателей разработки характерного элемента

Годы	Годовая добыча нефти, тыс. т		Годовая добыча жидкости, тыс. т		Годовая добыча газа, млн. нм3	Годовая закачка воды, тыс. м3	Коэфф. нефтеизвлечения, ед.	Обводненность, % маc.	Накопленная				Среднесуточный дебит			Среднесуточная приемистость 1 скв., м3/сут	Прокачанный объем (доли объема пор)
									добыча нефти тыс. т	добыча жидкости, тыс.т	добыча газа, млн. нм3	закачка воды (газа), тыс. м3 (млн. нм3)	одной скважины, т/сут
	всего	мех. способом	всего	мех. способом									нефти	жидкости	газа, тыс. нм3 в сутки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18

______________________________

* Показатели приводятся по годам за первые 30 лет и далее о# пятилеткам и за весь срок разработки.

В графах 7,13 при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов количество рабочего агента приводится по каждому компоненту (вода, полимер, раствор ПАВ, пар и др.) в тыс.т.

Таблица П.4.2

Предельные толщины пласта для размещения скважин

Номер варианта	Объект (участок, зона), категория запасов	Накопленные показатели по элементу за 15 лет			Совокупные затраты по элементу за 15 лет, млн. руб.	в том числе		Оценка накопленной добычи нефти по ценам мирового рынка, млн. руб.	Предельная толщина, м	Начальный дебит скважин по нефти, т/сут
						капитальные вложения	эксплуатац. затраты без аморт.
		добыча нефти, тыс. т	добыча жидкости, тыс. т	закачка рабочего агента, тыс. м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Таблица П.4.3

Срок выработки извлекаемых запасов расчетного элемента и предельная обводненность продукции при отключении скважин*

Номер варианта	Объект (участок, зона), категория запасом	Средняя толщина, м	Год достижения экономического предела эксплуатации	Показатели разработки			Дебит скважин по		Предельная годовая обводненность, %
				добыча нефти, тыс.т	добыча жидкости, тыс.т	закачка рабочего агента, тыс.м3	нефти, т/сут	жидкости, т/сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

______________________________

* Все показатели в таблице приводятся на год достижения нулевой рентабельности при мировой цене на нефть.

Таблица П.4.4(П.4.7)

Характеристика основного фонда скважин
Объект Вариант

Годы и периоды	Ввод скважин из бурения				Фонд скважин с начала разработки	Экспл. бурение с начала разработки, тыс.м	Выбытие скважин		Фонд добывающих скважин			Фонд нагнетательных скважин на конец года	Среднегодовой дебит на одну скважину			Приемистость одной нагнет. скважины, м3/сут
	Всего	добывающих	нагнетательных	газовых
							всего	в т.ч. нагнетательных	всего	механизированных	газовых		нефти, т/сут	жидкости, т/сут	газа, тыс. нм3 в сутки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

п.п. 10, 11, 12, 13 - на конец периода

Таблица П.4.5 (П.4.8)

Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости
Объект Вариант

Годы и периоды	Добыча нефти, тыс. т	Темп отбора от извлекаемых запасов, %		Накопленная добыча нефти, млн. т	Отбор извлекаемых запасов,%	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	Годовая добыча жидкости, тыс. т		Накопленная добыча жидкости, млн. т		Обводненность продукции, %	Закачка рабочих# агентом, млн. м3		Компенсация отбора закачкой, %
							Всего	мех. способ	Всего	мех. способ		Годовая	Накопленная
		начальных	текущих
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15

Продолжение табл. П.4.5 (П.4.8)

Добыча нефтяного газа, млн. нм3		Добыча свободного "прорывного" газа, млн. м3		Добыча свободного газа из газовых скважин, млн. м3		Добыча конденсата, млн. т		Проектный уровень добычи свободного газа, млн. м3	Коэффициент газоотдачи, доли ед.
годовая	накопленная	годовая	накопленная	годовая	накопленная	годовая	накопленная
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25

п.п. 2, 8, 9, 12, 13, 14, 16 - суммарные за период

Таблица П.4.6

Технологические показатели разработки рекомендуемого варианта по объектам

Наименование	Объекты
1	2	3	4
Плотность сетки добыв. + нагнет, скважин, х 10(4) м2/скв
Проектный уровень добычи нефти, млн. т/год
Темп отбора при проектном уровне (от утвержденных начальных извлекаемых запасов), %
Год выхода на проектный уровень
Продолжительность проектного уровня, годы
Проектный уровень добычи жидкости, млн. т/год
Проектный уровень добычи попутного газа, млн. нм3/год
Проектный уровень добычи конденсата, млн. т/год
Проектный уровень закачки воды (раб. агентов), млн. м3/год
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт.
в том числе: добывающих
нагнетательных
специальных
* газовых
Фонд скважин для бурения, всего, шт. в том числе: добывающих
нагнетательных
специальных
* газовых
Фонд резервных скважин, шт.
Фонд скважин-дублеров, шт.
Накопленная добыча за проектный период, млн. т: нефти
жидкости свободного газа
* конденсата Накопленная добыча с начала разработки, млн. т:
нефти жидкости * свободного газа * конденсата Конечный коэффициент извлечения нефти, доли ед. *Конечный коэффициент извлечения конденсата, доли ед. Средняя обводненность к концу разработки, %

______________________________

* Заполняется для газонефтяных объектов.

Таблица П.4.9

Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения нефти (КИН) из недр
Месторождение

Пласт	Категория запасов	Зоны, участки	КИН, утвержденный в ГКЗ РФ, доли ед.	Варианты	Расчетные коэффициенты, доли ед.
					вытеснения нефти	охвата вытеснением	охвата заводнением	КИН
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Таблица П.5.1

Исходные данные для расчета экономических показателей при разработке нефтяного (газонефтяного) месторождения

N п/п	Значение	Показатели
	ЦЕНА - на нефть, тыс. руб./т - на попутный газ, тыс. руб./1000 м3 - на природный газ, тыс. руб./1000 м3 - на конденсат, тыс. руб./т
	Платежи и налоги - НДС, % - акцизный сбор, руб./т - на имущество, % - на прибыль, % - плата за недра, % - отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы - на нефть, % - на природный газ, тыс. руб./1000 м3 - отчисления в дорожный фонд, % - отчисления в страховой фонд, % - государственный фонд занятости, % - фонд социального страхования, % - фонд медицинского страхования, % - фонд НИОКР,% - плата за землю, руб./га
	КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ - бурение добывающей скважины, млн. руб. - бурение нагнетательной скважины, млн. руб. - бурение газовой скважины, млн. руб. - оборудование для нефтедобычи, млн. руб./скв. - оборудование прочих организаций, % Промысловое обустройство: - сбор и транспорт нефти, млн. руб./скв. - комплексная автоматизация, млн. руб./скв. - электроснабжение и связь, млн. руб./скв. - промводоснабжение, млн. руб./скв. - базы производственного обслуживания НГДУ, млн. руб./скв. - автодорожное строительство, млн. руб./скв. - заводнение нефтяных пластов, млн. руб./нагн.скв. - технологическая подготовка нефти, тыс. руб./т - очистные сооружения, тыс. руб./м3 сут. ввод. мощн. - специальное оборудование и установки для методов повышения нефтеизвлечения, млн. руб./шт. - специальные трубопроводы для закачки рабочего агента метода повышения нефтеизвлечения, млн. руб./км - установки предварительной подготовки газа (УППГ), млн. руб./уст. - установки комплексной подготовки газа (УКПГ), млн. руб./уст. - газосборные коллекторы, млн. руб./км - конденсатосборные коллекторы, млн. руб./км - установки стабилизации конденсата (УСК), млн. руб./уст. - установки сероочистки (УСО). млн. руб./уст. - газопровод подключения, млн. руб./км - прочие, %
	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ - обслуживание нефтяных скважин (с общепромысловыми затратами), млн. руб./скв.-год - обслуживание нагнетательных скважин, млн. руб./скв-год - технологическая подготовка нефти, руб./т жидкости - сбор и транспорт нефти и газа, руб./т жидкости - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, руб. - стоимость сжатого воздуха (газа), тыс. руб./1000 м3 - стоимость капитального ремонта добывающей скважины, млн. руб./скв. - стоимость капитального ремонта нагнетательной скважины, млн. руб./скв. - стоимость воды, руб./м3 - эксплуатация УСК, тыс. руб./т - эксплуатация УСО, тыс. руб./1000 м3 - эксплуатация ДКС, тыс. руб./компр. агрегат
	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ - норма амортизационных отчислений на реновацию скважин, % - то же, на реновацию объектов обустройства, % - удельный расход на механизированную добычу: эл/энергии при добыче нефти ШГН, кВт-ч/т жидк. эл/энергии при добыче нефти ЭЦН, кВт-ч/т жидк. сжатого воздуха (газа) при добыче нефти газлифтом, м3/т жидк. эл/энергии на закачку воды в пласт, кВт-ч/м3 - коэффициент инфляции, % - норматив приведения разновременных затрат, доли ед.

Таблица П.5.2

Капитальные вложения в бурение скважин и нефте (газо-) промысловое обустройство млн. руб.
Месторождение А

Годы и периоды	Бурение скважин			Промысловое обустройство
	Добывающих	Нагнетательных	Итого	Оборудование для нефтедобычи	Оборудование для прочих организаций	Оборудование для методов повышения нефтеизвл.	Оборудование для подготовки прир. газа	Сбор и транспорт нефти и газа	Комплексная автоматизация
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Продолжение табл. П.5.2

									Природоохранные мероприятия	Всего
Электроснабжение и связь	Промводоснабжение	БПО	Автодор. строительство	Заводнение нефтяных пластов	Технолог. подготовка нефти	Очистные сооружения	Внепромысловое обустр-во	Прочие
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21

Таблица П.5.3

Эксплуатационные затраты на добычу нефти млн. руб.
Месторождение А

Годы и периоды	Текущие затраты
	Обслуж. добыв. скважин	Капит. ремонт добыв. скважин	Расходы на ППД			Сбор и транспорт нефти	Э/энергия на извлеч. нефти	Сбор и транспорт газа	Технолог. подготовка нефти	Методы повышения нефтеизвлеч.	Эксплуат. газовых установок	Плата за кредит	Итого текущих затрат
			Обслуж. нагнет. скважин	Кап.рем. нагнет. скважин	Закачка воды
1	2	3	4	5	б	7	8	9	10	11	12	13	14

Окончание табл. П.5.3

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость добычи нефти и газа							Всего затрат без амортиз. отчислен.	Амортизационные отчисления	Всего затрат с амортизационными отчислениями	Себестоимость добычи 1 тонны нефти, тыс. руб
Фонды: дорожный, страховой	Фонды: занят., соц. и мед. страх.	Фонд НИОКР	Плата за недра	Плата за землю	Воспроиз. мин-сырьевой базы	Итого платежей и налогов
15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25

Таблица П.5.4

Расчет прибыли от реализации продукции на внутреннем рынке
Месторождение А

Показатели	Годы
	1	2	3	4	...
1. Добыча нефти, тыс. т
2. Добыча газа, млн. м3
3. Выручка от реализации продукции - всего, млн. руб.
в т.ч. -нефти
-газа
- др. продукции
4. Налог на добавленную стоимость, млн. руб.
5. Акцизный сбор, млн. руб.
6. Эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений, млн. руб.
7. Прибыль к налогообложению, млн. руб. (п.3-п.4-п.5-п.6)
8. Налог на прибыль, млн. руб.
9. Налог па# имущество предприятия, млн. руб.
10. Прибыль от реализации, млн. руб. (п.7-п.8-п.9)
11. То же (дисконт.), млн. руб.

Таблица П.5.5

Расчет прибыли от реализации продукции на внешнем рынке
Месторождение А
(цена У долл/т, 1$ : X руб)

Показатели	Годы
	1	2	3	4	...
1. Добыча нефти, тыс. т
2. Выручка от реализации продукции - всего, млн. руб.
в т.ч. -нефти
-газа
- др. продукции
3. Акцизный сбор, млн. руб.
4. Транспортные расходы, млн. руб.
5. Эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений, млн. руб.
6. Прибыль к налогообложению, млн. руб. (п.2-п.3-п.4-п.5)
7. Налог на прибыль, млн. руб.
8. Налог на имущество предприятия, млн. руб.
9. Прибыль от реализации, млн. руб. (п.6-п.7-п.8)
10. Прибыль от реализации (дисконт.), млн. руб.
11. То же, млн. долл.

Таблица П.5.6

Поток наличности
Месторождение А

млн. руб.

Годы	Прибыль от реализации	Амортиз. отчисл.	Поступление финансов (2+3)	Капитальные вложения	Поток наличности (4-5)	Дисконт. поток наличности	Суммарный диск. поток наличности
1	2	3	4	5	6	7	8

Таблица П.5.7

Расчет возврата кредит#

млн. руб.

Период выплаты кредита	Равная сумма выплаты	Проценты за кредит	Сумма погашения кредита (2-3)
1	2	3	4
1 2 3 4 5

Таблица П.5.8

Поток наличности (с учетом кредита)
Месторождение А

млн. руб.

Годы	Прибыль от реализации	Амортиз. отчисл.	Поступление кредита	Поступление финансов (2+3+4)	Капитальные вложения	Выплата кредита	Поток наличности (5-6-7)	Дисконт. поток наличности	Суммарный диск, поток наличности
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Таблица П.5.9

Доход государства от реализации проекта
Месторождение А

млн. руб.

Годы и периоды	Налог на добавленную стоимость	Акцизный сбор	Налог на имущество предприятия	Налог на прибыль	Воспроизводство минерально- сырьевой базы	Плата за недра	Фонды: дорожный, страховой	Фонды: занят., соц. и мед. страх., пенсионный	Фонд НИОКР	ИТОГО
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Таблица П.5.10

Сопоставление основных технико-экономических показателей вариантов разработки нефтяного (газонефтяного) месторождении#

Показатели	Варианты
	I	II	III
1. Проектный уровень добычи нефти, тыс. т
2. Проектный уровень добычи природного газа, млн. м3
3. Проектный уровень добычи конденсата, тыс. т
4. Проектный срок разработки, годы
5. Накопленная добыча, млн.т:
- нефти
- жидкости
- природного газа
- конденсата
6. Накопленная закачка воды (реагента), млн. т
7. Фонд скважин, всего
в т.ч.: добывающих
нагнетательных
8. Фонд скважин для бурения, всего в т.ч.:
добывающих
нагнетательных
9. Средняя обводненность к концу разработки, %
10. Коэффициент извлечения нефти, доли ед.
11. Капитальные вложения, млрд. руб.
12. Эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислении, млрд. руб.
13. Дисконтированный поток наличности, млрд. руб.:
- коэффициент дисконтирования .....%
- коэффициент дисконтирования .....%
14. Индекс доходности, ед.
15. Окупаемость капитальных вложений, годы
16. Внутренняя норма рентабельности (IRR), %
17. Доход государства (налоги и платежи), млрд. руб

______________________________

* Показатели могут быть приведены по пятилеткам и за весь срок.

Таблица П.6.1

Показатели эксплуатации скважин*

Вариант

Способ эксплуата- ции	Показатели	Годы
1	2	3	4	5	6
Фонтан Газлифт ШИН ЭЦН	Ввод скважин Средний эксплуатационный фонд Дебит по жидкости, максимальный м3/сут минимальный Средняя обводненность, % Ввод скважин Средний эксплуатационный фонд Дебит по жидкости, максимальный м3/сут минимальный Средняя обводненность, % Удельный расход газа, нм3/м3 Общий расход газа, млн.нм3/год Ввод скважин Средний эксплуатационный фонд Дебит по жидкости, максимальный м3/сут минимальный Средняя обводненность, % Ввод скважин Средний эксплуатационный фонд Дебит по жидкости, максимальный м3/сут минимальный Средняя обводненность, %

______________________________

* Показатели способов эксплуатации скважин приводятся по годам на текущую и последующие две пятилетки.

Таблица П.6.2

Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки

NN п/п	Необходимые мероприятия	Объемы применения	Периодичность	Примечание

Таблица П.6.3

Состав и физико-химические свойства воды, рекомендуемой для заводнения

Пласт	Источ- ники водо- снаб- жения	Содер- жание механи- ческих приме- сей, мг/л	Содержание ионов мг-л / мг-экв/л								Общая мине- рали- зация, г/л	Нали- чие H2S
			рН	- SO4	- Сl	- НСО3	++ Са	++ Mg	+ К + + Na	++ Fe + +++ Fe
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Таблица П.8.1

Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ
Вариант
Объект (месторождение), категория запасов

NN п.п.	Показатели	Годы
		19..	19..	19..	19..	19..
1	2	3	4	5	6	7
1	Добыча нефти всего, тыс.т
2	В том числе из: переходящих скважин
3	новых скважин
4	механизированных скважин
5	Ввод новых добывающих скважин, всего, шт.
6	В т.ч.: из эксплуатационного бурения
7	из разведочного бурения
8	переводом с других объектов
9	Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут
10	Среднее число дней работы новой скважины, дни
11	Средняя глубина новой скважины, м
12	Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м
13	В т.ч. - добывающие скважины
14	- вспомогательные и специальные скважины
15	Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году, скв. дни
16	Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в данном году, тыс. т
17	Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года, тыс. т
18	Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т
19	Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т
20	Изменение добычи нефти из переходящих скважин, тыс. т
21	Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин, %
22	Мощность новых скважин, тыс. т
23	Выбытие добывающих скважин, шт.
24	В т.ч. под закачку
25	Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
26	В том числе нагнетательных в отработке
27	Действующий фонд добывающих скважин на коней# года, шт.
28	Перевод скважин на механизированную добычу, шт.
29	Фонд механизированных скважин, шт.
30	Ввод нагнетательных скважин, шт.
31	Выбытие нагнетательных скважин, шт.
32	Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
33	Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
34	Фонд введенных резервных скважин на конец года, шт
35	Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут
36	Средний дебит переходящих скважин по жидкости, т/сут
37	Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут
38	Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, %
39	Средняя обводненность продукции переходящих скважин, %
40	Средняя обводненность продукции новых скважин, %
41	Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут
42	Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут
43	Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут
44	Добыча жидкости, всего, тыс. т
45	В т.ч. из переходящих скважин, тыс. т
46	из новых скважин, тыс. т
47	механизированным способом, тыс. т
48	Добыча жидкости с начала разработки, тыс. т
49	Добыча нефти с начала разработки, тыс. т
50	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
51	Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %
52	Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов, %
53	Темп отбора от текущих утвержденных запасов, %
54	Закачка рабочего агента, тыс. м3 (млн. нм3)/год
55	Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс. т (млн. нм3)
56	Компенсация отбора: текущая, %
57	с начала разработки, %

ГАРАНТ:

Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица П.8.

Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа,
газового конденсата, объема буровых работ
Вариант
Объект (месторождение), категория запасов

NN п.п.	Показатели	Годы
		19..	19..	19..	19..	19..
1	2	3	4	5	6	7
1	Остаточные извлекаемые запасы нефтяного газа, млн.нм3
2	Добыча нефтяного газа с начала разработки, млн.м3
3	Газовый фактор, нм3/т
4	Добыча нефтяного газа, млн.нм3/год
5	Использование нефтяного газа, млн.нм3/год
6	Процент утилизации нефтяного газа, %
7	Остаточные запасы природного газа категории А+В+, млн.нм3
8	Отбор газа с начала разработки, млн.нм3
9	Добыча газа, всего, млн.нм3/год
10	Расход газа на собственные нужды, млн.нм3/год
11	В т.ч. на технологические нужды, млн.нм3/год
12	Добыча газа из переходящих скважин, млн.нм3/год
13	Действующий фонд переходящих скважин на начало года, шт
14	Среднедействующий фона# переходящих скважин, шт
15	Среднесуточный дебит одной переходящей скважины, тыс.нм3/год
16	Среднее число дней работы переходящей скважины, дни
17	Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, млн.нм3/год
18	Ввод в эксплуатацию скважин из бездействия, шт
19	Среднесут. дебит одной скважины, вводимой из бездействия, шт.
20	Среднее число дней работы одной скважины, вводимой из бездействия, шт.
21	Добыча газа из новых скважин, млн.нм3/год
22	Ввод в эксплуатацию новых скважин, шт
23	В т.ч. - из эксплуатационного бурения
24	- переводом из других объектов
25	- из консервации
26	- из разведочного бурения
27	Среднесуточный дебит 1 новой скважины, тыс.нм3/сут
28	Среднее число дней работы 1 новой скважины, дни
29	Расчетная годовая добыча газа из новых скважин предыдущего года в данном году, млн.нм3/год
30	Ожидаемая расчетная добыча газа из старых скважин данного года, млн.нм3/год
31	Коэффициент изменения добычи газа из переходящих скважин, д.е.
32	Падение добычи газа по переходящим скважинам, млн.н.м3
33	Выбытие скважин из действующего фонда, шт
34	Средняя глубина бурения газодобывающих скважин, м
35	Объем эксплуатационного бурения, тыс. м
36	Средневзвешенное пластовое давление на начало года, МПа
37	Среднее устьевое (рабочее) давление на начало года, МПа
38	Содержание стабильного конденсата, г/н.м3
39	Добыча конденсата, тыс.т
40	Коэффициент извлечения конденсата из газа, доли ед.
41	Технологические потери конденсата, %

______________________________

Пункты 7-41 заполняются для газонефтяных месторождений при добыче природного газа и конденсата.

Таблица П.9.1

Виды и объемы исследовательских работ по ___________________ месторождению

NN п/п	Категория скважин	Количество скважин (числитель) и периодичность (знаменатель) исследовательских работ по видам							Примечание
		снятие индикаторных диаграмм	снятие кривой восстановления (падения) давления	гидропрослушивание и интерференция скважин	замер пластового и забойного давлений	отбор глубинных проб	контроль положения ВНК	....
1	Добывающие в т.ч. фонтанные газлифтные ЭЦН ШГН ...
2.	Нагнетательные
3.	Контрольные
4.	Наблюдательные
5.	Пьезометрические

Таблица П.10

Структура технологических документов по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений

Номер раздела	Наименование раздела	Проект пробной эксплуатации залежей	Проект опытно-промышленной разработки месторождения	Технологическая схема разработки месторождения		Проект разраб. м-ния (уточненный проект разраб. м-ния)		Анализ разработки месторождения
1	2	3	4	5		6		7
	Текстовая часть
1.	Введение	+	+	+		+		+
2.	Цели и задачи документа	+	+	+		+		+
3.	Общие сведения о м-нии	+ кратко	+	+		+		+
4.	Геолого-физическая характеристика м-ния	+	+	+		+		+
4.1	Геологическое строение месторождения	+	+	+		+		+ уточненное
4.2	Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек	+	+	+		+		+
4.3	Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды	+	+	+		+		+
4.4	Результаты опробования и исследования скважин	+	+	+		+		+
4.5	Запасы нефти, газа, конденсата	+	+	+		+		+ уточненные
5.	Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки	+	+	+		+		+
5.1	Анализ результатов бурения и пробной эксплуатации разведочных скважин, характеристика их режимов	+	+	+		+		+
5.2	Анализ текущего состояния разработки и эффективность применяемой технологии	-	++	+		+		+
5.2.1	Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации	-	++	+		+		+
5.2.2	Сопоставление фактических и проектных показателей		++	+		+		+
5.2.3	Пластовое давление в зонах отбора и закачки. Температура пласта	+	++	+		+		+
5.2.4	Анализ выработки запасов нефти из пластов	-	++	+		+		+
5.2.5	Анализ эффективности реализуемой системы разработки	-	++	+		+		+
5.3	Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки	-	+	+		+		+
5.4	Обоснование выделения эксплуатационных объектов, обоснование технологий и выбор расчетных вариантов разработки	+	+	+		+		+
5.5	Исходные данные для расчета экономических показателей	+	+	+		+		+
6.	Технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки	+	+	+		+		+
6.1	Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков выработки извлекаемых запасов, количества и местоположения скважин-дублеров		+	+		+		+
6.2	Технологические показатели вариантов разработки	+	+	+		+		+
6.3	Экономические показатели вариантов разработки	+	+	+		+		+
6.4	Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти (КИН) из недр	-	+	+		+		+
7.	Технико-экономический анализ проектных решений	+	+	+		+		+
7.1	Общие положения	+	+	+		+		+
7.2	Показатели экономической оценки вариантов разработки	+	+	+		+		-
7.3	Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат	+	+	+		+		+
7.4	Налоговая система	+	+	+		+		+
7.5	Источники финансирования	+	+	+		+		+
7.6	Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта	+	+	+		+		+
7.7	Технико-экономическая эффективность новых технологических решений	+	+	+		+		+
7.8	Практическое осуществление рекомендуемого варианта разработки	+	+	+		+		+
8.	Технология и техника добычи нефти и газа	+	+	+		+		+
8.1	Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования	+	+	+		+		+
8.2	Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин	+	+	+		+		+
8.3	Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин	+	+	+		+		+
8.4	Техника и технология добычи природного газа и конденсата	+	+	+		+		+
8.5	Требования и рекомендации к системе ППД	+	+	+		+	+
8.6	Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при внедрении методов повышения нефтеизвлечения	+	+	+		+	+
9.	Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ методам вскрытия пластов и освоения скважин	+	+	+		+	+
10.	Прогноз добычи нефти, газа, конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт	+	+	+		+	+
11.	Мероприятия по доразведке месторождения	+	+	+		+	+
12.	Проектирование комплекса систем промысловых и геофизических исследований по контролю и регулированию разработки	+	+	+		+	+
13.	Охрана недр и окружающей среды	+	+	+		+	+
14.	Заключение	+	+	+		+	+
15.	Литература	+	+	+		+	+
16.	Копия лицензионного соглашения	+	+	+		+	+
17.	Техническое задание	+	+	+		+	+
18.	Протокол техсовета организации - заказчика, ведущего добычу на данном месторождении (не зависимо от форм собственности)	+	+	+		+	+
19.	Табличные и графические приложения Таблицы А. В разделе общих требований	+	+	+		+	+
1.	П(ОТ).1	+	-	-		-	-
2.	П(ОТ).2	+	-	-		-	-
3.	П(ОТ).3	+	-	-		-	-
4.	П(ОТ).4 Б. В текстовой части	+	-	-		-	-
5.	П.2.1	+	+	+		+	+
6.	П.2.2	+	+	+		+	+
7.	П.2.3	+	+	+		+	+
8.	П.2.4	+	+	+		+	+
9.	П.2.5	-	+	+		+	+
10.	П.2.6	-	+	+		+	+
11.	П.2.7	+	+	+		+	+
12.	П.2.8	+	+	+		+	+
13.	П.2.9	+	+	+		+	+
14.	П.2.10	+	+	+		+	+
15.	П.2.11	+	+	+		+	+
16.	П.2.12	+	+	+		+	+
17.	П.2.13	+	+	+		+	+
18.	П.2.14	+	+	+		+	+
19.	П.2.15	-	+	+		+	+
20.	П.3.1	-	+	+		+	+
21.	П.3.2	-	-	+		+	+
22.	П.3.3	-	-	-		+		+
23.	П.3.4	-	-	-		+		+
24.	П.3.5	-	+	+		+		+
25.	П.3.6	-	+	+		+		+
26.	П.3.7	-	-	-		+		+
27.	П.3.8	+	+	+		+		+
28.	П.3.9	-	+	+		+		+
29.	П.3.10 (форма произвольная)	-	+	+		+		+
30.	П.4.1	-	+	+		+		+
31.	П.4.2	-	+	+		+		+
32.	П.4.3	-	+	+		+		+
33.	П.4.4	-	+	+		+		+
34.	П.4.5	-	+	+		+		+
35.	П.4.6	-	+	+		+		+
36.	П.4.7	-	+	+		+		+
37.	П.4.8	-	+	+		+		+
38.	П.4.9	-	+	+		+		+
39.	П.5.1	-	+	+		+		+
40.	П.5.2	-	+	+		+		+
41.	П.5.3	-	+	+		+		+
42.	П.5.4	-	+	+		+		+
43.	П.5.5	-	+	+		+		+
44.	П.5.6	-	+	+		+		+
45.	П.5.7	-	+	+		+		+
46.	П.5.8	-	+	+		+		+
47.	П.5.9	-	+	+		+		+
48.	П.5.10	-	+	+		+		+
49.	П.6.1	-	+	+		+		+
50.	П.6.2	-	+	+		+		+
51.	П.6.3	-	+	+		+		+
52.	П.8.1	+	+	+		+		+
53.	П.8.2	-	+	+		+		+
54.	П.9.1	-	+	+		+		+
55.	П.10 Иллюстрационные материалы для рассмотрения проектного документа	+	+	+		+		+
1.	Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций	+	+	+		+		-
2.	Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:25000	+	+	+		+		+
3.	Сводный геолого-геофизический разрез	+	+	+		+		+
4.	Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин	+	+	+		+		+
5.	Корреляционные схемы по линиям геологических профилей	+	+	+		+		+
6.	Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000	+	+		+	+		+
7.	Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов	-	+		+	+		+
8.	Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения	-	+		+	+		+
9.	Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа, технико-экономических показателей вариантов разработки	-	+		+	+		+
10.	Карты текущего состояния разработки объектов	-	+		+	+		+
11.	Карты остаточных запасов нефти	-	+		+	+		+
12.	Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, закачки агентов, обводненности и др.	-	+		+	+		+
13.	Схемы размещения разведочных и оценочных скважин	+	+		+	+		+
14.	Схемы разбуривания объектов разработки, нанесенные на карты нефтенасыщенных толщин	+	+		+	+		+

______________________________

Примечание: ++) - Эти разделы рекомендуются в тех случаях, когда до проведения опытно-промышленных работ месторождение находилось в разработке.