Приложение В (справочное). Формы представления информации технического проекта разработки месторождения (объекта разработки месторождения)

Приложение В
(справочное)

Формы представления информации технического проекта разработки месторождения (объекта разработки месторождения)

Таблица В.1 - Характеристика залежей

Залежь	Тип залежи	Размеры (длина, ширина), км		Средняя глубина залегания кровли, м	Высота залежи, м
		общие	в том числе газовой части		общая	в том числе газовая

Таблица В.2 - Средние абсолютные отметки контактов

Горизонт (пласт)	Номер скважины	Отметка ГВК			Отметка ГНК			Отметка ВНК
		по географическим данным	по опробованию скважин	принятая для построения	по географическим данным	по опробированию скважин	принятая для построения	по географическим данным	по опробированию скважин	принятая для построения

Таблица В.3 - Сведения о водонапорном бассейне

Показатель	Число определений	Среднее значение	Диапазон изменения
			от	до
Открытая пористость пласта, %
Проницаемость пласта,
Газонасыщенность пластовой воды в бассейне,
Начальное давление на ГВК, МПа
Температура, °С
Объемный коэффициент пластовой воды
Вязкость пластовой воды,
Общая минерализация пластовой воды,
Плотность пластовой воды,

Таблица В.4 - Результаты исследований скважин, вскрывших водоносные комплексы

Характеристика, показатель	Номер скважины
	1	2	...
Дата исследования
Горизонт
Интервал перфорации, м
Метод исследования
Диаметр эксплуатационной колонны, мм
Диаметр НКТ, мм
Глубина спуска НКТ, м
Статический уровень от устья* (стол ротора), м
Избыточное давление на устье скважины (по переливающим скважинам), МПа
Пластовое давление, МПа
Глубина (абсолютная отметка) замера пластового давления, м
Плотность воды (средняя по стволу),
Суммарная минерализация,
Количество растворенного в пластовой воде газа,
Относительная плотность растворенного газа (по воздуху), единиц
Наличие или признаки присутствия в растворенном газе сероводорода
Гидропроводность,
Пьезопроводность,
Проницаемость,

Таблица В.5 - Статистические характеристики параметров пласта (горизонта)

Метод исследования	Показатель	Параметры пласта
		Проницаемость при давлении,		открытая пористость, %	начальная газонасыщенность, %	остаточная водонасыщенность, %	остаточная нефтенасыщенность, %
		атмосфер ном	пластовом
Лабораторные исследования керна	Число скважин
	Число определений
	Среднее значение
	Минимальное значение
	Максимальное значение
Геофизические исследования скважин	Число скважин
	Число определений
	Среднее значение
	Минимальное значение
	Максимальное значение
Газогидродинамические исследования	Число скважин
	Число определений
	Среднее значение
	Минимальное значение
	Максимальное значение
Принятые для проектирования	Среднее значение

Таблица В.6 - Результаты опробования и исследования скважины

Характеристика, показатель	Номер скважины
	1		...
	Режим		Режим
	1	...	...
Горизонт (эксплуатационный объект)
Интервал перфорации, м
Дата исследования
Дебит газа, тыс. .
Дебит конденсата, .
Дебит нефти*, .
Дебит воды, .
Давление устьевое, МПа
Давление пластовое, МПа
Давление забойное, МПа
Давление затрубное, МПа
Конденсатогазовый фактор,
Содержание воды в продукции скважин,
Содержание твердых частиц в продукции скважин,
Обводненность продукции нефтяной скважины*, % масс*.
Депрессия, МПа
Абсолютно свободный дебит газа, тыс. .
Максимальный дебит газа, тыс. .
Температура пластовая, °С
Температура на устье скважины, °С
Коэффициент фильтрационного сопротивления А,
Коэффициент фильтрационного сопротивления В,
Коэффициент продуктивности нефтяной скважины*,
Гидропроводность,
Проницаемость по исследованиям на установившихся режимах,
Проницаемость по кривым восстановления (стабилизации) давления,
* Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица В.7 - Результаты промысловых газоконденсатных исследований скважин по горизонту (пласту)

Номер скважины	Дата исследования	Характеристика работы скважины					Характеристика сепарации
		Номер режима	Пластовое давление, МПа	Забойное давление, МПа	Устьевое давление, МПа	Дебит газа, тыс.	Давление, МПа	Температура, °С	Конденсатагазовый фактор,	Коэффициент усадки конденсата по объему	Плотность дегазированного конденсата,
1
...
Среднее значение
Минимальное значение
Максимальное значение

Таблица В.8 - Средний компонентный состав газа и конденсата пласта (горизонта)

Показатель	Газ			Конденсат			Пластовый газ
	сепарации	дегазации	дебутанизации	дебутанизированный	нестабильный		в % мол.	в % масс.
					в % мол.	в % масс.
Содержание компонента, % мол. (% масс):
- метан ;
- этан ;
- пропан ;
- изобутан i-;
- нормальный бутан n-;
- изопентан i-;
- нормальный пентан n-;
- гексаны ;
- гептаны ;
- октаны ;
- нонаны ;
- деканы + вышекипящие с ;
- азот ;
- двуокись углерода ;
- сероводород ;
- меркаптаны RSH;
- гелий Не
Всего компонентов в составе, % мол. (% масс.)	100	100	100	100	100	100	100	100
Расчетное количество (при условии количества компонентов газа сепарации 1000 моль), моль	1000
Свойство:
молекулярная масса, г/моль;
плотность, ;
содержание пентана + вышекипящих , % мол.;
молекулярная масса , г/моль;
плотность , кг/
Условия определения:
среднее давление, МПа;
средняя температура, °С
Число скважин
Число определений

Таблица В.9 - Средний фракционный состав и физико-химические свойства стабильного конденсата (нефти) пласта (горизонта)

Показатель	Эксплуатационный объект
	1	2	...
Фракционный состав:
начало кипения (НК), °С;
10% об. перегоняется при температуре, °С;
20% об. перегоняется при температуре, °С;
30% об. перегоняется при температуре, °С;
40% об. перегоняется при температуре, °С;
50% об. перегоняется при температуре, °С;
60% об. перегоняется при температуре, °С;
70% об. перегоняется при температуре, °С;
80% об. перегоняется при температуре, °С;
90% об. перегоняется при температуре, °С;
конец кипения, °С.
Отгон, %
Остаток, %
Потери при перегонке, %
Плотность при 20°С,
Молекулярная масса, г/моль
Температура помутнения, °С
Температура застывания конденсата, °С
Температура застывания нефти, °С
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения нефти, °С
Вязкость конденсата при минус 20°С,
Вязкость конденсата при минус 10°С,
Вязкость конденсата при 20°С,
Вязкость конденсата при 40°С,
Вязкость нефти при 20°С,
Вязкость нефти при 50°С,
Содержание общей серы, % масс.
Содержание твердых парафинов, % масс.
Содержание смол, % масс.
Содержание асфальтенов, % масс.
Содержание в нефти воды, % масс.
Содержание в нефти механических примесей, % масс.
Содержание в нефти ванадия, г/т
Содержание в нефти никеля, г/т
Число скважин
Число определений

Таблица В.10 - Средний групповой состав стабильного конденсата (нефти) пласта (горизонта)

Показатель	Выход фракций, % масс.	Содержание углеводородов, % масс., на:
		фракцию			конденсат (нефть)
		ароматических	нафтеновых	метановых	ароматических	нафтеновых	метановых
Температурные пределы отбора фракций, °С:
до 60;
60...95;
95...122;
122...150;
150...200;
200...250;
250...300;
300...350;
350...400;
400...450;
450...500;
более 500.
Фракция НК-200
Фракция НК-300
Фракция НК-400
Фракция НК-500
Суммарно на конденсат (нефть)	100
Число скважин
Число определений

Таблица В.11 - Количество выпадающих в пласте углеводородов (углеводородного конденсата) и конденсатоотдача при снижении пластового давления по пласту (горизонту)

Давление, МПа	Количество выпадающих в пласте углеводородов ,			Потенциальное содержание в добываемом газе,	Суммарное извлечение пласта,		Содержание в газовой фазе пластового флюида,			Коэффициент извлечения из недр

Таблица В. 12 - Компонентный состав растворенного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта (горизонта)

Показатель	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделившийся газ	дегазированная нефть	выделившийся газ	дегазированная нефть
Содержание компонента, % мол.:
- метан ;
- этан ;
- пропан ;
- изобутан i-;
- нормальный бутан n-;
- изопентан i-;
- нормальный пентан n-;
- гексаны ;
- гептаны ;
- октаны ;
- нонаны ;
- деканы + вышекипящие ;
- азот ;
- двуокись углерода ;
- сероводород ;
- меркаптаны RSH;
- гелий Не
Всего компонентов	100	100	100	100	100
Молекулярная масса, г/моль
Плотность,
Относительная плотность газа (по воздуху)
Среднее давление, МПа
Средняя температура, °С
Число скважин
Число определений

Таблица В.13 - Свойства пластовой нефти пласта (горизонта)

Показатель		Диапазон изменения		Среднее значение
		от	до
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, °С
Давление насыщения, МПа
Газосодержание,
Рабочее давление, МПа
Рабочая температура, °С
Газовый фактов при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях,
Плотность в условиях пласта,
Вязкость в условиях пласта,
Коэффициент объемной упругости,
Плотность дегазированной нефти при 20°С, , при разгазировании	однократном стандартном
	дифференциальном
Плотность попутного нефтяного газа при 20°С,	однократном стандартном
	дифференциальном
Число скважин
Число определений

Таблица В.14 - Характеристики пластовой воды месторождения (залежи)

Характеристика, показатель	Число скважин	Число определений	Диапазон изменения		Среднее значение
			от	до
Газосодержание,
Содержание в составе водорастворенного газа сероводорода, % об.
Содержание в составе водорастворенного газа двуокиси углерода, % об.
Содержание в составе водорастворенного газа углеводородов, % об.
Объемный коэффициент
Вязкость,
Общая минерализация,
Плотность, :
Водородный показатель, рН
Содержание ионов,
- ;
- ;
- ;
- ;
- ;
- +
Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину)

Таблица В.15 - Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта (горизонта)

Параметр

Показатель

Зона пласта

Пласт в целом

газовая

газоводяная

газонефтяная

газо-водо-нефтяная

водо-нефтяная

Общая толщина, м

Число скважин

среднее значение

диапазон изменения

от

до

Эффективная газонасыщенная толщина, м

Число скважин

среднее значение

диапазон изменения

от

до

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Число скважин

среднее значение

диапазон изменения

от

до

Водонасыщенная толщина, м

Число скважин

среднее значение

диапазон изменения

от

до

Коэффициент песчанистости

Число скважин

среднее значение

диапазон изменения

от

до

Коэффициент расчлененности

Число скважин

среднее значение

диапазон изменения

от

до

Таблица В.16 - Результаты исследований скважин и пластов эксплуатационного объекта

Показатель	Число		Интервал изменения		Среднее значение по пласту	Примечание
	скважин	определений	от	до
Начальное пластовое давление, МПа
Статическое давление, МПа
Давление на устье работающей скважины, МПа
Температура на устье работающей скважины, °С
Депрессия на пласт, МПа
Дебит газа, тыс. .
Дебит нестабильного конденсата, т/сут.
Дебит нефти*, т/сут.
Конденсатогазовый фактор,
Газовый фактор*, /т
Количество выносимой воды, /сут.
Коэффициент фильтрационного сопротивления А,
Коэффициент фильтрационного сопротивления В,
Коэффициент продуктивности*,
Пластовая температура, °С
Геотермический градиент, "С/100 м
Упругоемкость, 1/МПа
Гидропроводность,
Пьезопроводность,
Проницаемость пласта в газовой зоне,
Проницаемость пласта в нефтяной зоне*,
Проницаемость пласта в законтурной зоне,
* Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица В.17 - Запасы газа, углеводородов (углеводородного конденсата), нефти и сопутствующих компонентов

Показатель	Значение по горизонтам (пластам)		Значение по месторождению (объекту разработки)
	горизонт 1	горизонт 2
Начальные геологические запасы пластового газа, млн
Накопленный отбор пластового газа на дату проектирования, млн
Остаточные геологические запасы пластового газа на дату проектирования, млн
Начальные геологические запасы суммы газовых компонентов пластового газа, млн
Накопленный отбор суммы газовых компонентов пластового газа на дату проектирования, млн
Остаточные геологические запасы суммы газовых компонентов пластового газа на дату проектирования, млн
Начальные геологические запасы углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Начальные извлекаемые запасы углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Накопленный отбор углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Остаточные геологические запасы углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Начальные геологические запасы нефти*, тыс. т
Накопленный отбор нефти на дату проектирования*, тыс. т
Остаточные геологические запасы нефти на дату проектирования*, тыс. т
Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа*, млн
Накопленный отбор растворенного в нефти газа на дату проектирования*, млн
Остаточные геологические запасы растворенного в нефти газа на дату проектирования*, млн
Начальные запасы:
- метана, млн ;
- этана, тыс. т;
- пропана, тыс. т;
- бутанов, тыс. т;
- сероводорода, тыс. т;
- диоксида углерода, млн ;
- гелия, тыс.
Организация, утвердившая запасы (дата утверждения, номер протокола)
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. Примечание - Для разрабатываемых месторождений приводят по эксплуатационным объектам.

Таблица В.18 - Сопоставление значений подсчетных параметров, запасов газа, (углеводородного конденсата), нефти пласта (горизонта)

Показатель	Значения
	утвержденные ГКЗ	на государственном балансе	оцененные по результатам разбуривания или по падению давления*	отклонения от утвержденных*, %
Подсчетные параметры:
- площадь газоносности, ;
- площадь нефтеносности, ;
- средняя эффективная газонасыщенная толщина, м;
- средняя эффективная нефтенасыщенная толщина**, м;
- объем газонасыщенных пластов, тыс. ;
- объем нефтенасыщенных пластов**, тыс. ;
- пористость, %;
- газонасыщенность;
- нефтенасыщенность**;
- пластовое давление, МПа;
- пластовая температура, °С;
- коэффициент сверхсжимаемости;
- пересчетный коэффициент;
- плотность нефти**, ;
- содержание растворенного в нефти газа**, ;
- потенциальное содержание углеводородов (угле водородного конденсата),
Геологические запасы:
- пластового газа, млн ;
- суммы газовых компонентов пластового газа, млн ;
- углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т;
- нефти**, тыс. т;
- растворенного в нефти газа**, млн
*Для разрабатываемых месторождений с указанием метода расчета. ** Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица В.19 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного объекта/зоны УКПГ (УППГ)/месторождения

Показатель	Значения по годам
	календарный год		последующий календарный год		последующий календарный год
	проектное	фактическое	проектное	фактическое	проектное	фактическое
Отбор пластового газа, млн
Отбор пластового газа с начала разработки, млн
Темп отбора пластового газа от начальных геологических запасов, %
Степень выработанное запасов, %
Добыча газа сепарации, млн
Суммарная добыча газа сепарации, млн
Конденсатогазовый фактор,
Добыча нестабильного конденсата, тыс. т/год
Суммарная добыча нестабильного конденсата, тыс. т
Количество воды в продукции скважин,
Добыча нефти*, тыс.
Добыча нефти с начала разработки*, тыс. т
Темп отбора нефти от начальных утвержденных извлекаемых запасов*, %
Добыча жидкости*, тыс.
Добыча жидкости с начала разработки*, тыс. т
Средняя обводненность продукции действующего фонда нефтяных скважин*, %
Добыча воды, тыс.
Накопленная добыча воды, тыс. м
Ввод скважин, шт.:
- эксплуатационных газовых;
- эксплуатационных нефтяных*;
- нагнетательных**
Фонд скважин на конец года, шт.:
- добывающих газовых;
- добывающих нефтяных*;
- нагнетательных**
Выбытие добывающих скважин всего, шт.
Средняя депрессия на добывающих газовых скважинах, МПа
Средний дебит газа одной скважины, тыс. .
Скорость газа на устье скважин, м/с
Давление на устье газовых скважин, МПа, в т.ч.:
- максимальное;
- минимальное
Давление на приеме УКПГ, МПа
Пластовое давление в зоне отбора газа, МПа
Коэффициент фильтрационного сопротивления А,
Коэффициент фильтрационного сопротивления В,
Коэффициент продуктивности нефтяных скважин*,
Средний дебит действующих нефтяных скважин по нефти*, т/сут.
Средний дебит действующих нефтяных скважин по жидкости*, т/сут.
Коэффициент эксплуатации скважин
Коэффициент использования фонда скважин
Годовая закачка агента в пласт*, млн  (млн )
Средняя приемистость по закачиваемому агенту*, тыс.  или ( )/МПа
Давление нагнетания на устье скважин**, МПа
Доля обратной закачки агента от добываемого газа**, %
Компенсация отбора закачкой текущая**, %
*Приводят для месторождений с нефтяными частями ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа.

Таблица В.20 - Характеристика фонда скважин

Наименование

Характеристика фонда скважин

Число скважин

эксплуатационный объект

по место рождению (объекту разработки)

1

2

...

Эксплуатационный фонд

Фонд до бывающих скважин

Пробурено

Переведены из других объектов или категорий

Переведены на другие объекты или в другую категорию

Всего

Газовые

действующие

бездействующие

в освоении после бурения

Нефтяные*

действующие

фонтанные

ЭЦН

ШГН

газлифт

бездействующие

в освоении после бурения

Фонд нагнета тельных скважин**

Пробурено

Переведены из других объектов или категорий

Переведены на другие объекты или в другую категорию

Всего

Закачка газа

под закачкой

бездействующие

в освоении после бурения

в отработке на газ

Закачка воды

под закачкой

бездействующие

в освоении

в отработке на нефть*

Фонд контрольных и специальных скважин

Контрольные и наблюдательные

за продуктивными отложениями

за вышележащими отложениями

пьезометрические

Специальные и техно логические

для закачки промстоков

водозаборные

В консервации

В ожидании ликвидации

Ликвидированные под наблюдением

Всего на балансе

* Приводят для месторождений с нефтяными частями. ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа (воды).

Таблица В.21 - Геологические характеристики для технологических расчетов

Показатель	Эксплуатационный объект
	1		2
	УКПГ 1	...	УКПГ 1	...
Средняя глубина залегания пластов объекта, м
Размеры объекта (длина/ширина), м
Площадь газоносности (нефтеносности),
Абсолютная отметка ГВК (ГНК), м
Абсолютная отметка ВНК*, м
Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина*, м
Средняя водонасыщенная толщина, м
Средняя газонасыщенность
Средняя нефтенасыщенность*
Средняя водонасыщенность
Пористость
Проницаемость,
Начальное пластовое давление, МПа
Пластовое давление на дату составления проекта, МПа
Пластовая температура, °С
Плотность газа в пластовых условиях,
Плотность нефти в пластовых условиях*,
Плотность воды в пластовых условиях,
Вязкость газа в пластовых условиях,
Вязкость нефти в пластовых условиях*,
Вязкость воды в пластовых условиях,
Объемный коэффициент нефти
Давление начала конденсации, МПа
Давление насыщения нефти газом*, МПа
Начальные геологические запасы пластового газа, млн м
Потенциальное содержание углеводородов (углеводородного конденсата) на кубометр пластового газа,
Геологические запасы углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Начальные геологические запасы нефти*, млн т
Начальные извлекаемые запасы нефти*, млн т
Начальное газосодержание пластовой нефти*, м /т
Начальные геологические запасы газа, растворенного в пластовой нефти*, млн
Коэффициент сверхсжимаемости для начальных пластовых условий (давления и температуры)
Сжимаемость нефти*, /МПа
Сжимаемость воды, /МПа
Сжимаемость породы, /МПа
*Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица В.22 - Промысловые данные для технологических расчетов

Показатель	Эксплуатационный объект
	1		2
	УКПГ 1	УКПГ 2	УКПГ 1	УКПГ 2
Система размещения скважин
Расстояние между скважинами, м (плотность сетки скважин, га/скв.)
Коэффициент фильтрационного сопротивления А, /()
Коэффициент фильтрационного сопротивления В, (
Коэффициент продуктивности нефтяных скважин*,
Коэффициент гидравлического сопротивления лифтовой колонны скважины
Коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа
Коэффициент гидравлического сопротивления внутрипромыслового коллектора
Давление на входе в УКПГ (УППГ), МПа
Давление на входе в магистральный газопровод (ГПЗ), МПа
Предельное давление на устье при отключении добывающих газовых скважин, МПа
Допускаемая депрессия на пласт, МПа
Предельная обводненность при отключении добывающих скважин*, %
Минимальный дебит нефти*, .
Максимальный газовый фактор*,
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин**
Допускаемое забойное давление в добывающих скважинах, МПа
Допускаемое забойное давление в нагнетательных скважинах**, МПа
Коэффициент эксплуатации скважин
Коэффициент использования скважин
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа. Примечание - При различиях в вариантах приводят по каждому варианту.

Таблица В.23 - Технологические показатели разработки эксплуатационного объекта/зоны УКПГ (УППГ) по основному (базовому, альтернативному) варианту

Показатель	Год и период
	календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Отбор пластового газа, млн
Годовой темп отбора пластового газа от начальных запасов, %
Отбор пластового газа с начала разработки, млн
Отбор пластового газа от начальных запасов, %
Масса извлеченных углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Масса извлеченных углеводородов (углеводородного конденсата) с начала разработки, тыс. т
Среднегодовая масса углеводородов в пересчете на кубометр пластового газа,
Отбор пластовой нефти, тыс. т
Отбор пластовой нефти с начала разработки, тыс. т
Текущий коэффициент нефтеизвлечения
Добыча пластовой воды, тыс. т
Добыча пластовой воды с начала разработки, тыс. т
Среднегодовая масса воды в пересчете на кубометр пластового газа,
Добыча пластовой жидкости, тыс. т
Добыча пластовой жидкости с начала разработки, тыс. т
Весовая обводненность, %
Добыча попутного газа, млн
Добыча попутного газа с начала разработки, млн
Закачка газа, млн
Закачка воды, тыс.
Число вводимых добывающих газовых скважин за период
Фонд добывающих газовых скважин на конец периода, шт.
Число вводимых добывающих нефтяных скважин за период
Фонд добывающих нефтяных скважин на конец периода, шт.
Фонд нагнетательных скважин на конец периода, шт.
Депрессия, МПа
Средний дебит скважины по пластовому газу, тыс. .
Средний дебит скважины по жидким углеводородам пластового газа, т/сут
Дебит скважины по пластовой нефти, т/сут.
Дебит скважины по пластовой жидкости, т/сут.
Средняя приемистость скважин по газу, тыс. .
Средняя приемистость скважин по воде, .
Пластовое давление по добывающим газовым скважинам, МПа
Давление на устье добывающих газовых скважин, МПа
Температура на устье добывающих газовых скважин, °С
Пластовое давление в зоне отбора нефти, МПа
Давление на забое добывающих нефтяных скважин, МПа
Пластовое давление в зоне закачки, МПа
Давление на забое нагнетательных скважин, МПа
Давление на устье нагнетательных скважин, МПа
Фонд специальных скважин на конец периода, шт.
Примечания 1 Допускается составление раздельных таблиц по газовым и нефтяным объектам, при этом часть строк может быть исключена; 2 Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.24 - Технологические показатели разработки месторождения (объекта разработки) по основному (базовому, альтернативному) варианту

Показатель	Год и период
	календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Отбор пластового газа, млн
Годовой темп отбора пластового газа от начальных запасов, %
Отбор пластового газа с начала разработки, млн
Степень выработанное запасов пластового газа, %
Масса извлеченных углеводородов (добыча углеводородного конденсата), тыс. т
Масса извлеченных углеводородов (добыча углеводородного конденсата) с начала разработки, тыс. т
Отбор пластовой нефти*, тыс. т
Отбор пластовой нефти с начала разработки*, тыс. т
Текущий коэффициент нефтеизвлечения*
Добыча пластовой воды, тыс. т
Добыча пластовой воды с начала разработки, тыс. т
Добыча пластовой жидкости*, тыс. т
Добыча пластовой жидкости с начала разработки*, тыс. т
Добыча попутного газа*, млн
Добыча попутного газа с начала разработки*, млн
Закачка газа**, млн
Закачка воды**, тыс.
Число вводимых добывающих газовых скважин за период
Фонд добывающих газовых скважин на конец периода, шт.
Число вводимых добывающих нефтяных скважин за период*
Фонд добывающих нефтяных скважин на конец периода*, шт.
Фонд нагнетательных скважин на конец периода**, шт.
Фонд специальных скважин на конец периода, шт.
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа. Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.25 - Сопоставление технологических показателей расчетных вариантов разработки эксплуатационного объекта/месторождения (объекта разработки)

Показатель	Вариант
	основной	альтернативный (базовый)	альтернативный
Технология (естественный режим или ППД)
Агент для ППД (вода, газ)*
Конструктивные особенности скважин (вертикальные, горизонтальные)
Технологии интенсификации притока (забуривание боковых стволов, гидроразрыв пласта, другие)
Максимальный уровень годового отбора пластового газа, млн /год
Максимальный уровень годового извлечения углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т/год
Максимальный уровень годового отбора нефти**, тыс. т/год
Продолжительность периода нарастающей добычи, лет
Продолжительность периода постоянной добычи, лет
Продолжительность разработки (расчетный период), лет
Проектный уровень закачки рабочих агентов для ППД*, млн  /год
Фонд добывающих скважин за весь период разработки, шт.
Фонд нагнетательных скважин за весь период разработки*, шт.
Фонд специальных скважин, шт.
Накопленная добыча газа за расчетный период, млн
Накопленная добыча углеводородов (углеводородного конденсата) за расчетный период, млн т
Накопленная добыча нефти за расчетный период**, млн т
Суммарная закачка рабочего агента за расчетный период**, млн
Коэффициент извлечения газа
Коэффициент извлечения углеводородов (углеводородного конденсата)
Коэффициент извлечения нефти
* Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа. ** Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица В.26 - Исходные данные для технико-экономических расчетов

Показатель	Эксплуатационный объект			Значение по место рождению (объекту разработки)
	1	2	...
Капитальные вложения
Строительство добывающих и нагнетательных скважин, млн руб./скв.
Строительство контрольных (наблюдательных, пьезометрических) и скважин специального назначения, млн руб./скв.
Обустройство, обвязка и оборудование устьев добывающих скважин, млн руб./скв.
Выкидные линии (шлейфы) и параллельные им коммуникации (ингибиторопроводы и пр.) от добывающих скважин (или кустов скважин)(1), млн руб./км
Газосборные коллекторы (1), млн руб./км
Конденсатосборные коллекторы(1), млн руб./км
Выкидные линии нефтяных скважин(2), млн руб./км
Нефтяные коллекторы(2), млн руб./км
Установка комплексной подготовки газа, млн руб./шт.
Установка предварительной подготовки газа, млн руб./шт.
Заводнение нефтяных пластов в пересчете на одну нагнетательную скважину(2), млн руб./скв.
Конденсатосборные коллекторы(1), млн руб./км
Установка стабилизации конденсата, млн руб.
Установка сероочистки, млн руб.
Технологическая установка подготовки нефти(2), тыс. руб./шт.
Дожимная компрессорная станция (ДКС) из расчета на мощность или один агрегат, млн руб./МВт (млн руб./шт.)
Нагнетательная компрессорная станция (НКС) из расчета на мощность или один агрегат, млн руб./МВт (млн руб./шт.)
Установка и оборудование для закачки агента в пласт, млн руб.
Трубопроводы для закачки рабочего агента в пласт(1), млн руб./км
Обустройство, обвязка и оборудование устья нагнетательной скважины(1), млн руб./скв.
Дороги (3), млн руб./км
Газопровод подключения (1), млн руб./км
Конденсатопровод, млн руб./км
Объекты производственной инфраструктуры и инженерного обеспечения, % стоимости объектов обустройства
Природоохранные объекты, % суммарных капитальных вложений
Прочие объекты, млн руб.
Реконструкция скважин, млн руб./скв.
Реконструкция, модернизация, техническое перевооружение объектов обустройства, % стоимости объектов обустройства
Эксплуатационные затраты
Вспомогательные материалы, топливо, энергия, тыс. руб./1000
Среднемесячная заработная плата, тыс. руб./чел.
Количество человек в расчете на одну скважину эксплуатационного фонда
Затраты по эксплуатации установки стабилизации конденсата (без амортизационных отчислений), тыс. руб./т
Затраты по эксплуатации установки сероочистки (без амортизационных отчислений), тыс. руб./1000
Затраты по эксплуатации ДКС (НКС) без амортизационных отчислений из расчета на один агрегат, тыс. руб./шт.
Затраты по эксплуатации установок для закачки агента в пласт, тыс. руб./шт.
Норма амортизации, % стоимости основных средств, по группам:
- скважины;
- объекты обустройства
Затраты на ремонт основных средств объектов обустройства, % стоимости основных средств
Затраты на капитальный ремонт скважин, тыс. руб./скв.
Сбор и транспорт нефти(2), руб./т
Затраты на природоохранные мероприятия, % суммарных эксплуатационных затрат
Прочие, % суммарных эксплуатационных затрат
Налог на имущество (в зависимости от среднегодовой остаточной стоимости основных фондов)
Затраты на текущую ликвидацию скважин и объектов обустройства, млн руб./скв.; млн руб./объект
Ликвидационные затраты при завершении разработки(4)
Ликвидационные затраты на скважины, млн руб./скв.
Ликвидационные затраты на объекты обустройства, млн руб./шт.
Затраты на рекультивацию земли, млн руб./га
Налоги
Налог на добавленную стоимость, %
Налог на добычу полезных ископаемых, руб./т, руб./тыс. , %
Налог на имущество, % остаточной стоимости основных фондов
Налог на прибыль, %
Обязательные страховые платежи, % фонда оплаты труда
Расчетные цены реализации продукции
Газ, руб./1000
Конденсат, руб./т
Нефть, руб./т
Продукция переработки ГПЗ, руб./т (руб./1000 )
Дополнительные данные
Норма дисконта, единиц
(1) Приводят с указанием способа прокладки (наземный, подземный) и/или по диаметрам. (2) Приводят для месторождений с нефтяными частями. (3) Приводят с указанием категорийности. (4) Приводят в технологическом проекте разработки.

Таблица В.27 - Ставки налоговых платежей и отчислений

Наименование налога или отчисления	База расчета	Ставка	Обоснование
Налог на добавленную стоимость	Цена реализации, объем реализации продукции, капитальные вложения
Акцизный сбор	Цена реализации без налога на добавленную стоимость
Налоги и платежи, включаемые в себестоимость продукции
Налог на добычу полезных ископаемых (газ)	Количество добытого газа за вычетом нормативных технологических потерь
Налог на добычу полезных ископаемых (конденсат)	Выручка от реализации нестабильного конденсата по цене добывающего предприятия
Налог на добычу полезных ископаемых (нефть)	Количество добытой нефти, мировая цена на нефть
Налог на имущество	Среднегодовая остаточная стоимость основных фондов
Отчисления на социальное страхование
Обязательные страховые платежи	Фонд оплаты труда
	Местные налоги
Плата за пользование природными ресурсами	Устанавливается местными органами в де нежном выражении
Налоги, относимые на финансовые результаты
Налог на прибыль	Налогооблагаемая прибыль

Таблица В.28 - Исходные параметры для расчета капитальных вложений и выручки от реализации по основному (базовому, альтернативному) варианту

Показатель		Всего за расчетный период	Год и период
			календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Добыча:	- газа сепарации, млн ;
	- нестабильного конденсата, тыс. т;
	- нефти*, тыс. т
Закачка агента**, млн
Реализация товарного газа, млн
Выработка стабильного конденсата, тыс. т
Реализация товарной нефти*, тыс. т
Реализация продуктов переработки углеводородного сырья (по ассортименту)
Ввод скважин:	- добывающих;
	- нагнетательных**;
	- контрольных (наблюдательных, пьезометрических) и скважин специального назначения
Ввод мощностей по:	- подготовке газа, млн ;
	- стабилизации конденсата, тыс. т;
	- сероочистке, млн ;
	- подготовке нефти*, тыс. т;
	- переработке углеводородного сырья, тыс. т;
	- ДКС (НКС), тыс. кВт;
	- установкам для закачки агента**, млн
Ввод шлейфов и параллельных им коммуникаций, км
Ввод газосборных коллекторов, км
Ввод конденсатосборных коллекторов, км
Ввод дорог, км
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа. Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта с отрицательными значениями для инвестиционного периода.

Таблица В.29 - Расчет капитальных вложений в добычу газа и конденсата (нефти) по основному (базовому альтернативному) варианту

В миллионах рублей
Показатель			Всего за расчетный период	Год и период
				календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Строительство скважин(1)
Обустройство, обвязка и оборудование устьев скважин:		- добывающих;
		- нагнетательных
Шлейфы и параллельные им коммуникации по скважинам:		- добывающим;
		- нагнетательным
УКПГ (УППГ)
Газосборные коллекторы
Конденсатосборные коллекторы
Установки:	- стабилизации конденсата;
	- сероочистки;
	- подготовки нефти(2);
	- ДКС;
	- НКС;
	- оборудование для закачки агента
Объекты промводоснабжения
Объекты электроснабжения и связи
Дороги
Общепромысловые объекты
Итого по промысловым объектам
Переработка углеводородного сырья(3)
Газопровод подключения
Конденсатопровод
Объекты производственной инфраструктуры и инженерного обеспечения
Природоохранные объекты
Непредвиденные расходы
Прочие объекты и затраты
Всего капиталовложений
Реконструкция скважин
Реконструкция, модернизация, техническое перевооружение объектов обустройства
Ликвидационные затраты при завершении разработки(4)
(1) Приводят в зависимости от конструкции (вертикальные, наклонно-направленные, субгоризонтальные). (2) Приводят для месторождений с нефтяными частями. (3) Приводят в проектном документе, предусматривающем переработку добываемой продукции. (4) Приводят в технологическом проекте разработки. Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта с отрицательными значениями для инвестиционного периода.

Таблица В.30 - Расчет эксплуатационных затрат на добычу газа и конденсата (нефти) по основному (базовому, альтернативному) варианту

В миллионах рублей
Показатель		Всего за расчетный период	Год и период
			календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Материальные затраты
Заработная плата с отчислениями
Затраты по эксплуатации (без амортизационных отчислений):	- установок стабилизации конденсата;
	- установок сероочистки;
	- ДКС;
	- НКС;
	- установки для закачки агента в пласт
Затраты на капитальный ремонт:	- скважин;
	- промысловых объектов
Затраты на текущую ликвидацию скважин
Прочие
Затраты на природоохранные мероприятия
Затраты на переработку углеводородного сырья*
Итого текущих затрат (без налогов, сборов и платежей)
Налог на добычу полезных ископаемых:	- газ;
	- конденсат;
	- нефть
Налог на имущество
Амортизационные отчисления на:	- скважины;
	- объекты обустройства
Всего полных затрат
* Приводят в проектном документе, предусматривающем переработку добываемой продукции. Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.31 - Расчет показателей экономической оценки по основному (базовому, альтернативному) варианту

В миллионах рублей
Показатель	Всего за расчетный период	Год и период
		календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Выручка от реализации продукции
Капитальные вложения
Остаточная стоимость основных фондов
Эксплуатационные затраты в т.ч.:
- амортизационные отчисления;
- налоги и платежи, включаемые в себестоимость
Внереализационные расходы (статья "Расходы на ликвидацию выводимых из эксплуатации основных средств")
Налоги, относимые на финансовые результаты
Налогооблагаемая прибыль
Налог на прибыль
Чистая прибыль
Чистый денежный поток
Чистый дисконтированный денежный поток
Чистый доход
Чистый дисконтированный доход
Внутренняя норма доходности, %
Индекс доходности, единиц
Индекс доходности с учетом дисконтирования, единиц
Недисконтированный период окупаемости, лет
Дисконтированный период окупаемости, лет
Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта с отрицательными значениями для инвестиционного периода.

Таблица В.32 - Технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки

Характеристика, показатель	Вариант
	основной	альтернативный (базовый)	альтернативный
Технология (естественный режим или ППД)
Агент для ППД (вода, газ)*
Конструктивные особенности скважин (вертикальные, горизонтальные)
Технологии интенсификации притока (забуривание боковых стволов, гидроразрыв пласта, другие)
Максимальный уровень годовой добычи газа сепарации, млн /год
Максимальный уровень годовой добычи нестабильного конденсата, тыс. т/год
Максимальный уровень годовой добычи нефти**, тыс. т/год
Продолжительность периода нарастающей добычи, лет
Продолжительность периода постоянной добычи, лет
Продолжительность разработки (расчетный период), лет
Проектный уровень закачки рабочих агентов для ППД*, млн /год
Фонд добывающих скважин за весь период разработки, шт.
Фонд нагнетательных скважин за весь период разработки*, шт.
Накопленная добыча газа за расчетный период, млн  /год
Накопленная добыча конденсата за расчетный период, млн т
Накопленная добыча нефти за расчетный период**, млн т
Суммарная закачка рабочего агента за расчетный период*, млн
Коэффициент извлечения газа
Коэффициент извлечения углеводородов (углеводородного конденсата)
Коэффициент извлечения нефти**
Период расчета, лет
Продолжительность периода рентабельной разработки, лет
Выручка от реализации, всего, млн руб. в т.ч.:
- товарного газа;
- стабильного конденсата;
- товарной нефти**;
- продуктов переработки
Капитальные вложения, млн руб.
Эксплуатационные затраты, млн руб., в т.ч. амортизационные отчисления
Чистая прибыль, млн руб.
Чистый доход, млн руб.
Чистый дисконтированный доход, млн руб.
Чистый дисконтированный доход государства, млн руб.
Внутренняя норма доходности, %
Индекс доходности
Индекс доходности с учетом дисконтирования
Недисконтированный период окупаемости, лет
Дисконтированный период окупаемости, лет
Норма дисконта
* Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт. ** Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица В.33 - Поступления в бюджет государства

В миллионах рублей
Показатель	Всего за расчетный период	Год и период
		календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Налог на добавленную стоимость
Вывозная таможенная пошлина (нефть, конденсат, продукты переработки)
Налог на имущество организации
Налоги и платежи, включаемые в себестоимость
Налог на прибыль
Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.34 - Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам

В миллионах рублей
Показатель	Всего за расчетный период	Год и период
		календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Федеральный бюджет
Налог на добавленную стоимость
Налог на добычу полезных ископаемых
Налог на прибыль
Вывозная таможенная пошлина
Всего
Бюджеты субъектов Российской Федерации и местные бюджеты
Налог на добавленную стоимость
Налог на добычу полезных ископаемых
Налог на прибыль
Налог на имущество
Прочие налоги и платежи
Всего
Обязательные страховые платежи
Всего по всем бюджетам
Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.35 - Анализ чувствительности

Варьируемый показатель	Колебание показателя, %
	-20	-15	-10	-5		5	10	15	20
Чистый дисконтированный доход, млн руб.
Добыча газа (конденсата, нефти)
Цена газа (конденсата, нефти)
Капитальные затраты
Эксплуатационные затраты
Одновременное изменение цены газа (конденсата, нефти) и затрат (капитальных или эксплуатационных)
Внутренняя норма доходности, %
Добыча газа (конденсата, нефти)
Цена газа (конденсата, нефти)
Капитальные затраты
Эксплуатационные затраты
Одновременное изменение цены газа (конденсата, нефти) и затрат (капитальных или эксплуатационных)

Таблица В.36 - Данные по пробуренным скважинам

Характеристика, показатель			Номер скважины
			1	2	...
Название площади
Цель бурения
Глубина скважины по пробуренному стволу, м
Глубина скважины по вертикали, м
Интервал залегания продуктивного пласта по пробуренному стволу, м:		от
		до
Интервал залегания продуктивного пласта по вертикали, м:		от
		до
Вид профиля (вертикальный, наклонный, горизонтальный)
Конструкция скважины
Направление:	диаметр труб, мм; глубина спуска, м
Кондуктор:	диаметр труб, мм; глубина спуска, м
Техническая (промежуточная) колонна	диаметр труб, мм; глубина спуска, м
Эксплуатационная колонна:	диаметр труб, мм; глубина спуска, м
Интервал бурения, м, способом:	роторным;
	турбинным;
	прочими
Тип бурового раствора до продуктивной толщи
Плотность бурового раствора до продуктивной толщи,
Тип бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений
Плотность бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений,
Тип буровой установки
Коммерческая скорость,

Таблица В.37 - Исследования на опорно-технологических скважинах

Наименование исследования	Интервал исследования, м	Цель исследования

Таблица В.38 - Жидкости для вскрытия продуктивных отложений

Технологическая жидкость	Тип жидкости	Технологические характеристики
Буровой раствор для бурения продуктивных отложений
Буферная жидкость при цементировании эксплуатационной колонны
Цементный раствор в интервале продуктивного горизонта
Жидкость для перфорации эксплуатационной колонны

Таблица В.39 - Режимы освоения скважин

Интервал перфорации, м		Допускаемая депрессия на пласт, МПа		Допускаемая репрессия на пласт, МПа	Способ вызова притока	Число режимов исследования притока	Время работы на каждом режиме, ч

Таблица В.40 - Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации газовых скважин и закачке агентов для ППД

Наименование мероприятия	Периодичность	Число

Таблица В.41 - Необходимые способы и объемы контроля за разработкой

Цель и задачи	Вид контроля, комплекс исследований	Периодичность, охват	Примечание (этапность, комплексирование)

Таблица В.42 - Проектные технологические показатели разработки эксплуатационного объекта

Показатель разработки	Год и период
	календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Отбор пластового газа, млн
Годовой темп отбора пластового газа от начальных запасов, %
Отбор пластового газа от начальных запасов, %
Масса извлеченных углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Текущий коэффициент извлечения углеводородов (углеводородного конденсата)
Добыча пластовой воды, тыс. т
Отбор пластовой нефти, тыс. т
Текущий коэффициент нефтеизвлечения*
Добыча газа сепарации, млн
Добыча нестабильного конденсата, тыс. т
Добыча нефти*, тыс. т
Добыча пластовой жидкости*, тыс. т
Весовая обводненность, %
Добыча попутного газа*, млн
Закачка газа**, млн
Закачка воды**, тыс.
Число вводимых добывающих газовых скважин
Фонд добывающих газовых скважин на конец года (периода), шт.
Число вводимых добывающих нефтяных скважин*
Фонд добывающих нефтяных скважин на конец года (периода)*, шт.
Фонд нагнетательных скважин на конец года (периода)**, шт.
Фонд специальных скважин на конец года (периода), шт.
Депрессия, МПа
Средний дебит скважины по пластовому газу, тыс. .
Средний дебит скважины по жидким углеводородам пластового газа, т/сут
Дебит скважины по пластовой нефти*, т/сут.
Дебит скважины по пластовой жидкости*, т/сут.
Средняя приемистость скважин по газу, тыс. .
Средняя приемистость скважин по воде,
Пластовое давление по добывающим газовым скважинам, МПа
Давление на устье добывающих газовых скважин, МПа
Температура на устье добывающих газовых скважин, °С
Давление на входе в ДКС, МПа
Мощность вводимых ДКС, тыс. кВт
Пластовое давление в зоне отбора нефти*, МПа
Давление на забое добывающих нефтяных скважин*, МПа
Пластовое давление в зоне закачки**, МПа
Давление на забое нагнетательных скважин**, МПа
Давление на устье нагнетательных скважин**, МПа
Мощность вводимых НКС**, тыс. кВт
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа. Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.43 - Проектные технологические показатели разработки месторождения (объекта разработки)

Показатель разработки	Год и период
	календарный год	последующий календарный год	последующий календарный год
Отбор пластового газа, млн
Годовой темп отбора пластового газа от начальных запасов, %
Отбор пластового газа от начальных запасов, %
Масса извлеченных жидких углеводородов пластового газа (добыча конденсата), тыс. т
Текущий коэффициент извлечения жидких углеводородов пластового газа
Добыча пластовой воды, тыс. т
Отбор пластовой нефти*, тыс. т
Текущий коэффициент нефтеизвлечения*, единиц
Добыча газа сепарации, млн
Добыча нестабильного конденсата, тыс. т
Добыча нефти*, тыс. т
Добыча пластовой жидкости*, тыс. т
Весовая обводненность*, %
Добыча попутного газа*, млн
Закачка газа**, млн
Закачка воды**, тыс.
Число вводимых добывающих газовых скважин
Фонд добывающих газовых скважин на конец года (периода), шт.
Число вводимых добывающих нефтяных скважин
Фонд добывающих нефтяных скважин на конец года (периода), шт.
Фонд нагнетательных скважин на конец года (периода)**, шт.
Фонд специальных скважин на конец года (периода), шт.
Мощность вводимых ДКС, тыс. кВт
Мощность вводимых НКС**, тыс. кВт
*Приводят для месторождений с нефтяными частями. ** Приводят в случаях применения методов ППД или воздействия на пласт путем обратной закачки газа. Примечание - Для неразрабатываемых месторождений допускается приводить по порядковым номерам года реализации проекта.

Таблица В.44 - Основные проектные экономические показатели

Показатель	Значение
Период расчета, лет
Капитальные вложения, млн руб.
Эксплуатационные затраты, млн руб.
Выручка от реализации, млн руб.
Чистая прибыль, млн руб.
Чистый доход, млн руб.
Чистый дисконтированный доход, млн руб.
Внутренняя норма доходности, %
Индекс доходности
Индекс доходности с учетом дисконтирования
Недисконтированный период окупаемости, лет
Дисконтированный период окупаемости, лет