Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 505 351. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

ПРИКАЗ МПР РФ от 21.03.2007 N 61 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ"

Дата документа21.03.2007
Статус документаДействует
МеткиПриказ · Методические рекомендации

    

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ПРИКАЗ
от 21 марта 2007 г. N 61

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 
    В соответствии со статьями 7 и 23.2 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; 2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 17 (I ч.), ст. 1778; 2006, N 44, ст. 4538), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347; 2005, N 52 (III ч.), ст. 5759), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст. 2669), приказываю:
    Утвердить прилагаемые Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
 

Министр
Ю.П.ТРУТНЕВ

 
    
 

УТВЕРЖДЕНЫ
Приказом МПР России
от 21.03.2007 N 61

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

1. Общие положения

 
    1. Настоящие Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее - Рекомендации) разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; 2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 17 (I ч.), ст. 1778; 2006, N 44, ст. 4538), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347; 2005, N 52 (III ч.), ст. 5759; Российская газета, 2006, N 291), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст. 2669; 2006, N 25, ст. 2723).
    2. Рекомендации определяют процедуру рассмотрения и согласования проектной и технологической документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (далее - проектные технологические документы на разработку месторождений) и направлены на оказание практической помощи Федеральному агентству по недропользованию, его территориальным органам и организациям, находящимся в ведении Федерального агентства по недропользованию.
    3. Проектные технологические документы на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в установленном законодательством Российской Федерации о недрах порядке и, как правило, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа.
    4. В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации "О недрах" разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с техническими проектами.
    5. При рассмотрении технологических документов на разработку месторождений рекомендуется учитывать, что они должны:
    - обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов;
    - иметь целью достижение максимально возможного дополнительного извлечения сырьевых ресурсов;
    - предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах.
 

2. Виды рассматриваемых проектных технологических документов на разработку месторождений

 
    6. В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:
    - проекты пробной эксплуатации,
    - технологические схемы разработки и дополнения к ним,
    - проекты разработки и дополнения к ним,
    - технологические схемы опытно-промышленных работ на отдельных участках и залежах,
    - авторские надзоры за реализацией проектных технологических документов (далее - авторский надзор).
    7. Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений при недостаточности объема исходных данных для составления технологической схемы разработки, как правило, сроком до трех лет.
    8. Задачей пробной эксплуатации является уточнение запасов углеводородного сырья (УВС), геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделения эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи.
    9. При наличии информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских свойствах пластов, достаточной для составления технологической схемы или проекта разработки в качестве первого проектного документа, проект пробной эксплуатации не составляется.
    10. Проекты пробной эксплуатации и технологические схемы рекомендуется составлять для вводимых в разработку месторождений и для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на участке недр, проектирования и строительства объектов обустройства.
    11. Технологическая схема разработки является основным проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.
    12. В технологических схемах рекомендуется рассматривать мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами, мероприятия по использованию попутного нефтяного газа.
    13. Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные при государственной экспертизе и постановке извлекаемых запасов на баланс, подлежат дальнейшему уточнению в технологических схемах, проектах и дополнениях к ним.
    14. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки.
    В проектах разработки рекомендуется предусматривать комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного коэффициента извлечения УВС, по обеспечению полного использования попутного нефтяного газа.
    15. Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков месторождений, находящихся в любом периоде их разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ - до 7 лет.
    16. Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов и рационального использования запасов УВС. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ.
    17. При авторском надзоре осуществляется контроль реализации проектных технологических документов, сопоставляются фактические технико-экономические показатели с принятыми в проектных технологических документах, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Намечаются мероприятия, направленные на устранения причин расхождения, корректируются технологические показатели разработки.
    Авторские надзоры также могут составляться по требованиям уполномоченных государственных органов в случаях выявленных значительных отклонений от основных проектных показателей разработки.
    Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.
    18. Проектные технологические документы по вводимым в разработку месторождениям проходят согласование до их ввода в разработку.
    19. Проекты разработки по разрабатываемым (действующим) месторождениям могут составляться в любом периоде их разработки. Сроки действия проектов разработки определяются при рассмотрении и согласовании.
    20. Новые проектные технологические документы, дополнения к технологическим схемам и проектам разработки рекомендуется составлять в следующих случаях:
    - истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;
    - существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку;
    - необходимость изменения эксплуатационных объектов;
    - необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;
    - необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;
    - завершение выработки запасов по проектной технологии и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС;
    - отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого в соответствии с настоящими Рекомендациями;
    - решения и рекомендации Роснедра, его территориальных органов, подведомственных организаций, а также совещательных органов (комиссий).
    21. Для всех видов технологических документов технологические показатели рекомендуется рассчитывать на проектный период, численно равный периоду разбуривания месторождения (из действующего или составляемого проектного документа) плюс 30 лет (среднестатистический срок службы скважин).
    22. В рекомендуемом расчетном варианте разработки месторождения за проектный период должна достигаться добыча извлекаемых запасов, состоящих на государственном балансе. В процессе доразведки и изучения месторождения разведочным и эксплуатационным фондом скважин пользователь недр вправе вводить в разработку запасы категории C2 с обоснованием их перевода в категорию C1 и постановкой на государственный баланс в установленном порядке.
    23. С даты утверждения нового согласованного проектного технологического документа не применяются показатели разработки из ранее выполненных документов.
 

3. Общее содержание проектных технологических документов

 
    24. Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:
    - передовой отечественный и зарубежный опыт;
    - современные достижения науки и техники;
    - практику разработки месторождений;
    - современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.
    25. В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчетных вариантов разработки месторождения.
    26. Расчетные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объемами методов повышения отдачи пластов и интенсификации дебитов скважин.
    27. Технологические показатели расчетных вариантов прогнозируются в проектах с использованием современных математических моделей пластов.
    28. В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового. Им в большинстве случаев рекомендуется признавать вариант по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов углеводородов.
    29. Прогнозными показателями расчетного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий A, B, C1. Технологические показатели зон с запасами категории C2 определяются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ.
    На недостаточно изученных участках месторождений размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе. Фонд этих скважин разбуривается после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений.
    30. Экономические показатели вариантов разработки месторождения рекомендуется определять на основе рассчитанных технологических показателей.
    Расчеты экономических показателей разработки рекомендуется проводить с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти, поступающих на внешний и внутренний рынки, цены нефти на внешнем и внутреннем рынках, среднерегиональных показателей капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.
    Среднеотраслевую цену нефти на внешнем и внутреннем рынках рекомендуется определять на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в "Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации" на соответствующий период.
    Доли нефти, поступающие на внешний и внутренний рынки, рекомендуется определять по данным экспорта нефти за истекший год, кроме месторождений континентального шельфа Российской Федерации, где доля экспортируемой нефти принимается в соответствии с проектными решениями.
    Среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат рекомендуется определять при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.
    31. Обоснование экономических показателей систем разработки месторождений континентального шельфа Российской Федерации рекомендуется проводить с учетом специфики этих работ и анализом возможностей использования оборотного капитала.
    32. Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации цен на нефть, газ, газовый конденсат.
    В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:
    - дисконтированный поток денежной наличности,
    - индекс доходности,
    - внутреннюю норму 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).
    Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.
    33. Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь проектный срок разработки.
    34. Рекомендуемый вариант разработки месторождения рекомендуется находить суммированием рекомендуемых вариантов разработки его эксплуатационных объектов. Эти варианты определяются на основе технико-экономических показателей разработки зон эксплуатационного объекта с запасами категорий A, B, C1.
    В авторском надзоре при увеличении запасов категории C1, полученном при разбуривании проектного фонда скважин, на участки расширения запасов категории C1, оцениваемых в установленном порядке, могут быть распространены системы разработки, обоснованные ранее для зон с запасами категорий A, B, C1.
    Общие затраты на обустройство месторождения рекомендуется определять согласно максимальным проектным уровням добычи нефти и жидкости по месторождению.
    35. Выбор рекомендуемого варианта разработки проводится путем сопоставления технико-экономических показателей вариантов разработки.
    В рекомендованном варианте разработки на месторождении могут быть выделены участки для проведения работ по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения. Технико-экономические показатели разработки таких участков рассчитываются на весь проектный период, представляются в проектном документе как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.
    36. Повышение точности прогноза технологических показателей разработки достигается, как правило, их корректировкой в авторских надзорах.
    Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин по следующим причинам:
    - неточность подсчета запасов нефти в недрах и определения геолого-физических параметров пластов;
    - погрешности геологического и гидродинамического моделирования;
    - невозможность точной оценки эффективности применяемых методов воздействия на пласты;
    - отличия от запланированных проектом темпов разбуривания месторождения эксплуатационными скважинами.
    Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, даны в приводимой ниже таблице.
 

Проектная годовая добыча нефти, млн. т Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, %
до 0,025 50,0
от 0,025 до 0,05 40,0
от 0,05 до 0,10 30,0
от 0,1 до 1,0 27,0
от 1,0 до 5,0 20,0
от 5,0 до 10,0 15,0
от 10,0 до 15,0 12,0
от 15,0 до 20,0 10,0
от 20,0 до 25,0 8,5
от 25,0 до 30,0 7,5

 
    Уровни добычи для проектов пробной эксплуатации устанавливаются в соответствии с фактически достигаемыми.
    37. В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).
    38. При разработке месторождения несколькими недропользователями, как правило, подготавливается единый технологический документ для месторождения в целом.
 

4. Техническое задание

 
    39. Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание.
    40. В технических заданиях рекомендуется указывать:
    - цель составления проектного технологического документа;
    - запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;
    - сведения о ранее выполненных подсчетах запасов и проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;
    - год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;
    - обязательное применение геолого-фильтрационной модели и постоянное ее уточнение в процессе работ;
    - намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам;
    - порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку лучших запасов;
    - инфраструктура в районе работ;
    - источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;
    - дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);
    - факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;
    - коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);
    - рекомендации по использованию попутно добываемого нефтяного газа;
    - требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;
    - сроки составления проектного документа.
    Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, рекомендуется указывать:
    - глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;
    - возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;
    - вид транспорта продукции - танкеры, трубопровод на берег;
    - другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объемы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.
    При необходимости в техническом задании могут дополнительно указываться проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту, по месторождению в целом и отдельно по участкам каждого пользователя недр.
    Все исходные данные для проектирования должны соответствовать условиям пользования недрами, установленным в лицензии на пользование недрами.
    41. В техническом задании на составление авторского надзора рекомендуется указывать:
    - цель составления документа;
    - сведения о ранее выполненных проектных технологических документах, протоколах их согласования;
    - информация о реализации проектных решений;
    - перечень выполненных гидродинамических и геофизических исследований по контролю разработки месторождения;
    - перечень и полнота выполнения разделов;
    - используемая геолого-фильтрационная модель (ГФМ), необходимость ее уточнения по данным пробуренных скважин эксплуатационного фонда; при наличии постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) ее использование обязательно.
    42. Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом заказчика, утверждается руководителем предприятия - пользователя недр.
    Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик представляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения при государственной экспертизе, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения.
 

5. Исходная информация и состав работ в проектных технологических документах

 
    43. К исходной информации при рассмотрении проектного технологического документа рекомендуется относить:
    - лицензию на пользование недрами;
    - техническое задание на проектирование;
    - составленные ранее проектные технологические документы, материалы их экспертизы;
    - сейсмические, геофизические и промысловые исследования площадей, скважин и пластов;
    - результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;
    - подсчеты запасов УВС и ТЭО КИН;
    - результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;
    - результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;
    - среднерегиональные размеры затрат (капитальных, эксплуатационных и ликвидационных);
    - прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные МЭРТ России в "Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации..." на соответствующий период;
    - величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации.
    44. В проектных технологических документах рассматриваются обоснования:
    - выделения эксплуатационных объектов;
    - порядка освоения месторождения, исключающего выборочную отработку лучших запасов;
    - выбора способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ);
    - системы размещения и плотности сеток скважин;
    - уровней, темпов и динамики добычи нефти, газа, жидкости из пластов по годам, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку запасов УВС;
    - мероприятий по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа, предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
    - мероприятий по использованию нефтяного газа;
    - рекомендуемых конструкций и технологий заканчивания скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;
    - объемов и видов работ по доразведке и изучению месторождения;
    - мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки;
    - комплексов, объемов, периодичности геофизических и гидродинамических исследований;
    - опытно-промышленных работ по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;
    - рекомендаций по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.
    45. К исходной информации для составления авторского надзора за реализацией проектных технологических документов рекомендуется относить:
    - лицензию на пользование недрами;
    - техническое задание;
    - материалы последнего подсчета запасов УВС и ТЭО КИН;
    - последний проектный технологический документ на разработку месторождения;
    - фактические показатели разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа;
    - материалы уточнения геологического строения, мониторинга разработки месторождения, реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного технологического документа.
    46. В авторских надзорах анализируется состояние реализации проектных технологических документов за рассматриваемый период. При необходимости в них предлагаются мероприятия по изменениям условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе:
    - распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда);
    - отмена ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда);
    - применение традиционных методов регулирования разработки месторождения:
    а) изменение режимов работы добывающих и нагнетательных скважин,
    б) увеличение гидродинамического совершенства скважин,
    в) изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах,
    г) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды,
    д) перенос интервала перфорации,
    е) разукрупнение эксплуатационных объектов, перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой,
    ж) одновременно-раздельная эксплуатация скважин,
    з) одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях и др.,
    и) дополнительное бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и боковых стволов, проведение гидроразрывов пластов.
 

6. Рассмотрение проектного технологического документа на разработку месторождений

 
    47. Проектный технологический документ на разработку месторождений, представляемый на рассмотрение, как правило, содержит:
    - титульный лист;
    - список исполнителей;
    - реферат;
    - содержание;
    - список основных таблиц; список основных рисунков;
    - список табличных приложений;
    - список графических приложений;
    - введение;
    - общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование;
    - состояние геолого-физической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование;
    - общие сведения о геологическом строении месторождения;
    - состояние разработки месторождения;
    - цифровая геологическая модель месторождения;
    - цифровая фильтрационная модель месторождения;
    - проектирование разработки месторождения;
    - методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;
    - технико-экономический анализ проектных решений;
    - требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, геофизическим и геолого-технологическим исследованиям скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
    - технология и техника добычи нефти и газа;
    - использование нефтяного газа;
    - контроль разработки месторождений;
    - программа доразведки и исследовательских работ;
    - охрана недр на месторождении;
    - заключение;
    - список использованных источников;
    - текстовые приложения;
    - графические приложения.
    48. Элементы "Термины и определения", "Сокращения" приводят при необходимости.
    49. В проектный технологический документ могут помещаться рисунки и графические приложения из "Списка основных рисунков и графических приложений" (Приложение А), таблицы из "Списка основных таблиц" (Приложение Б). В проектные технологические документы могут быть дополнительно введены другие структурные элементы, содержание которых устанавливается по согласованию между заказчиком и исполнителем работ.
    50. В проектный документ помещаются, как правило, только результаты исследований. В отдельных случаях они дополняются необходимыми обоснованиями. Обоснования второстепенного порядка, прямо не влияющие на результаты технико-экономических расчетов, помещаются по усмотрению исполнителей работы в те или иные приложения.
    51. Свойства и параметры пластовых флюидов, кернового материала, фазовые проницаемости для нефти, газа и воды, остаточная величина нефти, газа, воды, коэффициенты вытеснения и охвата, механические свойства пород, как правило, обосновываются и определяются с применением современного лабораторного оборудования при воспроизведении пластовых условий.
    Определение параметров пластов по сейсмической, геофизической и промысловой информации, создание геологической и фильтрационной моделей, расчеты технико-экономических показателей разработки с использованием баз исходной информации, как правило, проводится с применением средств вычислительной техники и программного обеспечения.
    52. Материалы проектных технологических документов на разработку месторождений на рассмотрение, как правило, представляются в бумажном и электронном формате (на компакт-дисках) и содержат данные, позволяющие производить экспертизу проектных решений без личного участия авторов.
    53. Представляемые материалы включают реферат, основную часть, текстовые приложения (том I), табличные приложения (том II) и графические приложения.
    54. В том I рекомендуется включать текстовую часть всех разделов, в которых раскрывается существо рассматриваемых вопросов и приводятся необходимые обоснования принимаемых решений.
    55. 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 рекомендуется дать выводы и рекомендации.
    56. На титульном листе рекомендуется указывать: организацию, выполнившую работу; фамилии и инициалы авторов (ответственных исполнителей); полное название проектного технологического документа с указанием наименования месторождения, типа месторождения (нефтяное, газовое, газоконденсатное, газонефтяное, нефтегазоконденсатное и т.п.), района расположения месторождения; место и год составления документа. Титульные листы рекомендуется подписывать ответственными должностными лицами организации, представившей проектный технологический документ, а подписи их скреплять печатью.
    57. После титульного листа тома I рекомендуется помещать: список исполнителей, информационную карту, оглавление всех томов и перечень всех приложений. После титульного листа каждого последующего тома рекомендуется помещать оглавление только этого тома.
    58. Включаемый в том I табличный и графический материал должен содержать все данные о рекомендуемом варианте разработки, сопоставительные таблицы исходных данных и результатов расчетов технико-экономических показателей по всем сравниваемым вариантам разработки.
    Для пояснения принципиальных положений приводятся дополнительные материалы (таблицы, схемы, графики).
    59. В конце проектного технологического документа рекомендуется сделать заключение, в котором указываются общие выводы и рекомендации, отражающие основную цель работы. В выводах рекомендуется указывать степень изученности, количество и качество запасов нефти и газа, условия их залегания, принимаемый вариант разработки и достигаемый в результате его внедрения коэффициент использования нефти, рекомендации по наиболее рациональному способу разработки, оценка общих перспектив месторождения, проблемы и пути их решения, замечания по совершенствованию научно-исследовательских работ и т.д.
    60. Представляется список использованных материалов. В перечне опубликованной литературы, фондовых и других материалов приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).
    61. Текстовые приложения к тому I должны обычно включать техническое задание на проектирование, различные акты, заключения и протоколы рассмотрения материалов заинтересованными организациями, сведения об уровнях добычи нефти, принятых в лицензиях на право пользования недрами.
    62. Табличные приложения, приводимые в томе II, обычно содержат исходные данные и результаты моделирования.
    63. Графические приложения обычно отображают основные особенности геологического строения месторождения, текущее состояние разработки эксплуатационных объектов, содержать карты размещения скважин и т.д.