V. Основные требования к проектированию разработки месторождений углеводородного сырья

5.1. Принимаемые для проектирования запасы УВС:

5.1.1. Для месторождений, находящихся в разведке (категории C1 и C2), геологические запасы утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов, извлекаемые запасы УВС и коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК) утверждаются на основании государственной экспертизы запасов в части обоснования технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в ППЭ месторождений (залежей) или экспертных оценок, упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:

а) эмпирических методов;

б) покоэффициентного метода;

в) метода аналогий.

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

5.2. Выделение эксплуатационных объектов:

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

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

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

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

5.2.5. При выделении ЭО учитываются следующие геологические критерии:

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

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

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

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

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

5.2.6. Самостоятельный ЭО разрабатывается единой сеткой эксплуатационных скважин.

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

5.3. Обоснование вариантов разработки:

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

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

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

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

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

а) трех - в ТСР и ДТСР;

б) двух - в ТПР и ДТПР;

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

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

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

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

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

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

5.3.9. На недостаточно изученных участках залежей (категории запасов B2 и C2) проектные скважины могут быть отнесены к зависимым, бурение которых осуществляется по результатам уточнения геологического строения. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в ПТД.

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

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

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

а) основные особенности геологического строения залежи;

б) тип коллектора;

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

г) физико-химические свойства насыщающих флюидов и закачиваемых в пласт агентов вытеснения;

д) историю разработки;

е) механизм проектируемых процессов разработки;

ж) системы размещения скважин и возможность их трансформации;

з) режимы работы скважин и возможность их изменения.

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

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

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

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

Другие условия, принятые при проектировании, обосновываются специальными расчетами.

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

5.4. Рекомендуемый вариант разработки:

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

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

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

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

5.4.5. Проектные показатели разработки по категории A + B1 в целом по месторождению согласовываются и утверждаются на рентабельный период разработки согласно Приложению N 5 к настоящим Правилам и с учетом пункта 5.4.2 настоящих Правил.

Проектные показатели разработки по категории A + B1 + B2 в целом по месторождению согласовываются и утверждаются в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, до конца разработки для проектирования обустройства месторождения.

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

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

5.4.8. Если в ПТД не предусмотрено освоение запасов категории B2, то в ПТД представляется обоснование невозможности вовлечения в разработку этих запасов с указанием причин (например, технических, технологических, экономических), либо предложения по изменению условий пользования недрами.

5.5. Технико-экономическая оценка вариантов разработки:

5.5.1. Экономическая оценка вариантов разработки ЭО и месторождения в целом проводится недропользователем в соответствии с нормативными правовыми документами по оценке эффективности инвестиционных нефтегазовых проектов. Оценка рентабельно извлекаемых запасов УВС и коэффициентов извлечения УВС выполняется в ПТД для всех ЭО и каждого представленного варианта разработки ЭО в границах геологических запасов категорий A + B1 + B2. Рентабельно извлекаемые запасы и соответствующие значения рентабельных коэффициентов извлечения по отдельным залежам, входящим в ЭО, и отдельным категориям запасов оцениваются на основании расчетов на ГМ и ГДМ. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (текущие) определяются как накопленная добыча УВС с первого проектного года до конца рентабельного срока разработки ЭО. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (начальные) определяются как накопленная добыча УВС с начала разработки до конца рентабельного срока разработки ЭО.

Рентабельный срок разработки ЭО определяется как часть проектного срока, в течение которого обеспечивается выполнение мероприятий по рациональному использованию недр и наиболее полному извлечению запасов из недр, начиная с первого проектного года до последнего года периода, в котором при принятых экономических условиях достигается положительное значение дисконтированных годовых денежных потоков и сумма дисконтированных годовых денежных потоков в пределах такого периода имеет положительное значение.

В случае, если в течение проектного срока при выполнении требований утвержденного ПТД имеет место чередование периодов получения положительных и отрицательных годовых денежных потоков, в рентабельный срок включаются также периоды получения отрицательных потоков, если сумма годовых потоков в пределах таких периодов компенсируется суммой годовых положительных потоков следующего за ним периода.

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

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

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

5.5.4. Используемый и приведенный в ПТД уровень цен на УВС на экспортных рынках и обменный курс российского рубля определяются для первого расчетного проектного года, а значения цен на УВС на экспортных рынках и обменного курса российского рубля для второго и последующих проектных лет приравниваются к значениям первого года. Для обоснования выбора цен на УВС на экспортных рынках и соответствующего им обменного курса российского рубля первого года экономической оценки используются средние значения цен на УВС на экспортных рынках и соответствующие им значения обменного курса российского рубля за 12 (двенадцать) календарных месяцев, предшествующих дате подготовки ПТД (или по состоянию на 1 января года представления ПТД). Средние значения экспортных цен на УВС определяются как сумма цен на экспортных рынках УВС на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать). Средний уровень цен на УВС на экспортных рынках определяется пользователями недр самостоятельно. Среднее значение обменного курса определяется как сумма значений курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации в соответствии с Федеральным законом от 10 июля 2002 г. N 86-ФЗ "О Центральном банке Российской Федерации (Банке России)" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 28, ст. 2790; 2003, N 2, ст. 157; N 52, ст. 5029, ст. 5032, ст. 5038; 2004, N 27, ст. 2711; N 31, ст. 3233; N 52, ст. 5277; 2005, N 25, ст. 2426; N 30, ст. 3101; 2006, N 19, ст. 2061; N 25, ст. 2648; 2007, N 1, ст. 9, ст. 10; N 10, ст. 1151; N 18, ст. 2117; 2008, N 42, ст. 4696, ст. 4699; N 44, ст. 4981, ст. 4982; N 52, ст. 6229, ст. 6231; 2009, N 1, ст. 25; N 29, ст. 3618, ст. 3629; N 39, ст. 4532; N 48, ст. 5731; 2010, N 40, ст. 4971; N 45, ст. 5756; 2011, N 7, ст. 907; N 27, ст. 3873; N 43, ст. 5973; N 48, ст. 6728; 2012, N 50, ст. 6954; N 53, ст. 7591; N 53, ст. 7607; 2013, N 11, ст. 1076; N 14, ст. 1649; N 19, ст. 2329; N 27, ст. 3438, ст. 3476, ст. 3477; N 30, ст. 4084; N 49, ст. 6336; N 51, ст. 6695, ст. 6699; N 52, ст. 6975; 2014, N 19, СТ. 2311, ст. 2317; N 27, ст. 3634; N 30, ст. 4219; N 40, ст. 5318; N 45, ст. 6154; N 52, ст. 7543; 2015, N 1, ст. 4, ст. 37; N 27, ст. 3958, ст. 4001; N 29, ст. 4348, ст. 4357; N 41, ст. 5639; N 48, ст. 6699; 2016, N 1, ст. 23, ст. 46, ст. 50; N 26, ст. 3891; N 27, ст. 4225, ст. 4273, ст. 4295; 2017, N 1, ст. 46; N 14, ст. 1997; N 18, ст. 2661, ст. 2669; N 27, ст. 3950; N 30, ст. 4456; N 31, ст. 4830; N 50, ст. 7562; 2018, N 1, ст. 66; N 9, ст. 1286; N 11, ст. 1584, ст. 1588; N 18, ст. 2557; N 24, ст. 3400; N 27, ст. 3950; N 31, ст. 4852; N 32, ст. 5115; N 49, ст. 7524; N 53, ст. 8411, ст. 8440; 2019, N 6, ст. 463; N 18, ст. 2198; N 23, ст. 2921; N 27, ст. 3538; N 29, ст. 3857; N 31, ст. 4423), на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать).

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

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

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

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

5.5.9. Эксплуатационные затраты включают в себя текущие затраты, налоги и прочие платежи, относимые на себестоимость добываемой продукции, и амортизационные отчисления. Текущие затраты определяются по статьям калькуляции или по элементам затрат (в соответствии с таблицами 50, 51 Приложения N 3 к настоящим Правилам). При определении текущих затрат по статьям калькуляции учитываются расходы на энергию по извлечению жидкости (при добыче нефти), расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы по сбору и внутрипромысловому транспорту УВС, расходы по технологической подготовке УВС, расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, общехозяйственные и общепроизводственные затраты, ГТМ на прирост добычи МУН и (или) МУГ и (или) МУК. При определении текущих затрат по элементам затрат учитываются материальные затраты, затраты на капитальный ремонт, расходы на оплату труда производственного промыслового персонала, расходы на отчисления на социальное страхование производственного промыслового персонала, общехозяйственные и общепроизводственные затраты.

5.5.10. Показатель чистого дисконтированного дохода (далее - ЧДД) для выбора рекомендуемого варианта разработки ЭО рассчитывается за рентабельный срок. Для расчета дисконтированных показателей экономической эффективности ставка дисконтирования принимается на уровне 10% в реальном выражении. Использование более высокого уровня ставки дисконтирования (но не более 15% в реальном выражении) требует дополнительного обоснования. В случае отсутствия вариантов разработки ЭО с положительным ЧДД представляются обоснования решения недропользователя по освоению таких запасов.

5.5.11. Рекомендуемый вариант разработки определяется как вариант разработки с максимальным значением интегрального показателя (далее - Tопт), рассчитываемого в соответствии с Приложением N 5 к настоящим Правилам. Вариант разработки ЭО, нерентабельность которого (отрицательное значение ЧДД) обоснована в ПТД, исключается из выбора рекомендуемого варианта разработки при расчете Tопт. При равных Tопт выбор рекомендуемого варианта определяется по максимальному ЧДД за рентабельный период. Если ЭО не имеет рентабельного периода, но недропользователь планирует осуществлять его разработку, то в качестве рекомендуемого варианта по ЭО может быть утвержден базовый вариант или вариант с развитием по предложению недропользователя при условии, что вариант с развитием обеспечивает более высокий ЧДД недропользователя, чем базовый вариант.

5.5.12. Рентабельно извлекаемые запасы по месторождению в целом определяются как сумма рентабельно извлекаемых запасов для рекомендуемых вариантов разработки отдельных ЭО.

5.6. Качество геологических и гидродинамических моделей:

5.6.1. Трехмерные геологические модели (далее - ГМ) и ГДМ модели включают каждую залежь, числящуюся на ГБЗ. Модели залежей УВС строятся в соответствии с выделенными ЭО.

5.6.2. При моделировании нескольких ЭО в рамках одной модели предусматривается возможность получения средних подсчетных параметров, запасов УВС и показателей разработки отдельно по каждому из ЭО. ГДМ обеспечивают возможность расчета прогнозных показателей разработки, извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС по всем категориям запасов, выделенных при подсчете запасов или числящихся на ГБЗ.

5.6.3. При моделировании обеспечивается соответствие запасов УВС и подсчетных параметров, указанных в построенных трехмерных ГМ и ГДМ, запасам УВС и подсчетным параметрам, прошедшим государственную экспертизу запасов, или обоснованным в документах и материалах по подсчету или пересчету запасов, представляемых на государственную экспертизу запасов в Федеральное агентство по недропользованию совместно с ПТД, по каждому подсчетному объекту или залежи (с учетом допустимых отклонений).

5.6.4. Трехмерная ГДМ представляется по всем вариантам разработки и включает в себя рассчитанную историю разработки, результаты расчета прогнозных показателей разработки по всем вариантам. В модели обеспечивается возможность запуска расчета.