III. Технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья

3.1. Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи):

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

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

3.1.3. В ППЭ и ДППЭ выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категории запасов C1 + C2. Недропользователь имеет право осуществлять бурение и добычу УВС из разведочных и эксплуатационных скважин (согласно решениям ППЭ) в границах запасов категории C2 при условии представления результатов пробной эксплуатации, обосновывающих геологических материалов и документов для проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча. Изменения категории запасов и их количество учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых (далее - ГБЗ) по состоянию на 1 января года, следующего за годом внесения оперативных изменений.

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

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

б) пять лет - для средних месторождений;

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

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

Сроки пробной эксплуатации месторождения (залежи), в случае необходимости проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии разработки, могут быть дополнительно продлены на срок, не превышающий три года, путем подготовки и согласования ДППЭ в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118.

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

3.1.5. ППЭ или ДППЭ могут представляться недропользователем в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69, и для согласования ППЭ в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, как отдельно, так и одновременно с документами и материалами по оперативному изменению состояния запасов углеводородного сырья по результатам геолого-разведочных работ и переоценки этих запасов. Одновременно с ППЭ или ДППЭ в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.

3.1.6. В ППЭ и ДППЭ представляется один вариант разработки с вовлечением запасов категории C1 + C2 для перспективного планирования обустройства месторождения, объемов буровых и строительных работ. Для этого варианта рассчитываются технико-экономические показатели до конца расчетного периода.

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

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

б) наличие и характер тектонических нарушений;

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

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

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

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

ж) геомеханические свойства пород;

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

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

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

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

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

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

о) компонентный состав и физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадка нестабильного конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата C5+ в пластовом газе, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, содержание парафинов, смол и серы);

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

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

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

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

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

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

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

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

б) выявления новых продуктивных пластов;

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

г) необходимости изменения выделенных ЭО;

д) уточнения или изменения технологических решений по системе разработки.

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

а) состояние разработки месторождения;

б) модели месторождения;

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

г) анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин.

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

3.2. Технологическая схема разработки:

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

3.2.2. ТСР, а также документы и материалы по подсчету запасов УВС, на основании которых подготовлена ТСР, представляются недропользователем одновременно в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69, и для согласования ТСР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118. Одновременно с ТСР в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.

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

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

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

3.2.6. ДТСР для крупных и уникальных месторождений могут составляться по отдельному лицензионному участку, при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков. Технологические показатели разработки в ТСР и ДТСР рассчитываются до конца срока разработки.

3.2.7. Основные задачи ТСР и ДТСР:

а) выделение ЭО;

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

в) обоснование систем разработки и технологий воздействия;

г) планирование методов интенсификации добычи УВС;

д) прогноз технологических показателей разработки;

е) обоснование коэффициентов извлечения УВС из пластов;

ж) технико-экономическое обоснование варианта разработки, рекомендуемого для согласования в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118;

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

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

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

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

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

3.2.12. ДТСР представляются недропользователем на согласование в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении утвержденных начальных геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативному изменению состояния запасов (при изменении утвержденных начальных геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), представляемыми для проведения государственной экспертизы запасов в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69 и для согласования ДТСР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118. Одновременно с ДТСР в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (за исключением ежемесячных сведений по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин сначала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.

3.2.13. ДТСР представляются на согласование в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов, в следующих случаях:

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3. Технологический проект разработки:

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

3.3.2. Основные задачи ТПР и ДТПР:

а) определение структуры остаточных запасов УВС;

б) уточнение ГДМ продуктивных пластов;

в) подготовка мероприятий по рациональному использованию пробуренного фонда скважин;

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

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

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

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

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

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

3.3.6. ТПР и (или) ДТПР могут составляться по отдельному лицензионному участку при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, режимы работы, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков. Технологические показатели разработки в ТПР и ДТПР рассчитываются до конца срока разработки месторождения.

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

3.3.8. ДТПР представляются на согласование в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении числящихся на ГБЗ утвержденных начальных геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативным изменением состояния запасов (при изменении числящихся на ГБЗ утвержденных начальных геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), для проведения государственной экспертизы запасов в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69, и для согласования ДТПР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118. Одновременно с ДТПР в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (за исключением ежемесячных сведений по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.

3.3.9. ДТПР представляются на согласование в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов, в следующих случаях:

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

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

в) необходимости изменения технологии и системы разработки.

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

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

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

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

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

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