VI. Содержание разделов проектного документа

6.1. Проектный документ представляется для согласования в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации "О недрах" в виде документа, состоящего из текстовой части, табличных и графических приложений.

Текстовая часть включает следующие разделы:

а) титульный лист (в соответствии с Приложением 2 к настоящим Методическим рекомендациям);

б) список исполнителей;

в) содержание;

г) список таблиц;

д) список рисунков;

е) список табличных приложений;

ж) список графических приложений;

з) информационная справка об объеме проектного документа;

и) введение;

к) общие сведения о месторождении и лицензионном участке;

л) геолого-физическая характеристика месторождения;

м) состояние разработки месторождения;

н) модели месторождения;

о) проектирование разработки месторождения;

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

р) экономическая оценка вариантов разработки;

с) характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС;

т) требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин, консервации и ликвидации скважин;

у) техника и технология добычи УВС;

ф) контроль процесса разработки;

х) доразведка и научно-исследовательские работы;

ц) мероприятия по рациональному использованию и охране недр;

ч) заключение;

ш) список использованных источников.

6.1.1. На титульном листе указываются название организации - пользователя недр, название организации, составившей проектный документ, название документа с указанием наименования и типа месторождения, место и год составления документа, установленный гриф допуска.

6.1.2. Титульный лист подписывается ответственными должностными лицами организации, составившей проектный документ.

6.1.3. Титульный лист оформляется в соответствии с Приложением 2 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.2. Список исполнителей

Список исполнителей включает фамилии, инициалы, должности, ученые степени исполнителей и соисполнителей проектного документа с указанием выполненного раздела проектного документа.

6.3. Информационная справка об объеме проектного документа

6.3.1. В информационной справке приводятся сведения об объеме проектного документа с указанием количества томов, книг, количества таблиц, рисунков, графических приложений, страниц, использованных литературных источников, перечень ключевых слов.

6.3.2. Перечень ключевых слов включает от 5 до 15 слов или словосочетаний из текста отчета, которые в наибольшей мере характеризуют его содержание и обеспечивают возможность информационного поиска. Ключевые слова приводятся в именительном падеже и печатаются прописными буквами в строку через запятую.

6.4. Введение

Во введении обосновывается необходимость и цель составления проектного документа с указанием следующих сведений:

а) административное расположение месторождения;

б) данные о лицензионном участке, на территории которого находится месторождение;

в) организация - пользователь недр лицензионного участка с указанием почтового адреса;

г) данные о лицензии на пользование недрами (серия, номер, вид, дата выдачи, срок действия);

д) даты открытия и ввода месторождения в разработку;

е) условия лицензионного соглашения, требующие учета при составлении проектного документа;

ж) принципиальные положения технического задания.

6.5. Общие сведения о месторождении и лицензионном участке

6.5.1. В разделе кратко описываются географическое и административное положение месторождения, ближайшие населенные пункты и месторождения, расстояния до них, инфраструктуру района (автомобильные дороги, железнодорожная сеть, авиасообщение, водный транспорт), наличие природоохранных, водоохранных территорий, территорий родовых угодий, памятников истории, культуры.

6.5.2. В разделе дается краткая характеристика климатических условий, гидрографии, почвенно-растительного покрова. Приводится информация об иных видах полезных ископаемых, залегающих в пределах месторождения, обеспеченности района строительными материалами, общераспространенными полезными ископаемыми.

6.5.3. В разделе приводится обзорная схема района рассматриваемого месторождения с указанием границ лицензионного участка, ближайших месторождений и объектов инфраструктуры (населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, автомобильные дороги, линии электропередачи, магистральные нефте- и газопроводы). Выделяются особо охраняемые природные территории, водоохранные зоны, защитные леса, санитарно-защитные зоны и другие территории, требующие учета при проектировании разработки и обустройства месторождения.

6.6. Геолого-физическая характеристика месторождения

6.6.1. Геологическое строение месторождения

Кратко излагается история открытия месторождения, а также изучения геологического строения полевыми геофизическими методами, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.

Приводится краткая характеристика тектонического строения, основные структурно-тектонические элементы в пределах площади рассматриваемого месторождения. Раздел содержит выкопировку из тектонической карты района.

Приводится краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза вскрытых отложений, с представлением сводного литолого-стратиграфического разреза района месторождения.

Приводятся общие сведения о нефтегазоносности: этаж нефтегазоносности, продуктивные пласты, общее число и сведения о залежах УВС, их типе, фазовом состоянии флюидов, особенностях их строения, характеристике покрышек и вмещающих пород.

Детальность представления материалов определяется особенностями геологического строения.

После изложения фактических данных формулируются выводы по состоянию изученности геологического строения.

К разделу рекомендуется следующий табличный и графический материал в соответствии с Приложениями 3 и 4 к настоящим Методическим рекомендациям:

а) таблицы 1 и 2 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям;

б) схемы совмещения залежей в плане в границах месторождения (для многопластовых месторождений);

в) характерные геологические разрезы вдоль и вкрест простирания, дающие представление о геологическом строении продуктивных пластов;

г) структурные карты;

д) карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по подсчетным объектам.

6.6.2. Гидрогеологические и инженерно-геологические условия

Приводится краткая характеристика:

а) водоносных горизонтов и комплексов (глубина залегания, напорность, водообильность, минерализация и тип воды, содержание основных химических компонентов);

б) инженерно-геологических и геоэкологических условий в границах месторождения (сведения о наличии опасных экзогенных геологических процессов, геокриологических условиях (типы проявления многолетней мерзлоты, их распространение по площади и глубине), ожидаемых изменениях геоэкологической обстановки при разработке месторождения (изменение взаимосвязей между водоносными горизонтами, ухудшение качества подземных вод, активизация опасных экзогенных геологических процессов, увеличение интенсивности микросейсм).

6.6.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Приводятся сведения об объемах отбора и лабораторных исследований керна по месторождению с указанием количества образцов по видам исследований керна по пластам и в целом по месторождению.

По результатам лабораторного изучения керна приводится литологическая характеристика пород - описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения.

Дается заключение о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию.

Приводятся сведения об исследовании деформационных свойств пластов и покрышек, приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления. Дается анализ полученных результатов.

Приводятся обобщенные результаты специальных исследований керна: по определению кривых капиллярных давлений, характеристик смачиваемости коллектора, фазовых проницаемостей в системах: газ-нефть, газ-вода, нефть-вода, газ-конденсат, нефть-газ-вода, остаточной нефтенасыщенности (газонасыщенности), коэффициента вытеснения нефти различными агентами вытеснения.

Обосновываются коэффициенты вытеснения для пластов, при недостаточном объеме собственных исследований приводятся данные по пластам-аналогам и обосновывают возможность такой аналогии. Даются выводы по состоянию изученности характеристик вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований керна.

Приводятся сведения по определению фильтрационно-емкостных свойств и насыщению коллекторов по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин (далее - ГИС), петрофизические зависимости.

Анализируются фильтрационные и емкостные свойства коллекторов месторождения по результатам гидродинамических исследований (далее - ГДИ) с приведением графического и табличного материала. Для новых месторождений, по которым составляются первые проектные документы, дополнительно даются сведения о результатах опробования и ГДИ разведочных скважин. На основании результатов гидродинамических исследований скважин дается характеристика продуктивности коллектора по данным ГДИ. Формулируются выводы по состоянию изученности пластов гидродинамическими методами.

Раздел иллюстрируется табличным и графическим материалом в соответствии с Приложениями 3 и 4 к настоящим Методическим рекомендациям:

а) таблицы 3 - 8 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям;

б) графики зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности;

в) графики зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости;

г) графики зависимости коэффициента вытеснения от начальной и остаточной нефтенасыщенностей;

д) графики зависимости фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности.

6.6.4. Свойства и состав пластовых флюидов

Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, свободного газа и газа газовых шапок, конденсата, пластовой воды), объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, а для газоконденсатных объектов - промысловых газоконденсатных исследований.

Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований, анализируются свойства пластовых флюидов, дается их характеристика в соответствии с принятой классификацией.

Для газоконденсатных, газонефтяных и нефтегазовых объектов с промышленным содержанием конденсата в пластовом газе приводятся следующие сведения:

а) объемы проведенных исследований свойств и состава газа и газоконденсата;

б) основные результаты промысловых газоконденсатных исследований и лабораторных исследований проб газа и конденсата;

в) состав пластового газа;

г) обоснование начального потенциального содержания конденсата в пластовом газе; потерь конденсата и изотермы конденсации;

д) физико-химические свойства конденсата.

Указанные виды исследований приводятся по форме таблиц 9 - 17 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям:

а) для месторождений с высокопарафинистой нефтью приводится оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий (давления, температуры) и при применении специальных технологий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений;

б) для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов: зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизические свойства пластовых флюидов, пород пласта и окружающих пород.

Приводятся характеристики пластовых флюидов, используемые для гидродинамической модели:

а) по нефтяным залежам и нефтяным оторочкам: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре;

б) по газонефтяным и газовым залежам с нефтяной оторочкой: зависимости от давления при пластовой температуре содержания конденсата, объемного коэффициента и вязкости газа и конденсата.

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приводится по форме таблицы 18 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.6.5. Сведения о подсчете запасов УВС

В разделе приводятся сведения о выполненном подсчете запасов УВС, на основе которого составлен проектный документ. Приводят данные о запасах УВС, числящихся на ГБЗ на начало года в сравнении с новым подсчетом запасов.

Для нефтяных месторождений приводятся сведения о запасах нефти, растворенного газа и подсчетных параметрах по форме таблиц 19, 20, 24 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Для газонефтяных, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и газовых залежей с нефтяной оторочкой дополнительно приводятся сведения о запасах свободного газа, газа газовых шапок, конденсата по форме таблиц 21, 22, 23, 25 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Сопоставление представляемых к проектированию запасов с числящимися на ГБЗ приводятся по форме таблиц 26 - 30 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.7. Анализ выполнения условий пользований недрами и проектного документа, состояния разработки месторождения и эксплуатационного объекта, выработки запасов и сопоставление фактических и проектных показателей

6.7.1. Анализ выполнения условий пользований недрами и проектного документа

Приводятся основные условия лицензионного соглашения в области доразведки, проведения исследовательских работ и разработки месторождения с кратким анализом их выполнения.

Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования.

Приводится краткий анализ выполнения действующего утвержденного проектного документа, при невыполнении основных положений - указание причин их невыполнения.

6.7.2. Характеристика состояния разработки месторождения в целом

Приводятся данные об открытии и вводе месторождения в разработку, основных этапах освоения месторождения. Представляется характеристика фонда скважин на дату подготовки ПТД в соответствии с таблицами 31 и 32 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Анализируется динамика основных технологических показателей за историю разработки (добыча нефти, жидкости, газа, конденсата, обводненность, закачка воды, дебиты нефти, жидкости, газа, фонд скважин). Основные технологические показатели разработки представляются в соответствии с таблицами 33 и 34 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Проводится сравнение основных проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению за последние пять лет, предшествующих дате представления проектного документа в Федеральное агентство по недропользованию для согласования в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации "О недрах", согласно таблицам 35 - 38 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям. Указываются основные причины имеющихся расхождений проектных и фактических показателей разработки. Приводятся сведения об использовании попутного нефтяного газа.

6.7.3. Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта

Приводится анализ результатов исследований скважин и пластов, результатов пробной эксплуатации, характеристика режимов эксплуатации и динамика продуктивности скважин.

При описании результатов указывается количество исследованных скважин, распределение скважин по залежи, динамику исследований во времени. Приводится объяснение нелинейного вида индикаторных диаграмм в случае их получения.

Приводится и анализируется состояние фонда скважин на дату подготовки ПТД по каждому эксплуатационному объекту и фактическая динамика основных показателей разработки.

Представляется распределение фонда скважин, в том числе, по обводненности, дебитам нефти, жидкости, свободного газа, накопленной добычи. Анализируются причины в случае недостижения показателей, характеризующих эффективность работы скважин, предусмотренных в утвержденном проектном документе.

Для нефтяных и газовых объектов, разрабатываемых с применением сайклинг-процесса, дается описание системы поддержания пластового давления (далее - ППД), работы нагнетательных скважин, распределение нагнетательного фонда по величине приемистости, накопленной закачке, эффективности работы скважин барьерных рядов.

По газовым и газоконденсатным скважинам анализируются дебиты газа и конденсата, объемы добываемой воды, коэффициенты фильтрационных сопротивлений и режимы работы скважин (забойные и устьевые давления), изменение текущих и накопленных отборов газа, конденсата, воды. Проводится оценка начальной продуктивности газовых и газоконденсаных скважин, анализ режимов работы скважин (устьевые температуры, депрессии на пласт) с целью выявления осложняющих факторов при эксплуатации (включая гидратообразование, вынос породы, подтягивание конусов воды, необходимости обеспечения выноса жидкости).

В графических приложениях к отчету рекомендуется представлять:

а) карты текущего состояния разработки;

б) карты накопленных отборов УВС и объемы закачиваемых в пласт вытесняющих агентов;

в) характеристику фонда скважин, динамику основных показателей разработки и фонда скважин в соответствии с таблицами 31 - 34 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям;

г) сведения о соответствии объемов добычи и использования попутного газа проектным значениям.

В случае отличия объемов растворенного газа, добываемого в составе продукции по сравнению с оцененными через газосодержание, выявляются причины этих расхождений. Для нефтегазовых залежей добыча газа из нефтяных скважин разделяется на растворенный газ и газ газовой шапки.

При наличии в залежи УВС всех видов, добыча жидких углеводородов разделяется на нефть и конденсат.

Для нефтяных залежей с высоким газовым фактором и нефтегазоконденсатных залежей анализируется динамика и текущее распределение газового фактора, сопоставляемая с данными по пластовому давлению с учетом удаленности интервалов перфорации от ГНК, распределение фонда добывающих скважин (в том числе в приконтурных и в подгазовых зонах) по газовому фактору и устанавливаются причины прорыва газа из газовых шапок, эффективность барьерного и площадного заводнения ряда скважин.

По залежам, содержащим конденсат, проводится оценка динамики и текущего распределения газоконденсатного фактора и сопоставляется с данными по распределению пластового и устьевого (забойного) давления, распределению фонда добывающих скважин по газоконденсатному фактору с учетом фактических депрессий на скважинах.

Приводятся графики динамики газового фактора во времени и карты текущего распределения запасов на дату подготовки ПТД.

Исследуется динамика и текущее состояние пластовых и забойных (устьевых для газовых скважин) давлений, распределение текущего пластового давления по площади залежи, выделяются участки с максимальным снижением пластового давления в зонах отбора и сопоставляются с данными по текущей и накопленной компенсации отборов жидкости (газа газовых шапок) закачкой воды, сухого газа в случае реализации сайклинг-процесса.

Приводятся графики динамики пластовых и забойных давлений по годам, карты изобар на ближайшую дату.

6.7.4. Анализ выработки запасов

Проводится анализ выработки запасов по площади и по разрезу на основе промысловых и промыслово-геофизических данных по каждому объекту разработки.

По результатам анализа перфорации пластов проводится оценка перфорированных толщин и связанности зоны отбора и зоны закачки, изменения обводненности скважин в зависимости от удаленности перфорации от водонефтяного контакта (далее - ВНК) и толщины глинистой перемычки. Проводится сопоставление результатов гидродинамического моделирования с результатами промыслово-геофизических исследований (далее - ПГИ).

Раздел содержит сведения об объемах промыслово-геофизических исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин, включая данные об охвате фонда скважин периодическими исследованиями по типам решаемых задач, а также сведения об исследовании технического состояния скважин.

По результатам промыслово-геофизических исследований скважин, проводимых на месторождении в целях контроля за разработкой, в обобщенном виде характеризуются:

а) профили притока и приемистости по разрезу скважин и их изменение во времени, с выполнением оценки работающих толщин;

б) изменение нефтегазонасыщенности во времени, продвижение закачиваемых и пластовых вод;

в) данные о распределении отборов и закачки при совместном и раздельном вскрытии пластов;

г) источники обводнения скважин.

По газовым и газоконденсатным залежам приводятся зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа с целью оценки режима залежей и уточнения начальных геологических запасов методом падения давления (по зоне отбора и в целом по залежам). Выполняется оценка дренируемых запасов в динамике по годам и оценка запасов газа по методу материального баланса с учетом внедрившейся воды.

Выполняется анализ изменения положения газоводяного контакта (ГВК) и газонефтяного контакта (ГНК) на основе результатов ПГИ, оценка внедрения воды в газовые залежи.

Для газовых и газоконденсатных залежей в разделе приводятся карты подъема ГВК.

По данным гидродинамического моделирования приводятся карты, характеризующие состояние выработки запасов УВС на дату подготовки ПТД (включая плотность остаточных запасов и текущую нефтегазонасыщенность). Строятся профили выработки запасов. Оценивается согласованность результатов изучения структуры остаточных запасов различными методами. Материалы представляются в табличном и графическом виде.

На основании анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы об эффективности применяемых систем разработки и определяют основные направления их совершенствования.

6.7.5. Сопоставление фактических и проектных показателей

Проводится сравнение основных проектных и фактических показателей разработки по эксплуатационным объектам за последние пять лет, предшествующих дате представления проектного документа в Федеральное агентство по недропользованию для согласования согласно таблицам 35 - 38 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям. В соответствии с результатами проведенных исследований, предусмотренных в пунктах 6.7.2 - 6.7.4 настоящих Методических рекомендаций, указывается полнота и своевременность выполнения проектных решений, насколько проектные решения оправданы и соответствуют геолого-физическим характеристикам залежи, обосновываются причины невыполнения проектных решений.

Указываются основные причины имеющихся расхождений проектных и фактических показателей разработки.

В случае отклонений уровней фактической годовой добычи нефти и/или свободного газа от проектных, характеризующих выполнение технического проекта на разработку месторождения, предусмотренных действующим ПТД, в процессе анализа разработки устанавливаются причины отклонений для внесенияя соответствующих изменений в процесс разработки ЭО в ПТД.

Модели месторождения

6.7.6. Геологическая модель месторождения

Приводится краткое описание исходных данных, используемых для построения геологической модели, приводится название программных пакетов (симуляторов), с помощью которых созданы ГМ, приводится их количество, обосновываются границы участков моделирования.

Излагаются принципы построения структурного каркаса модели. Обосновывается выбор реперных поверхностей и схем напластования. Указывается способ использования в модели утвержденной структурной основы подсчетных объектов. Приводятся данные о геометрических параметрах области моделирования, шагах сетки в плоскостях X, Y, Z и количестве ячеек.

Кратко описываются принципы построения литологической модели. Указывается способ определения признака коллектор - неколлектор (явное, через граничное значение параметра, прочее). Приводятся сведения о методах определения значений параметров в скважинах и межскважинном пространстве. При необходимости указывается явный вид используемых петрофизических зависимостей.

Дается краткое описание принципов построения модели насыщения. Приводятся положения ВНК, ГНК. Указываются сведения о методах определения значений насыщенности в скважинах и межскважинном пространстве. При необходимости приводится явный вид используемых зависимостей насыщенности от других параметров модели.

Приводится способ подсчета геологических запасов УВС в терминах построения геологической модели.

Сопоставление запасов, представляемых для утверждения и рассчитанных на основе геологического моделирования, представляется в соответствии с таблицей 39 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям. Расхождение полученных результатов анализируется.

6.7.7. Гидродинамическая модель месторождения

В разделе приводится обоснование исходных данных, заданных в трехмерной гидродинамической (газодинамической) модели. Приводятся принципы и результаты ремасштабирования ГМ, если таковое осуществлялось. Сопоставление запасов УВС и основных параметров геологической и гидродинамической моделей представляется в соответствии с таблицей 40 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Проводится обоснование выбора типа модели, способа моделирования водоносного горизонта (или его отсутствия). Выполняется сопоставление значения коэффициента вытеснения (остаточной газо-/нефтенасыщенности) УВС вытесняющим агентом в трехмерной цифровой гидродинамической модели и коэффициента вытеснения (остаточной газо-/нефтенасыщенности), обоснованного в тексте отчета по результатам исследования керна в соответствии с пунктом 6.6.3 настоящих Методических рекомендаций.

Описываются основные параметры ГДМ при воспроизведении истории разработки (временной шаг, граничные условия, режимы работы скважин). Определяется перечень варьируемых и контролируемых параметров. Обосновывается применение локальных модификаций кубов параметров литологии, пористости, начальной нефтенасыценности (газонасыщенности), остаточной (критической) нефтенасыщенности (газонасыщенности), начальной водонасыщенности, остаточной (критической) водонасыщенности, проницаемости, применение несоседних соединений.

По итогам воспроизведения истории сопоставляются фактические и расчетные контролируемые параметры и анализируются имеющиеся расхождения.

На рисунках рекомендуется представлять основные результаты моделирования:

а) характерные вертикальные разрезы кубов параметров (проницаемость, насыщенность);

б) функции модифицированных относительных фазовых проницаемостей;

в) зависимости параметров флюидов от давления;

г) графики сопоставления фактических и расчетных показателей разработки (годовая и накопленная добыча нефти, газа, жидкости, закачка воды, газа и других вытесняющих агентов).

В графических приложениях представляются карты подвижных запасов УВС на начало разработки, на дату подготовки ПТД и на конец разработки по всем вариантам с единой шкалой для каждого объекта разработки/залежи. Карты выполняются в масштабе, приближенном к масштабу представления карт разработки и других графических приложений.

Детальность представления материалов раздела определяется авторами в зависимости от сложности геологического строения и сроков эксплуатации месторождения.

6.8. Проектирование разработки месторождения

6.8.1. Выделение эксплуатационных объектов

В соответствии с пунктами 5.2.1 - 5.2.6 настоящих Методических рекомендаций и с учетом геолого-физической характеристики пластов/залежей (таблица 18 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям) производится обоснование эксплуатационных объектов. Характеристика средневзвешенных параметров ЭО приводится в таблице 41 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Приводятся карты суммарных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин, карты совмещенных контуров по эксплуатационным объектам

6.8.2. Технологические показатели вариантов разработки и выбор рекомендуемого варианта разработки.

Формирование технологических вариантов по объектам разработки проводится в зависимости от геолого-геофизических характеристик пластов, типов залежей и стадии их разработки, с учетом пунктов 5.3.1 - 5.3.15 настоящих Методических рекомендаций. Производится обоснование выбора системы разработки, схемы размещения и плотности сетки скважин.

Основные исходные характеристики расчетных вариантов представляются в соответствии с таблицами 42 и 43 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Технологические показатели прогнозных вариантов рассчитываются на запасы категорий A + B₁ + B₂ для ТСР, ТПР и дополнений к ним, C₁ + C₂ для ППЭ и дополнений к ним. Технологические показатели по расчетным вариантам разработки эксплуатационных объектов представляются в табличных приложениях в соответствии с таблицами 47 - 50 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Технологические показатели рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО и месторождения в целом представляются:

а) Для суммарных запасов категорий A + B₁ + B₂ и отдельно категорий A + B₁ нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений в соответствии с таблицами 47 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям;

б) Для суммарных запасов категорий A + B1 + B2 и отдельно категорий A + B₁ газовых и газоконденсатных месторождений в соответствии с таблицами 48 - 50 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Обоснование прогноза добычи воды для технологических нужд представляется согласно таблицы 51 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Схемы размещения проектного фонда скважин по вариантам и эксплуатационным объектам представляются на картах эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин в графических приложениях, допускается схемы размещения скважин приводить на картах плотности текущих подвижных запасов.

На рисунках или в графических приложениях приводятся карты, характеризующие состояние выработки запасов по рекомендуемым вариантам по эксплуатационным объектам на последний год разработки (например, плотность остаточных запасов, текущая нефтенасыщенность).

6.9. Методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов

6.9.1. При анализе эффективности применяемых методов приводятся:

а) краткая характеристика применяемых технологий по видам воздействия;

б) объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки;

в) результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;

г) выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения.

Оценка эффективности применяемых методов может проводиться на основе статистических методов, а также на основе гидродинамического моделирования.

На основе анализа эффективности даются рекомендации для дальнейшего применения наиболее эффективных методов.

6.9.2. Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на прогнозный период. Программа применения методов.

Обосновывается применение технологий воздействия на пласт с целью увеличения коэффициентов извлечения УВС, охвата пласта воздействием для каждого эксплуатационного объекта с указанием:

а) наименования рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия;

б) геолого-физических граничных условий применения технологий;

в) объемов применения методов по видам воздействия и технологиям;

г) эффективности применения методов и видов воздействия по годам разработки за проектный период;

д) оценка эффективности применения методов приводится с использованием ГДМ. В случае невозможности такой оценки, приводится обоснование принятой методики оценки эффективности рассматриваемых методов.

Объемы и эффективность применения геолого-технических мероприятий интенсификации добычи УВС представляются в соответствии с таблицами 52, 53 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин представляется в соответствии с таблицей 54 Приложение 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.9.3. Опытно-промышленные работы.

Для оценки эффективности технических средств и технологий нефте/газо/конденсатоизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения.

Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период по эксплуатационным объектам и месторождению в целом.

6.10. Экономическая оценка вариантов разработки

6.10.1. Методика и исходные данные для экономической оценки

6.11.1.1. Показатели экономической эффективности

В разделе приводятся расчетные значения показателей экономической эффективности проектных решений: внутренняя норма рентабельности (ВНР), срок окупаемости, индекс доходности капитальных затрат, индекс доходности затрат, ЧДД пользователя недр, дисконтированный доход государства (ДДГ). Детальный расчет экономических показателей по Опциям, в соответствии с пунктами 5.3.4 и 5.3.5 настоящих Методических рекомендаций, представляется для рекомендуемого варианта разработки.

6.11.1.2. Макроэкономические показатели и расчет чистых цен УВС (далее - нетбэки)

Макроэкономические показатели и расчет нетбэков для расчета показателей экономической эффективности представляются в соответствии с таблицей 55 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.11.1.3. Система налогов и платежей

Расчет проводится на основе системы налогообложения, действующей на дату подготовки ПТД, приводятся перечень и ставки налогов, сборов и иных обязательных платежей. Проводится анализ применимых понижающих коэффициентов к налогу на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ), тарифных льгот, в том числе особых формул расчета вывозных таможенных пошлин и другим платежам в бюджеты Российской Федерации различных уровней.

Излагается информация (или указываются соответствующие разделы и таблицы проектного документа) о наличии или отсутствии оснований для применения пониженных ставок налогов или особых формул расчета вывозных таможенных пошлин.

Расчет НДПИ приводится в соответствии с таблицами 59 и 60 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

В случае реализации проекта в режиме соглашения о разделе продукции (далее - СРП), расчет доходов недропользователя и государства проводится в соответствии с применимыми условиями СРП.

6.11.1.4. Оценка капитальных, текущих, эксплуатационных и внереализационных расходов

Обосновываются удельные значения капитальных, текущих и внереализационных (ликвидационных) затрат. При расчете капитальных затрат по объектам обустройства приводится обоснованная стоимость каждого объекта (для линейных объектов - стоимость 1 км) и динамика их ввода по годам расчетного периода. Удельные текущие затраты обосновываются по объектам - аналогам и/или в соответствии со статьями калькуляции на основе сметы затрат или по элементам затрат, при этом таблицы 55, 61.1 и 61.2 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям корректируются соответствующим образом. Представляется оценка стоимости программы ГТМ, бурения, мероприятий по реализации МУН/МУГ/МУК. Для морских проектов расчет капитальных затрат ведется по объектам, в зависимости от рассматриваемых вариантов включает стоимость платформ, подводных добычных комплексов, морских трубопроводов, объектов береговой инфраструктуры и прочих подобных объектов обустройства.

6.11.2. Технико-экономические показатели вариантов разработки

Основные технико-экономические показатели вариантов разработки ЭО и месторождения в целом для запасов категорий A + B₁ + B₂ для ТСР, ТПР и дополнений к ним, C₁ + C₂ - для ППЭ и дополнений к ним приводятся в соответствии с таблицей 56 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

Экономические показатели эффективности расчетных вариантов разработки представляются в соответствии с таблицами 55 - 65 и 82 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям. Данные таблицы представляются в приложении к отчету. В случае разработки месторождения на условиях режима СРП, формы таблиц корректируются в соответствии с условиями СРП.

При расчете капитальных вложений по промысловым объектам и/или укрупненным нормативам, таблицы 55, 57, 58 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям корректируются соответствующим образом.

6.11.3. Анализ чувствительности

Для рекомендуемого варианта разработки месторождения в целом для запасов по сумме категорий A + B₁ + B₂ приводятся результаты расчетов показателей экономической эффективности, рентабельно извлекаемых запасов и соответствующих рентабельных коэффициентов извлечения при изменении в большую и меньшую сторону каждого из следующих показателей (+/- 20%): цена реализации УВС и сжиженного попутного газа (далее - СПГ); объем капитальных затрат; объем текущих затрат.

Анализ чувствительности представляется в соответствии с таблицей 66 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям. В случае необходимости, может быть проведен дополнительный анализ чувствительности рентабельно извлекаемых запасов к изменению других технико-экономических показателей.

6.12. Характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС

6.12.1. Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения УВС

По выделенным ЭО (залежам) и месторождению в целом анализируются расчетные значения коэффициентов извлечения УВС, полученные для рассматриваемых вариантов разработки. Производится их сопоставление со значениями коэффициентов извлечения, определенными другими методами, и по другим разрабатываемым месторождениям со сходными геолого-промысловыми характеристиками в соответствии с таблицами 67 - 69 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.12.2. Обоснование рекомендуемых извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения

По всем рассматриваемым вариантам разработки ЭО (залежей) приводятся геологические запасы нефти и растворенного газа, свободного газа, газа газовой шапки, конденсата, расчетные значения КИН, КИТ, КИК, извлекаемые запасы нефти, растворенного в ней газа, свободного газа, газа газовой шапки и конденсата в соответствии с таблицами 70 - 72 (Приложение 3 к настоящим Методическим рекомендациям). С учетом приведенных в пункте 6.11.2 настоящих Методических рекомендаций сопоставлений технико-экономических показателей вариантов разработки обосновываются технологически достижимые извлекаемые запасы нефти, растворенного газа, свободного газа, газа газовой шапки и конденсата и значения КИН, КИГ, КИК, рекомендуемые к утверждению по объектам (залежам), категориям запасов и месторождению в целом (при необходимости (для уникальных месторождений) с выделением зон и участков).

Для рекомендуемого варианта также приводятся величины рентабельно извлекаемых запасов нефти, растворенного газа, свободного газа, газа газовой шапки и конденсата, и значения рентабельных коэффициентов извлечения (КИНр, КИГр, КИКр), по объектам (залежам) и месторождению в целом (при необходимости (для уникальных месторождений)) с выделением категорий запасов на основании расчетов по геолого-гидродинамической модели.

6.12.3. Анализ изменения извлекаемых запасов

При повторном подсчете (и следующих за ним подсчетах) извлекаемых запасов приводятся данные об извлекаемых запасах и коэффициентах извлечения УВС по объектам (залежам), категориям запасов и месторождению в целом, в соответствии с результатами предшествующей государственной экспертизы запасов полезных ископаемых. Производится их сопоставление с рекомендуемыми извлекаемыми запасами и коэффициентами извлечения УВС, анализируются причины их изменения в соответствии с таблицами 73 - 78 Приложения 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.13. Конструкции скважин, производство буровых работ, методы вскрытия пластов и освоения скважин, консервации и ликвидации скважин.

6.13.1. Конструкции скважин и производство буровых работ

В разделе приводятся следующие сведения:

а) основные профили (например, вертикальные, наклонные, горизонтальные, пологие, многоствольные) скважин и боковых стволов, технико-технологические ограничения;

б) рекомендуемые данные о конструкциях добывающих и нагнетательных скважин в табличной или графической форме (диаметры и глубина спуска обсадных колонн, высота подъема цемента, типы эксплуатационных забоев), с учетом глубины залегания, геолого-геофизических свойств коллекторов, наличия в разрезе многолетнемерзлых и обваливающихся пород;

в) рекомендации по технологии производства буровых работ с учетом требований в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах нефтегазодобывающих производств, а также требований противофонтанной и газовой безопасности.

6.13.2. Методы вскрытия и освоения продуктивных пластов

Приводятся рекомендации по методам первичного и вторичного вскрытия пластов с учетом их геолого-физических характеристик, мерам по предупреждению ухудшения свойств призабойной зоны пласта в процессе бурения.

При освоении добывающих и нагнетательных скважин рекомендуются способы вызова притока, методы обработки призабойной зоны и интенсификации притоков, обеспечивающие восстановление или повышение естественной проницаемости.

6.13.3. Консервация и ликвидация скважин

Формулируются требования к выполнению работ по консервации, с учетом последующей расконсервации скважин. Указывается информация о сроках и условиях выполнения работ по консервации и (или) ликвидации скважин, иных подземных сооружений, а также рекультивации земель. В работах по консервации и ликвидации скважин учитываются требования в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах нефтегазодобывающих производств.

6.13.4. Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин

Объем исследований обосновывается с учетом особенностей геологического строения месторождения и сложившегося комплекса геофизических исследований в регионе, в соответствии с действующими стандартами и рекомендациями, полученными при государственной экспертизе подсчета запасов.

Раздел содержит:

а) комплексы геофизических и геолого-технологических исследований, осуществляемых для контроля процесса бурения и траектории скважин в зависимости от их назначения, сложности геологического разреза и параметров профиля;

б) полный комплекс геофизических, гидродинамических и геохимических исследований для изучения параметров геологического разреза и продуктивных пластов, рассматриваемых в проектном документе.

6.13.5. Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами.

Приводится описание мероприятий, направленных на обеспечение безопасного ведения работ при производстве буровых работ, вскрытии пластов и освоении, консервации и ликвидации скважин.

6.14. Техника и технология добычи УВС

6.14.1. Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин

Приводится статистическая информация о фактических режимах работы добывающих скважин, в том числе:

а) дебиты по нефти, жидкости, газу, конденсату;

б) пластовые, забойные, устьевые давления, депрессии;

в) конструкции скважинного оборудования;

г) глубины спуска оборудования;

д) динамические уровни;

е) коэффициент использования фонда скважин;

ж) межремонтный период работы скважин, наработку подземного оборудования на отказ.

Оцениваются соответствие фактических и проектных параметров, исследуются причины простоя скважин, предлагаются геолого-технические мероприятия по повышению эффективности использования скважин.

6.14.2. Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

Дается обоснование следующих параметров:

а) забойные и устьевые давления и температуры в добывающих скважинах;

б) предельные давления фонтанирования и условия перевода скважин на механизированную эксплуатацию.

Рекомендуются способы эксплуатации скважин с выдачей исходных данных для дальнейших экономических расчетов.

Для каждого способа добычи обосновываются конструкции лифтов, выбор основного внутрискважинного и наземного оборудования, которое удовлетворяет конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения извлечения УВС, требованиям контроля за процессом разработки.

Для глубиннонасосной эксплуатации приводится обоснование типа, типоразмеров насосов и оптимальных параметров их эксплуатации.

Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновываются типы рекомендуемых газлифтных установок (компрессорный, бескомпрессорный, непрерывный, периодический, с плунжером), ресурсы и источники рабочего агента (газа), устьевое давление и удельные расходы рабочего агента.

В вариантах одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной обосновывается выбор специального устьевого и внутрискважинного оборудования, обеспечивающего контроль и регулирование процесса разработки каждого пласта.

6.14.3. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Определяются факторы, осложняющие процесс эксплуатации добывающих скважин, рекомендуют технологии по предупреждению и борьбе с осложнениями, в том числе:

а) вынос песка и образование песчаных пробок;

б) для газовых скважин предусматриваются мероприятия по обеспечению выноса жидкости (воды и конденсата), использование методов удаления "конденсатных банок" из призабойной зоны скважины;

в) коррозия оборудования;

г) отложение парафина, смол, асфальтенов и солей в подземном и наземном оборудовании;

д) гидратообразование в насосно-компрессорных трубах, затрубном пространстве и напорных линиях скважин;

е) застывание нефти в стволе скважины и системе сбора продукции;

ж) замерзание продукции на устьях и стволах нагнетательных и добывающих скважин, напорных и выкидных линий;

з) образование жидкостных пробок для газовых и газоконденсатных скважин при низких скоростях потока;

и) риски разрушения призабойной зоны;

к) риски абразивного износа из-за выноса мехпримесей;

л) образование конусов воды и газа.

Даются рекомендации по технике и технологиям глушения скважин с сохранением коллекторских свойств призабойной зоны.

6.14.4. Рекомендации к системе внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин

Дается описание принципиальной схемы системы сбора и подготовки нефти, газа, конденсата и воды. Анализируется работа системы.

Проводится анализ процессов подготовки продукции скважин и установленных мощностей технологического оборудования. В соответствии с перспективой развития месторождения уточняются требования к процессу и техническим средствам. Указываются мероприятия по обеспечению рационального использования добываемого попутного газа. При необходимости даются предложения по расширению и реконструкции системы.

Приводятся факторы, осложняющие работу системы, а также технические и технологические предложения по повышению эффективности ее использования.

Формулируются требования к оборудованию, аппаратам и сооружениям системы, в том числе к системе измерения количества извлекаемых из недр нефти, растворенного газа, свободного газа и конденсата.

Обосновывается расход газа и конденсата на собственные нужды и потери при освоении и исследовании скважин и проведении технологических операций (продувки для выноса жидкости).

6.14.5. Рекомендации к системе поддержания пластового давления для нефтяных залежей.

Дается краткое описание системы ППД проектируемого месторождения.

Проводится анализ установленных мощностей основных объектов системы ППД (водозабора, системы подготовки воды, кустовых насосных станций, водоводов высокого и низкого давления, нагнетательных скважин).

Обосновываются проектные забойные давления и приемистость нагнетательных скважин, определяются устьевые давления нагнетания воды.

С учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пород и насыщающих флюидов формулируются требования к качеству закачиваемых вод.

Качество воды оценивается в первую очередь следующими параметрами: количеством механических примесей (КВЧ - количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода, способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.

Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

В соответствии с перспективой развития системы ППД месторождения, рассчитывается баланс проектных объемов закачки различных типов вод (в том числе попутно добываемых, из поверхностных источников, из подземных водоносных горизонтов). Представляются сведения о запасах пластовых вод, пригодных для использования для ППД.

Уточняются источники водоснабжения, мощности системы водоподготовки и кустовых насосных станций. Мощности объектов системы ППД рассчитываются на проектный объем максимальной годовой закачки воды. При необходимости даются предложения по расширению системы ППД.

Формулируются требования к внутрискважинному оборудованию, в том числе для одновременно-раздельной закачки.

При избытке подтоварной воды даются рекомендации по использованию геологических объектов для закачки подтоварной воды, количеству и местоположению поглощающих скважин для закачки в них излишков вод.

При применении других технологий (например, газового и водогазового воздействия, физико-химического воздействия, закачки пара или горячей воды) выполняются аналогичные процедуры анализа, обоснования и расчетов.

6.14.6. Рекомендации к системе поддержания пластового давления для газоконденсатных залежей.

Варианты с поддержанием пластового давления для разработки газоконденсатных залежей рассматриваются для уникальных по содержанию конденсата залежей. При расчете вариантов разработки с ППД приводятся:

а) обоснование типа и объемов закачиваемого агента (сухого отбензиненного газа, неуглеводородных газов);

б) обоснование давления нагнетания и мощности компрессорной станции;

в) подбор оборудования для учета объемов закачиваемого агента;

г) обеспечение контроля за изменением состава добываемой продукции из скважин;

д) проведение оценки увеличения коэффициента конденсатоотдачи пласта и экономической эффективности вариантов с ППД.

6.14.7. Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод

На проектный период приводится баланс вод, закачиваемых в продуктивные отложения и отбираемых (в том числе попутно добываемых) из подземных водоносных горизонтов и поверхностных источников.

Дается обоснование:

а) мероприятий по обеспечению баланса закачки воды и отбора жидкости;

б) выбора подземного водоносного горизонта;

в) конструкции поглощающих скважин и внутрискважинного оборудования;

г) количества и местоположения поглощающих скважин.

6.14.8. Обеспечение водоснабжения

Данный раздел является дополнительным и включается в состав проектного документа на разработку месторождения УВС в случаях необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод для собственных производственных и технологических нужд.

Выбор источника водоснабжения основывается на оценке запасов и качестве воды источника. Источниками для закачки воды в пласт могут быть: открытые водоемы (реки, озера, моря); грунтовые воды, к которым относятся подрусловые воды; водоносные горизонты данного месторождения; сточные воды, состоящие из смеси, добытой вместе с нефтью, газом и конденсатом пластовой воды, воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, газа и конденсата, ливневые воды промысловых объектов. Использование для нужд ППД воды осуществляется при недопущении образования нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой и отрицательного влияния на нефте/газо/конденсатоотдачу пластов.

Раздел содержит:

а) обоснование выбора источника водоснабжения;

б) расчет потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод;

в) требования к качеству воды;

г) проектируемая конструкция водозаборных скважин, способы бурения и опробование скважин;

д) рекомендации по эксплуатации водозабора;

е) программа гидрогеологических наблюдений в процессе эксплуатации водозабора.

6.14.9. Мероприятия по рациональному использованию попутного газа

Приводятся варианты мероприятий по рациональному, полезному использованию попутного газа, в том числе для целей повышения нефтеотдачи.

6.15. Контролирование процесса разработки

В разделе с учетом геологического строения и стадии разработки месторождения обосновываются цели, задачи и мероприятия по контролю за процессом разработки. Для разрабатываемых месторождений анализируется эффективность реализуемой системы наблюдений и применяемых методов контроля и, в случае необходимости, вносятся уточнения и дополнения в ранее принятые решения. Для крупных месторождений обосновываются требования к опорным сетям наблюдений по видам контроля.

Количество и местоположение контрольных скважин различных типов (наблюдательных, пьезометрических, геофизических) и сроки их строительства, их местоположение приводятся на картах размещения эксплуатационных скважин. Предусматривается проведение первичных и фоновых исследований и измерений по новым скважинам.

Обосновываются и приводятся требования и рекомендации по методам, оборудованию, объему и периодичности исследований и измерений по:

а) контролю за изменением пластовых давлений в процессе разработки;

б) гидродинамическим методам исследования с целью определения и контроля изменения продуктивности скважин, гидродинамических характеристик пластов и изучения гидродинамической связи по площади и разрезу;

в) регистрации динамических характеристик потока флюидов в эксплуатационных скважинах (давление, температура, расход продукции), в т.ч. дистанционным методам контроля режимов работы скважин;

г) контролю обводненности и газового фактора продукции нефтяных скважин;

д) определению количества и состава конденсационных и пластовых вод, выносимых вместе с газом из газовых и газоконденсатных скважин;

е) контролю текущей газоконденсатной характеристики газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей;

ж) наблюдению за водонапорным бассейном и продвижением воды в залежи в пьезометрических скважинах (измерения статических уровней, отборы проб, объемы гидрохимических исследований);

з) индикаторным исследованиям в целях определения направления и скорости перемещения пластовых флюидов, уточнения геологического строения и степени неоднородности продуктивных пластов;

и) физико-химическим исследованиям поверхностных и глубинных проб нефти, газа, конденсата и воды;

к) промыслово-геофизическому контролю за процессом разработки залежей и работой отдельных скважин, в том числе по определению профилей притока и приемистости, текущей нефтегазонасыщенности, положения флюидальных контактов, продвижения фронтов вытеснения при закачке нагнетаемых агентов;

л) геофизическим исследованиям по контролю технического состояния скважин и в процессе их капитального ремонта.

Приводятся рекомендации по комплексированию рассматриваемых исследований с другими геолого-промысловыми наблюдениями.

Перечень мероприятий и исследований по видам контроля и их периодичности приводится по форме таблицы 79 (приложение 3 к настоящим Методическим рекомендациям).

6.16. Доразведка и научно-исследовательские работы

6.16.1. Выполнение программы доразведки и научно-исследовательских работ

Приводятся сведения о выполнении программы, предусмотренной действующим проектным документом. Выделяются недостаточно разведанные залежи и/или участки и обосновывается необходимость их доразведки.

6.16.2. Программа доразведки и научно-исследовательских работ на прогнозный период

Обосновываются мероприятия по доразведке и научно-исследовательским работам с целью уточнения геологического строения и повышения категорийности запасов, в том числе:

а) участки, объемы и сроки проведения сейсмических исследований;

б) количество, местоположение и очередность бурения скважин, необходимых для доразведки, возлагаемые на них задачи и объемы испытания;

в) рекомендации по интервалам и объемам отбора керна, выполнению стандартных и специальных исследований по определению его фильтрационно-емкостных характеристик;

г) рекомендации по стандартным и специальным комплексам промыслово-геофизических исследований, гидродинамическим и газоконденсатным исследованиям скважин, отбору проб и физико-химическим исследованиям пластовых флюидов;

д) рекомендации по выполнению необходимых тематических и научно-исследовательских работ.

Приводится программа доразведки и исследовательских работ в соответствии с таблицами 80, 81 (Приложение 3 к настоящим Методическим рекомендациям).

6.17. Мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами

Приводятся основные организационно-технические и технологические мероприятия, обеспечивающие охрану недр, окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией данного месторождения.

6.17.1. Основные источники воздействия на недра при бурении и эксплуатации скважин

Дается характеристика основных источников воздействия на недра.

Указываются источники воздействия на недра при производстве буровых работ, геологические зоны и объекты, подвергающиеся загрязнению; пути проникновения загрязняющих веществ в геологические объекты.

6.17.2. Мероприятия по охране недр при производстве буровых работ

Приводятся основные требования в области охраны недр при производстве буровых работ к средствам очистки технологических жидкостей с целью минимизации загрязнения флюидосодержащих горизонтов; противовыбросовому оборудованию; токсичности и безопасности материалов и реагентов для их утилизации.

Приводятся основные требования к долговечности крепления скважины и токсичности материалов для цементирования; контролируемые параметры и средства их измерения; методы, периодичность контроля качества и надежности системы крепления; мероприятия по предупреждению загрязнений.

Приводятся основные требования к отработке пласта при освоении скважин, утилизации пластового флюида или его откачки в выкидную линию; хранению, транспортировке, применению и утилизации агрессивных сред, закачиваемых в скважины; созданию допустимой депрессии на пласт, цементное кольцо и эксплуатационную колонну.

Приводятся основные мероприятия по предупреждению межпластовых и заколонных перетоков из других объектов.

6.17.3. Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин

В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, с учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. По мере возникновения осложнений реализуются меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин). Приводятся требования к выполнению работ по консервации и ликвидации скважин.

6.17.4. Мероприятия по обеспечению рационального использования и утилизации попутного нефтяного газа.

Приводится комплекс мероприятий по обеспечению рационального использования попутного нефтяного газа в соответствии с требованиями, установленными законодательством Российской Федерации в области рационального недропользования.

Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется для коммерческой реализации, собственных производственных и технологических нужд или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты.

6.18. Заключение

В заключении формулируются принципиальные положения проектного документа и рекомендуемого варианта разработки.

Приводятся рекомендуемые для утверждения в порядке государственной экспертизы запасов полезных ископаемых коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС по подсчетным объектам и месторождению в целом.

6.19. Список использованных источников

Приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).