СТО Газпром 2-3.7-320-2009

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.7-320-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.7-320-2009

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


РЕГЛАМЕНТ НА СОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ

И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ


СТО Газпром 2-3.7-320-2009


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо» Москва 2009

Предисловие



  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Управлением техники и технологии разработки морских месторождений Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


распоряжением ОАО «Газпром» от 24 февраля 2009 г. № 37


© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009



Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Сокращения 4

  5. Общие положения по составлению проектных технологических документов

    на разработку морских месторождений 5

  6. Виды проектных технологических документов на разработку морских

    месторождений, продолжительность их действия 6

  7. Основные требования к содержанию и оформлению проектного технологического документа 7

  8. Требования к содержанию части I «Общие сведения о месторождении,

    условия его освоения» 12

    1. Общие сведения о морском месторождении и районе работ 12

    2. Природные условия района работ 13

    3. Геологические условия разработки продуктивных пластов 14

  9. Требования к содержанию части II «Варианты технико-технологических решений

    по разработке и обустройству морского месторождения» 18

    1. Основные требования к формированию вариантов 18

    2. Технология и показатели разработки 19

    3. Технологические схемы обустройства месторождения 25

  10. Требования к содержанию части III «Технико-экономические показатели вариантов разработки и обустройства морского месторождения и обоснование

    рекомендуемого варианта» 29

    1. Общие требования к экономической оценке 29

    2. Капитальные вложения 30

    3. Эксплуатационные и ликвидационные затраты 31

    4. Экономические условия разработки морского месторождения 33

    5. Оценка экономической эффективности инвестиций 34

    6. Анализ чувствительности 35

    7. Обоснование рекомендуемого варианта освоения морского месторождения 36

  11. Требования к содержанию части IV «Технико-технологические решения

    и показатели рекомендуемого варианта освоения морского месторождения» 37

    1. Принципиальные решения и показатели рекомендуемого варианта освоения морского месторождения 37

    2. Строительство скважин 37

    3. Рекомендации по технике и технологии эксплуатации скважин 40

    4. Технологические показатели разработки 42

    5. Технико-экономические показатели освоения месторождения 42

    6. Промысловая подготовка продукции скважин 43

    7. Транспортная система морского добычного комплекса 44

    8. Программа работ по геолого-геофизической доразведке морского

      месторождения 45

    9. Контроль и регулирование процесса разработки морского месторождения 46

    10. Оценка рисков и обоснование мероприятий по их снижению 47

    11. График строительства скважин и объектов производственной

      инфраструктуры 48

    12. Экологическое обоснование проектного технологического документа

на разработку морского месторождения 48

Приложение А (рекомендуемое) Формы таблиц 52

Приложение Б (обязательное) Учет специфики моделирования морских объектов разработки 83

Приложение В (справочное) Особенности разведки и геологического моделирования морских месторождений углеводородов 88

Приложение Г (рекомендуемое) Состав и содержание приложений к проектному технологическому документу на разработку морских месторождений 91

Библиография 93

Введение

 

Освоение ресурсов углеводородов континентального шельфа по сравнению с освоением месторождений на суше имеет целый ряд принципиальных отличий, обуславливающих иные подходы к составлению проектных технологических документов по разработке морских месторождений, а именно: отсутствие стадии опытно-промышленной эксплуатации; органическая взаимосвязь разработки и обустройства морского месторождения; отличия в геологическом и гидродинамическом моделировании морских объектов разработки; отличия в самом процессе проектирования разработки морских месторождений; отличия в критериях и методике оценки эффективности освоения морских месторождений и др.

Существующие нормативные документы не учитывают приведенную выше специфику, связанную с разработкой и освоением морских месторождений.

Опыт разработки проектных технологических документов по освоению морских месторождений в соответствии с действующими нормативными документами выявил необходимость создания нового регламента, с одной стороны учитывающего всю специфику разработки и освоения морских месторождений, а с другой стороны – применимого ко всем морским месторождениям: нефтяным, газовым, газоконденсатным и нефтегазоконденсатным.

Целью разработки настоящего стандарта является повышение эффективности разработки морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений за счет совершенствования нормативной базы ОАО «Газпром» в области составления проектных документов по разработке морских газовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Стандарт разработан на основании:

  • Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг., утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» (№ 01-106 от 11.10.2005), п. 3.3 «Создание комплекса методик, технологий и средств, необходимых для эффективного вовлечения в разработку ресурсов углеводородного сырья в новых регионах»;

  • Программы НИОКР ОАО «Газпром» на 2007 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» (№ 01-12 от 07.02.2007);

  • Постановления Правления ОАО «Газпром» «О программе освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 г.» от 29.09.2005 № 40;

  • «Первоочередных мероприятий на 2006–2010 гг. по организации работ ОАО «Газпром» по освоению ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации», утвержденных заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» (№ 03-530 от 05.04.2006), п. 4 приложения № 5;

    Стандарт разработан в соответствии с Договором № 0655-07-1 от 03 августа 2007 г. с ОАО «Газпром» на выполнение научно-исследовательских работ по теме «Разработка нормативного документа (СТО Газпром) на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений».

    Стандарт разработан коллективом авторов в составе:

    image

  • ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – Алхимов Р.Г., д.т.н. Ампилов Ю.П., к.т.н. Вольгемут Э.А., Гереш Г.М., к.т.н. Греков С.В., Евстафьев И.Л., Зак В.Б., Зюзина И.А., к.т.н. Кубанов А.Н., к.т.н. Мальцева А.А., д.т.н. Мансуров М.Н., д.т.н., профессор Мирзоев Д.А. (руководитель и ответственный исполнитель), д.э.н. Никитин П.Б., к.ф.-м.н. Никитин П.П., к.ф.-м.н. Онищенко Д.А., Сайфуллина Л.А., к.т.н. Сакс С.Е, к.т.н. Семенов А.М., к.т.н. Соколов А.А., Стречень Е.В., к.ф.-м.н. Сулейманов В.А., Толстикова Т.А., Хахалина С.Н., к.т.н. Чернов Ю.Я.;

  • ООО «КО ВНИПИморнефтегаз» – к.т.н. Лаптев И.И.;

  • ОАО НПО «Буровая техника» – д.т.н. Оганов Г.С., к.т.н. Прохоренко В.В.;

  • ООО «НИПИморнефть» – д.т.н., профессор Кульпин Л.Г.


    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


    image

    РЕГЛАМЕНТ НА СОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

    image


    Дата введения – 2009-12-14


    1. Область применения


      1. Настоящий стандарт устанавливает правила составления проектных технологических документов на разработку месторождений (газовых, нефтяных, нефтегазоконденсатных), полностью или частично расположенных в недрах континентального шельфа и дна морей и океанов Российской Федерации.

      2. Положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при составлении проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых, нефтегазоконденсатных месторождений.

      3. Действие настоящего стандарта также распространяется на составление проектных технологических документов на разработку газоконденсатных месторождений.


    2. Нормативные ссылки


      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на стандарты: ГОСТ 9327-60 Бумага и изделия из бумаги. Потребительские форматы.

      ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


      image

      Издание официальное

    3. Термины и определения


      В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

      1. блок-кондуктор: Морская стационарная платформа с минимизированными массогабаритными характеристиками, которая используется в качестве кондуктора при бурении скважин с помощью самоподъемной или погружной плавучей буровой установки и для надводного размещения устьев скважин, эксплуатирующихся в автоматическом безлюдном режиме.

      2. верхние строения платформы: Верхняя часть платформы, устанавливаемая на корпусе опорной части на безопасной от воздействий волн и льда высоте, включающая несущие строительные конструкции, надстройки, технологическое и вспомогательное оборудование, системы и устройства, обеспечивающие функционирование платформы по ее назначению и образующие единый технологический комплекс, сформированный, как правило, из функционально завершенных модулей.

      3. искусственный остров: Морское гидротехническое сооружение стационарного типа, возводимое преимущественно на мелководье из местных строительных материалов и предназначенное для выполнения нефтегазопромысловых работ, связанных с поиском и освоением морских нефтяных и газовых месторождений.

      4. исходная линия: Линия наибольшего отлива вдоль берега, указанная на официально признанных морских картах крупного масштаба.

      5. комиссия ОАО «Газпром»: Комиссия газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр ОАО «Газпром» (утв. приказом ОАО «Газпром» от 12.12.2006 г. № 286).

      6. континентальный шельф: Континентальный шельф включает морское дно и недра подводных районов, простирающихся за пределы территориального моря на всем протяжении естественного продолжения его сухопутной территории до внешней границы подводной окраины материка или на расстояние 200 морских миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территориального моря, если внешняя граница подводной окраины материка не простирается на такое расстояние.

      7. морская платформа: Морское гидротехническое сооружение плавучего или стационарного типа, предназначенное, как правило, для выполнения работ, связанных с освоением морских нефтяных и газовых месторождений, и состоящее из двух основных частей – верхних строений и опорной части платформы, обеспечивающих выполнение всех необходимых технологических процессов, а также размещение обслуживающего персонала.

      8. морская стационарная платформа: Морская платформа со свайной или гравитационной фундаментной частью, опирающейся в рабочем состоянии на морское дно.

      9. морская полупогружная платформа: Морская плавучая платформа со стабилизирующими колоннами, удерживаемая в горизонтальной плоскости с помощью якорей, подруливающих устройств или других средств динамического позиционирования.

      10. морское месторождение: Месторождение полезных ископаемых, полностью расположенное в недрах континентального шельфа и/или дна мирового океана, за внешней границей прибрежной зоны моря.

      11. морской добычной комплекс: Совокупность надводных и подводных морских нефтегазопромысловых сооружений, включая трубопроводную систему сбора продукции скважин, посредством которых обеспечивается обустройство и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений.

      12. навигационный период: Период возможного использования водных путей в транспортных и строительно-монтажных целях.

      13. обустройство морского месторождения углеводородов: Совокупность работ по строительству, монтажу и установке морских нефтегазопромысловых сооружений, включая скважины, манифольды, установки подготовки пластовой продукции к транспорту, подводные межпромысловые и магистральные трубопроводы и другие объекты, а также совокупность перечисленных сооружений и объектов.

      14. подводный добычной комплекс: Единый технологический комплекс, расположенный под водой и состоящий из устьевого оборудования одной или нескольких скважин, оснащенных средствами контроля и дистанционного управления, манифольдов, несущих защитных и направляющих конструкций, который обеспечивает добычу продукции скважин в автоматическом безлюдном режиме.

      15. прибрежная зона моря: Полоса моря и морского дна, непосредственно прилегающая к исходной линии и имеющая ширину, равную 12 морским милям (22,22 км).

      16. прибрежная зона суши: Полоса суши, непосредственно прилегающая к исходной линии и имеющая ширину, равную 12 сухопутным милям (19,31 км).

      17. прибрежное месторождение: Месторождение полезных ископаемых, полностью или частично расположенное в недрах прибрежной зоны моря и/или прибрежной зоны суши.

      18. проектный технологический документ: Документ, содержащий материалы в текстовой форме и в виде карт (схем), определяющий технико-экономические показатели освоения месторождения углеводородов и включающий сведения о месторождении, варианты его разработки и обустройства.

      19. фонд скважин: Количество всех типов скважин на месторождении.

    4. Сокращения

      В настоящем стандарте применены следующие сокращения: ВНД – внутренняя норма доходности;

      ВСП – верхнее строение платформы;

      ГДИС – гидродинамические исследования скважин; ГИС – геофизические исследования скважин;

      ГСС – газосборная система;

      ДКС – дожимная компрессорная станция; ДНС – дожимная насосная станция;

      ЕСН – единый социальный налог;

      КВД – кривая восстановления давления; КНС – кустовая насосная станция; МДК – морской добычный комплекс; ММП – многолетнемерзлые породы; МПК – межпромысловый коллектор;

      МТТС – морская транспортно-технологическая система; НБЗ – начальные балансовые запасы;

      НДК – надводный добычный комплекс;

      НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых; НДС – налог на добавленную стоимость;

      НКС – нагнетательная компрессорная станция; НКТ – насосно-компрессорные трубы;

      ОВОС – оценка воздействий на окружающую среду; ПДК – подводный добычный комплекс;

      ППД – поддержание пластового давления; СОГ – станции охлаждения газа;

      СПГ – сжиженный природный газ;

      ТЭО – технико-экономическое обоснование; ТЭР – топливно-энергетические ресурсы; УБТ – утяжеленные бурильные трубы;

      УВ – углеводороды;

      УКПГ – установка комплексной подготовки газа; УКПН – установка комплексной подготовки нефти; УППГ – установка предварительной подготовки газа;

      ФГУ «ГКЗ» – Федеральное государственное учреждение «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых»;

      ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства;

      ЦКЗ Минприроды России – Центральная комиссия Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых;

      ЦКР Роснедра – Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию;

      ЧД – чистый доход;

      ЧДД – чистый дисконтированный доход;

      PVT – давление, объем, температура (Pressure, Volume, Temperature);

      MWD/LWD – телеметрические системы для контроля забойных параметров в процессе бурения скважин (Measurement While Drilling/Logging While Drilling).


    5. Общие положения по составлению проектных технологических документов на разработку морских месторождений

      1. Проектирование разработки морского месторождения УВ осуществляется на основе проектного технологического документа, составляемого с учетом Методических рекомендаций [1], РД 153-39-007-96 [2], Регламента [3] и в соответствии с требованиями настоящего Регламента.

      2. Проектный технологический документ составляется специализированными научноисследовательскими или проектными организациями.

      3. Проектный технологический документ на разработку морского месторождения составляется на основании технического задания, утверждаемого комиссией ОАО «Газпром». Техническое задание должно составляться в соответствии с разделом 2 РД 153-39-007-96 [2], разделом 4 Методических рекомендаций [1], разделом 1 и приложением 1 Регламента [3]. Техническое задание на составление проектного технологического документа должно быть приложено к проектному документу.

        В техническом задании могут быть указаны: годовые уровни добычи УВ в начальный период разработки до достижения проектного уровня годовой добычи либо интервал значений проектных уровней годовой добычи УВ, подлежащих технико-экономической оценке.

        При изменении некоторых положений технического задания должно быть также приложено откорректированное техническое задание.

      4. При составлении проектного технологического документа на разработку морского месторождения в процессе обоснования оптимальных технико-экономических решений рекомендуется соблюдение принципа комплексности, который предусматривает:

  • взаимосвязь расчетных вариантов разработки месторождения со способами обустройства устьев скважин и прогнозируемой технологической схемой обустройства месторождения;

  • оценку целесообразности использования как существующих объектов производственной инфраструктуры в регионе, так и проектируемых в рамках других проектов.

      1. При составлении проектного технологического документа на разработку морского месторождения необходимо ориентироваться на апробированные в аналогичных природноклиматических и горно-геологических условиях высокоэффективные технико-технологические решения в отечественной и зарубежной практике освоения морских месторождений.

      2. В проектном технологическом документе на разработку должна быть дана техникоэкономическая оценка эффективности освоения всех выявленных залежей месторождения. Для залежей (участков залежей) с неблагоприятными геолого-промысловыми условиями разработки необходимо рассмотреть комплекс мероприятий, способствующих вводу их в эксплуатацию, в частности:

  • использование методов интенсификации притоков флюидов к забоям скважин;

  • использование объектов промыслового обустройства, созданных или проектируемых к строительству;

  • более поздний срок ввода в эксплуатацию и др.

      1. Составление проектного технологического документа на разработку месторождения осуществляется на основе запасов УВ, прошедших государственную экспертизу или находящихся на государственном балансе.

      2. Проектный технологический документ должен составляться на определенную, указанную в техническом задании дату проектирования, характеризующую достигнутую к этому времени степень разведанности месторождения. При повышении степени разведанности и изменении представлений о геологическом строении и геологических запасах УВ залежей месторождений в период составления проектного документа в техническое задание вносятся изменения и корректируются сроки проектирования разработки месторождения.


    1. Виды проектных технологических документов на разработку морских месторождений, продолжительность их действия

      1. Ввод морского месторождения в разработку и его эксплуатация осуществляются в соответствии с проектным технологическим документом на разработку месторождения, составленным на текущую дату изученности его геолого-промысловой характеристики.

      2. В некоторых случаях целесообразно составление проектного технологического документа на разработку группы морских и прибрежных месторождений.

        Целесообразность составления группового проектного документа на разработку таких месторождений должна быть обусловлена необходимостью повышения экономической эффективности их разработки на основе комплексного подхода к решению проблем оптимизации динамики добычи УВ и строительства объектов обустройства.

      3. В отдельных случаях при уточнении геолого-промысловых и иных параметров, которое имело место после принятия комиссией ОАО «Газпром» проектного технологического документа на разработку морского месторождения, составляются коррективы к проектному документу. Выполненные коррективы в установленном порядке направляются в комиссию ОАО «Газпром».

      4. Необходимость составления нового проектного документа наступает при возникновении, по крайней мере, одного из следующих факторов:

  • окончание установленного срока действующего проектного документа;

  • уточнение геологического строения месторождения и свойств пластового коллектора и флюидов, в результате которого возникает целесообразность разработки новых техникотехнологических решений по освоению месторождения и определения (уточнения) технологических и экономических показателей добычи УВ;

  • появление новых технико-технологических решений по освоению месторождения, основанных на применении более эффективных способов его обустройства, методах воздействия на пласт и т.п.;

  • отклонение фактических технологических показателей от проектных, выходящее за пределы установленных допусков;

  • необходимость изменения динамики отборов УВ из месторождения, обусловленная изменением конъюнктуры рынка ТЭР.

      1. После принятия нового проектного технологического документа на разработку морского месторождения ранее принятый документ утрачивает силу.


    1. Основные требования к содержанию и оформлению проектного технологического документа

      1. Проектный технологический документ на разработку морского месторождения должен быть представлен в виде результата комплексной научно-исследовательской работы по выявлению (обоснованию) наиболее эффективного варианта освоения месторождения, полученного на основе изучения:

  • геологических, природно-климатических, экономических и экологических условий освоения месторождения;

  • гидродинамических процессов фильтрации пластовых флюидов в трехмерной изменчивой по свойствам пористой среде при различных системах и способах воздействия на продуктивный горизонт;

  • результатов промысловых исследований продуктивных пластов и скважин на различных режимах;

  • результатов лабораторных исследований вытеснения нефти и газа вытесняющими агентами и/или пластовой водой;

  • состава пластовых флюидов и PVT-исследований;

  • фактических показателей освоения месторождения для объектов, введенных в промышленную разработку на дату проектирования;

  • затрат в строительство объектов обустройства месторождения с использованием фактических и проектных показателей по месторождениям-аналогам;

  • зарубежного и отечественного опыта освоения морских месторождений в аналогичных природно-климатических условиях.

      1. Проектный технологический документ должен содержать в полном объеме исходную информацию, использованную при его составлении. При повторных составлениях проектных технологических документов допустима ссылка на результаты лабораторных и промысловых исследований, содержащиеся в предыдущих проектных документах или отчетах.

      2. Проектный технологический документ на разработку морского месторождения должен содержать информацию, необходимую для составления последующих документов, в частности:

  • прогноза развития нефтегазовой промышленности региона;

  • обоснований инвестиций в обустройство месторождения;

  • прогноза объемов буровых работ;

  • проекта обустройства месторождения и др.

    Основные технологические и экономические показатели разработки месторождения должны быть указаны по годам эксплуатации на расчетный период, определенный техническим заданием.

      1. В необходимых случаях в проектном технологическом документе должны быть выделены фазы освоения месторождения по годам расчетного периода.

        Для каждой фазы в полном объеме должны быть представлены комплекс техникотехнических решений, а также технологические и экономические показатели разработки и обустройства месторождения.

      2. Технологические показатели разработки должны быть представлены как в целом для всего морского месторождения, так и по отдельным эксплуатационным объектам разработки, кустам скважин, основным гидротехническим сооружениям (платформы, блок-кондукторы, искусственные острова, подводные добычные комплексы).

        Для морских нефтяных и нефтегазовых залежей рекомендуется приводить основные показатели эксплуатации по отдельным скважинам или по группам однотипных скважин.

      3. В случае если разрабатываемый проектный технологический документ основывается на результатах предшествующих разработок, то в нем рекомендуется в реферативной форме представлять основные технико-технологические решения предыдущего проектного документа, а также результаты выполнения программы научно-исследовательских работ, проведенных после принятия предыдущего документа.

      4. Для месторождений, уже введенных в разработку на момент составления нового проектного технологического документа, необходимо представлять результаты сопоставления проектных и фактических технико-экономических показателей.

      5. Проектный технологический документ должен содержать четко сформулированные задачи исследования по принципиальным проблемам разработки и обустройства месторождения. На основе анализа полученных результатов должны быть обоснованы рекомендуемые к рассмотрению варианты технико-технологических решений. Количество расчетных вариантов разработки и обустройства месторождения определяется техническим заданием и проектным технологическим документом.

      6. На базе расчетных вариантов по 7.8 должны быть сформированы варианты освоения морского месторождения, в которых пласт, эксплуатационные скважины и промысловые объекты обустройства представляются как единый взаимосвязанный комплекс.

        На основании технико-экономического анализа эффективности указанных выше вариантов должен быть определен предпочтительный вариант освоения месторождения, рекомендуемый к принятию и реализации.

      7. В заключительной части проектного технологического документа должны быть представлены показатели и технико-технологические решения рекомендуемого варианта освоения месторождения. В отдельных случаях наряду с базовыми технико-технологическими решениями по обустройству месторождения могут быть представлены альтернативные варианты решений для оценки их эффективности на стадии обоснований инвестиций.

      8. Необходимость проведения анализа патентной чистоты рассматриваемых технических решений должна быть указана в техническом задании на составление проектного технологического документа.

      9. В проектном технологическом документе должна быть выполнена оценка рисков при реализации рекомендуемого варианта разработки и обустройства, а также намечены мероприятия по снижению этих рисков.

      10. В случае разработки одного месторождения несколькими недропользователями необходимо представлять технологические и технико-экономические показатели как в целом по месторождению, так и по отдельным лицензионным участкам.

      11. При составлении проектного технологического документа на группу месторождений необходимо технологические показатели представлять как в целом по группе месторождений, так и по отдельным месторождениям согласно 7.5.

      12. Для повышения надежности выполненных прогнозов технологических показателей разработки рекомендуется сопоставить проектируемое месторождение с месторождениеманалогом, имеющим историю разработки.

      13. Требования к оформлению проектного технологического документа

        1. Страницы текста проектного технологического документа должны соответствовать формату А4 по ГОСТ 9327. Включенные в документ иллюстрации и таблицы допускается располагать на листах формата А3.

        2. Проектный технологический документ должен быть выполнен любым печатным способом на пишущей машинке или с использованием компьютера и принтера на одной стороне листа белой бумаги с интервалом 1,5. Цвет шрифта должен быть черным, высота букв, цифр и других знаков – не менее 1,8 мм (кегль не менее 12).

        3. Текст документа следует печатать, соблюдая следующие размеры полей: правое – не менее 10 мм, левое – не менее 30 мм, верхнее и нижнее – не менее 20 мм.

        4. Страницы проектного технологического документа следует нумеровать арабскими цифрами, соблюдая сквозную нумерацию по всему тексту. Номер страницы проставляют в центре нижней части листа без точки, титульный лист включают в общую нумерацию страниц, номер страницы на титульном листе не проставляют.

        5. Иллюстрации и таблицы, расположенные на отдельных листах, включают в общую нумерацию страниц отчета. Иллюстрации и таблицы на листе формата А3 учитывают как одну страницу. Иллюстрации и таблицы, за исключением приложений, следует нумеровать арабскими цифрами сквозной нумерацией. Допускается нумеровать иллюстрации и таблицы в пределах раздела. В этом случае номер состоит из номера раздела и порядкового номера иллюстрации или таблицы, разделенных точкой. Иллюстрации или таблицы каждого приложения обозначают отдельной нумерацией арабскими цифрами с добавлением перед цифрой обозначения приложения.

          Название таблицы следует помещать над таблицей слева, без абзацного отступа в одну строку с ее номером через тире. При переносе части таблицы название помещают только над первой частью таблицы.

        6. Уравнения и формулы следует выделять из текста в отдельную строку. Выше и ниже каждой формулы или уравнения должно быть оставлено не менее одной свободной строки. Формулы в тексте следует нумеровать порядковой нумерацией в пределах всего документа арабскими цифрами в круглых скобках в крайнем правом положении на строке. Допускается нумерация формул в пределах раздела.

          Формулы, помещаемые в приложениях, должны нумероваться отдельной нумерацией арабскими цифрами в пределах каждого приложения с добавлением перед каждой цифрой обозначения приложения.

        7. В документе рекомендуется применять стандартизованные единицы физических величин, их наименование и обозначение в соответствии с ГОСТ 8.417.

        8. Перечень обозначений и сокращений, условных обозначений, символов, единиц физических величин и терминов должен располагаться столбцом. Слева в алфавитном порядке приводят сокращения, условные обозначения, символы, единицы физических величин и термины, справа — их детальную расшифровку.

      1. Проектный технологический документ представляется на бумажном и электронном носителях. Количество экземпляров представляемых документов определяется техническим заданием.

      2. Проектный технологический документ на разработку морского месторождения должен состоять из четырех частей и необходимых приложений.

        1. В части I должны быть изложены общие сведения о месторождении (месторождениях) и условиях района работ, относящиеся как к акваториальной, так и к прибрежной зоне суши, в пределах которых намечается проведение строительно-монтажных работ по обустройству морского месторождения (месторождений). В этой части должно быть представлено описание геологических условий освоения месторождения, содержащее весь комплекс информации о геологическом строении и нефтегазоносности пластов, свойствах коллектора и пластовых флюидов, запасах УВ. Необходимо также изложить геологические условия проводки скважин с указанием возможных осложнений при бурении и креплении.

          В этой части необходимо также представить результаты изучения или/и программу исследований придонной части геологического разреза, в пределах которой намечается расположить объекты производственной инфраструктуры.

        2. В части II должны быть представлены расчетные варианты технико-технологических решений по разработке и обустройству морского месторождения (месторождений) и

          их характеристики. Следует также привести характеристики геолого-промысловых моделей залежей и результаты моделирования процесса разработки, а также основные параметры функционирования транспортной системы морского комплекса и прилегающей суши, дожимных компрессорных станций, установок промысловой подготовки УВ.

        3. В части III должны быть приведены технико-экономические показатели освоения морского месторождения, и на основе всестороннего анализа достоинств и недостатков различных сопоставляемых технико-технологических решений, включая оценку рисков, обоснован вариант, рекомендуемый к принятию комиссией ОАО «Газпром».

        4. В части IV необходимо представить комплекс технико-технологических решений по освоению месторождения в соответствии с рекомендуемым вариантом и привести технологические и экономические показатели по годам рассматриваемого прогнозного периода эксплуатации месторождения.

        5. К проектному технологическому документу должна быть приложена программа научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по узловым проблемам освоения месторождения, в которой необходимо обосновать и представить рекомендации по проведению исследований по проблемам, возникшим при реализации рекомендуемого варианта разработки и обустройства месторождения.

        6. Проектный технологический документ рекомендуется дополнить приложениями (приложение Г).

      1. К проектному технологическому документу должен быть приложен реферат, в котором необходимо изложить основные технико-технологические решения и экономические показатели.

      2. После принятия проектного технологического документа комиссией ОАО «Газпром» и перед представлением его на утверждение в ЦКР Роснедра выпускается либо новая редакция проектного технологического документа, либо отдельный документ, включающий изменения, исправления и дополнения, внесенные в процессе рассмотрения проектного технологического документа, и являющийся его неотъемлемой частью.


    1. Требования к содержанию части I «Общие сведения о месторождении, условия его освоения»


      1. Общие сведения о морском месторождении и районе работ

        1. В подразделе должны быть представлены сведения о географическом и административном положении морского месторождения, сведения о береговой производственной и иной инфраструктуре, ближайших населенных пунктах, речных и/или морских портах, аэро-

          портах, железнодорожных станциях с указанием расстояний до них и возможности их использования при освоении проектируемого месторождения.

        2. На обзорной схеме района проектируемого морского месторождения следует указать местоположение ближайших месторождений как в акватории, так и на сопредельной суше.

        3. Должны быть приведены:

  • паспортные данные месторождения – год его открытия, количество пробуренных разведочных скважин, отложения, к которым приурочена газоносность (нефтеносность) выявленных залежей, интервал значений дебитов газа, нефти, полученных при опробовании продуктивных пластов, тип выявленных залежей, результаты рассмотрения подсчета запасов УВ в ФГУ «ГКЗ» (ЦКЗ Минприроды России);

  • основные параметры лицензии на эксплуатацию проектируемого месторождения, размер и географическое положение лицензионного участка;

  • сведения о составленных ранее проектных технологических документах с указанием принятых в них основных технико-технологических решений и степени их выполнения.

    Для морских месторождений, введенных в промышленную разработку к моменту начала разработки проектного технологического документа, в реферативной форме необходимо привести основные показатели, характеризующие состояние его разработки.

        1. По окружающим месторождениям следует дать сведения, характеризующие степень их разведанности и состояние их разработки, а также сведения о составленных по ним проектных технологических документах.

        2. Необходимо привести соображения о возможности комплексного развития добычи УВ на ресурсной базе группы месторождений с использованием общих объектов производственной и иной инфраструктуры.

      1. Природные условия района работ

        1. Физико-географическая характеристика района

          В этом разделе должны быть приведены базовые географические сведения о районе, характеристики климата, сезонные характеристики температурного и ветрового режима, количество осадков и толщина снежного покрова. При необходимости даются характеристики берегов и их ландшафтные характеристики.

          Необходимо привести сведения об изученности района, проведенных ранее научноисследовательских работах и инженерных изысканиях.

        2. Природные условия акватории месторождения

          1. Инженерно-геологические условия

            Должна быть дана характеристика рельефа дна и диапазон глубин. Должны быть приведены сведения о наличии характерных форм рельефа, углах наклона поверхности дна, нали-

            чии и местоположении препятствий на дне моря, которые могут осложнить процесс освоения месторождения. Для мелководных участков замерзающих морей следует дать сведения о ледовом пропахивании.

            Следует изложить сведения о геологическом строении верхней части разреза, описать геокриологические условия, включая данные о наличии и распространении ММП, привести характеристики физико-механических свойств, засоленности и коррозионной агрессивности грунтов, дать сведения об опасных геологических процессах и явлениях (сейсмичность, проседание морского дна, наличие газонасыщенных и газогидратонасыщенных зон).

          2. Гидрометеорологические условия

            Метеорологические условия включают сведения о температуре воздуха, скорости ветра повторяемостью один раз в 100 лет с различным осреднением, продолжительности навигационного периода, характеристиках обледенения.

            Гидрологические условия включают сведения о температуре и солености воды, экстремальные значения повторяемостью один раз в 100 лет для высоты волны 1 % и 0,1 % обеспеченности, уровня моря, скорости течения.

            Следует дать характеристику литодинамических процессов.

            Ледовые условия включают общую характеристику ледового режима, морфометрические характеристики ледяного покрова в целом и отдельных ледяных образований, структуру и динамические характеристики ледяного покрова, физико-механические свойства льда, параметры экзарации дна.

        3. Природные условия береговых объектов

    В разделе следует привести сведения о характере рельефа, геоморфологические и геокриологические характеристики, привести характеристики гидрографической сети, сведения по орогидрографии района и сведения об опасных геологических процессах и явлениях.

      1. Геологические условия разработки продуктивных пластов

        1. Геологическое строение месторождения

          1. Тектоника

            Следует привести структурно-тектоническую карту (схему) региона с выделением основных тектонических элементов и кратким комментарием, характеризовать основные структурно-тектонические элементы в пределах площади рассматриваемого месторождения.

          2. Стратиграфия

            Следует привести сводный литолого-стратиграфический разрез района в стратиграфических границах продуктивных отложений рассматриваемого месторождения.

          3. Нефтегазоносность

            Необходимо дать общие сведения о нефтегазоносности: этаж нефтегазоносности, продуктивные пласты, общее число залежей нефти и газа. Характеристику продуктивных залежей рекомендуется приводить по форме таблицы А.1 (приложение А). Для многопластовых месторождений рекомендуется представлять схемы совмещения залежей в плане в границах лицензионного участка.

          4. Характеристика геологического строения продуктивных пластов

    Для характеристики геологического строения продуктивных пластов (залежей) рекомендуется представить следующие материалы:

  • характерные геологические разрезы;

  • геолого-статистические разрезы;

  • карты геологических параметров.

    Рекомендуется представить карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по подсчетным объектам и утвержденным эксплуатационным объектам (в графических приложениях).

    Сведения о неоднородности геологических параметров по данным ГИС рекомендуется приводить по форме таблицы А.2 (приложение А).

    Детальность представления материалов в данном разделе определяется особенностями геологического строения залежей.

    Следует сформулировать выводы по состоянию изученности геологического строения.

        1. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

          1. Литологическая характеристика пород

            Следует дать литологическую характеристику пород: описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения.

            Необходимо оценить возможности учета литологической характеристики пород при анализе текущего состояния и при проектировании разработки.

          2. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пород по керну

            Следует привести характеристику ФЕС пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна. Рассчитать средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом. В тексте привести значения предела прочности, коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, коэффициента упругоемкости пород и насыщающих флюидов. Дать анализ получен-

            ных результатов.

            ФЕС пластов по данным исследований образцов керна рекомендуется приводить по форме таблицы А.3 (приложение А).


            керна

            Сформулировать выводы по состоянию изученности ФЕС пород по керну.

          3. Характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований


            Дать характеристику вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований при

            условиях, моделирующих пластовые, и привести результаты определения пороговых и критических значений водонасыщенности по кривым капиллярного давления.

            Определить диаграммы относительных фазовых проницаемостей. Характеристики вытеснения нефти(газа) рабочим агентом рекомендуется представлять по форме таблиц А.4 и А.5 (приложение А).

            Формулировать выводы по состоянию изученности характеристик вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований керна.

          4. Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

            Для характеристики коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин раздел должен включать:

  • сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов;

  • сведения по определению коэффициента пористости;

  • сведения по определению проницаемости;

  • сведения по определению коэффициента нефте(газо)насыщенности.

    Характеристики коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности рекомендуется приводить по форме таблицы А.6 (приложение А).

          1. Результаты гидродинамических исследований скважин

    На основании результатов гидродинамических исследований скважин, приведенных в таблице А.7 (приложение А), в разделе следует привести средние значения гидродинамических параметров пластов и интервалы их изменения, а также дать общую характеристику распределения фильтрационных свойств пласта по ГДИС и обоснование основных результирующих параметров (проницаемости, забойного и пластового давлений, скин-фактора, рабочего дебита, предельно допустимой депрессии и т.п.).

    Должны быть представлены результаты гидродинамических исследований при стационарных режимах (индикаторные линии) и при нестационарных режимах (КВД и гидропрослушивание).

    Формулируются выводы по состоянию изученности пластов гидродинамическими методами.

        1. Свойства и состав пластовых флюидов

          1. Свойства и состав нефти, газа и конденсата Необходимо представить следующие данные:

  • средние значения свойств пластовой нефти по форме, приведенной в таблице А.8 (приложение А);

  • физико-химическая характеристика дегазированной нефти по форме, приведенной в таблице А.9 (приложение А);

  • компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти по форме, приведенной в таблице А.10 (приложение А);

  • сведения о составе и свойствах газа и конденсата по формам, приведенным в таблицах А.11, А.12 (приложение А);

  • для месторождений высокопарафинистых нефтей – оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий и при применении специальных технологий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений;

  • для месторождений, на которых проектируется газлифтная эксплуатация скважин – источник, состав и свойства газа, рекомендуемого в качестве рабочего агента для газлифта;

  • для залежей, по которым рассматриваются варианты разработки на режиме истощения – зависимости от давления при пластовой температуре следующих параметров: газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа;

  • 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 по форме, приведенной в таблице А.13 (приложение А).

          1. Химический состав и свойства пластовых вод В этом разделе следует привести:

  • значения параметров в соответствии с таблицей А.14 (приложение А);

  • характеристику воды, предлагаемой для заводнения, и совместимость этой воды с пластовой водой.

    Сводные геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) и газового (газовой части нефтегазоконденсатного) месторождений рекомендуется приводить по форме таблиц А.15 и А.16 (приложение А).

    8.3.4 Запасы углеводородов

    Сведения о запасах и подсчетных параметрах должны быть приведены по форме таблиц А.17–А.22 (приложение А).

    Если были изменены запасы углеводородов, числящиеся на государственном балансе на дату представления проектного технологического документа в ЦКР Роснедра, то соответствующие сведения представляются в виде дополнительного приложения к проектному технологическому документу.

    Прогнозные показатели разработки рассчитываются на запасы, числящиеся на государственном балансе.


    1. Требования к содержанию части II «Варианты технико-технологических решений по разработке и обустройству морского месторождения»


      1. Основные требования к формированию вариантов

        При составлении проектного технологического документа на разработку морского месторождения необходимо руководствоваться следующими положениями:

  • систему «пластовый коллектор – скважины – морские объекты обустройства – системы транспорта УВ – технологическая производственная инфраструктура» следует рассматривать как единый, взаимосвязанный во всех отношениях комплекс;

  • при формировании расчетных вариантов разработки необходимо ориентироваться на максимально возможное и безопасное использование потенциала пластового резервуара за счет применения прогрессивных технологических приемов и способов воздействия на пласты, оптимальных конструкций скважин и режимов их эксплуатации и т.д.;

  • во всех расчетных вариантах разработки следует использовать современные геологотехнологические модели эксплуатационных объектов разработки месторождения и на этой основе минимизировать количество кустов скважин и морских объектов обустройства и обеспечить их оптимальное размещение на площади месторождения;

  • следует осуществлять технико-экономический анализ возможности и целесообразности использования существующих и намеченных к строительству (в рамках других проектов) объектов производственной инфраструктуры в районе проектируемого месторождения, а также увязывать решения проектного технологического документа на разработку конкретного морского месторождения с проектами разработки окружающих месторождений, как существующими, так и перспективными;

  • на основе исходных данных и технико-экономического анализа следует обосновывать использование критериев эффективности разработки морского месторождения, отвечающих специфическим условиям его освоения.

      1. Технология и показатели разработки

        1. Расчетные варианты разработки

          Отдельный расчетный вариант должен включать следующее:

  • проектный уровень добычи УВ и продолжительность эксплуатации месторождения;

  • количество и состав залежей, объединяемых в единый эксплуатационный объект разработки, а также разрабатываемых автономно;

  • схему размещения кустов скважин, характеристику и размещение объектов обустройства;

  • очередность разбуривания и ввода в разработку эксплуатационных объектов и отдельных участков эксплуатационного объекта;

  • способ обустройства устьев скважин;

  • схему размещения и характеристики забоев скважин;

  • технологию воздействия на пласт;

  • характеристики подъемного лифта скважин.

          1. Проектный уровень добычи УВ

            Проектный уровень добычи УВ и его динамика определяются техническим заданием (см. 5.3).

            В случае когда проектный уровень добычи УВ не установлен техническим заданием, диапазон его изменения может устанавливаться при разработке проектного технологического документа исходя из наиболее эффективного в технико-экономическом отношении варианта разработки.

          2. Количество и состав залежей, объединяемых в эксплуатационный объект разработки

            Основным критерием, используемым при решении задачи объединения нескольких залежей в отдельный объект разработки, следует считать максимум экономической эффективности эксплуатации многопластового месторождения при условиях обеспечения требований корпоративной доходности инвестиций и достижения приемлемых коэффициентов извлечения УВ.

            Обоснование объединения эксплуатационных объектов при проектировании разработки многопластового месторождения УВ должно осуществляться на основе анализа геолого-геофизической характеристики каждой залежи, включаемой в эксплуатационный объект, с учетом использования современного внутрискважинного оборудования, позволяющего осуществлять контроль и регулирование выработки запасов УВ из отдельных залежей, а также исходя из опыта разработки месторождений-аналогов.

            Следует отдавать предпочтение решениям, позволяющим осуществлять трансформацию системы разработки в процессе ее реализации без ущерба для конечных результатов освоения месторождения.

          3. Схема размещения кустов скважин

            Схема размещения кустов скважин должна разрабатываться на основе положений 9.1, а также с учетом принимаемых для технико-экономических оценок типов гидротехнических сооружений, являющихся основными объектами промыслового обустройства морского месторождения.

            При подводном обустройстве устьев скважин с использованием подводных добычных комплексов необходимо сформировать варианты разработки, отличающиеся числом кустов скважин (числом ПДК), их расположением по площади залежи, количеством скважин в кусте. Число кустов и их расположение на площади залежи следует выбирать на основе анализа геологического строения и геолого-геофизической характеристики продуктивного пласта. Намечаемое расположение и очередность ввода отдельных кустов в эксплуатацию должны обеспечивать возможность трансформирования схемы их расположения по мере повышения степени разведанности месторождения (или залежи) по результатам бурения и эксплуатации первых кустов.

            Количество скважин в кусте следует определять с учетом геолого-геофизической характеристики морского месторождения, технических характеристик ПДК и возможностей строительно-монтажной техники, природно-климатических условий освоения месторождения.

            При надводном обустройстве устьев скважин необходимо наметить число и схему расположения морских стационарных сооружений на площади залежи. Число скважин в кусте в этом случае может устанавливаться лишь с учетом геолого-геофизической характеристики залежи и технической целесообразности.

            При использовании в качестве гидротехнического сооружения блок-кондуктора число скважин в кусте намечается с учетом геолого-геофизической характеристики залежи и технических характеристик верхнего строения блок-кондуктора.

            При комбинированном обустройстве устьев скважин необходимо обосновать как целесообразное число кустов скважин и их расположение на площади залежи, так и рациональное соотношение кустов скважин, обустраиваемых различными способами.

            При обосновании рационального соотношения кустов необходимо учитывать возможные технико-технологические решения по прогнозируемой технологической схеме обустройства месторождения.

          4. Очередность разбуривания и ввода в разработку эксплуатационных объектов и отдельных их участков

            Обоснование очередности разбуривания необходимо осуществлять на основе анализа геолого-геофизической характеристики месторождения (глубины залегания продуктивных пластов, начальных величин пластового давления, состава пластовых флюидов и т.д.).

            Должна быть предусмотрена возможность трансформирования графика разбуривания и ввода в эксплуатацию кустов скважин по мере повышения степени разведанности месторождения (или залежи) по результатам бурения и ввода отдельных кустов в эксплуатацию.

            При определении очередности разбуривания и ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов необходимо учитывать прогнозируемое количество действующих буровых установок и расчетную коммерческую скорость бурения скважин различной конструкции.

            Для эксплуатационных объектов, характеризующихся значительной площадной изменчивостью продуктивности и условий освоения, необходимо указать очередность разбуривания и ввода в эксплуатацию отдельных участков.

            Очередность разбуривания участков залежи должна быть проиллюстрирована на карте нефте(газо)насыщенных толщин.

          5. Способы обустройства устьев скважин

            При формировании вариантов разработки и обустройства морского месторождения необходимо рассматривать три способа обустройства устьев скважины: надводный, подводный и комбинированный.

            Надводный способ предусматривает строительство морских стационарных, плавучих и/или полупогружных платформ, искусственных островов, блок-кондукторов, эстакад и др. При надводном способе следует дать рекомендации по количеству и схеме размещения устьев на сооружении.

            Подводный способ предусматривает использование ПДК. Для этого способа следует указать тип ПДК, количество ячеек на опорной плите, тип фонтанной арматуры и т.д.

            Комбинированный способ предполагает использование обоих вышеуказанных способов обустройства устьев различных групп скважин.

          6. Схема размещения и характеристика забоев скважин

            При обосновании схемы размещения забоев скважин необходимо учитывать геологопромысловую характеристику эксплуатационного объекта в районе расположения куста скважин, а также технические возможности при строительстве скважин с большими отходами забоев от устьев.

            Должен быть определен способ заканчивания скважины, а именно цементирование эксплуатационной колонны и вскрытие перфорацией продуктивного пласта, устройство гравийных фильтров, открытый ствол скважины и т.п.

            Схемы размещения устьев и забоев скважин следует иллюстрировать на картах нефте(газо)насыщенных толщин пласта.

            Следует представить профили эксплуатационных скважин по отдельным группам или по каждой скважине с указанием положения ствола скважины в интервале залегания эксплуатационного объекта разработки.

          7. Технология воздействия на пласт

            На основе всестороннего анализа геолого-геофизической характеристики морского месторождения с учетом природных условий его освоения должно быть выполнено обоснование наиболее приемлемых (с точки зрения экономической эффективности) технологий воздействия на продуктивные пласты.

            Для газовых и газоконденсатных залежей с низкой проницаемостью пластов целесообразно оценивать эффективность гидравлического разрыва.

            Для нефтяных залежей необходимо сопоставлять технико-экономическую эффективность вариантов разработки, отличающихся различными системами заводнения (различные схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин, режимы отборов и закачки жидкости, технологические режимы эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин и др.). В отдельных случаях при высокой проницаемости пласта и небольших запасах нефти целесообразно рассматривать вариант разработки на естественном режиме (режиме истощения). В зависимости от геолого-геофизической характеристики пластового коллектора сле-

            дует рассматривать и обосновывать целесообразность применения разных методов интенсификации притока нефти к забоям добывающих скважин, таких как, например, кислотная обработка призабойной зоны пласта, гидравлический разрыв пласта и др.

            При разработке данного раздела следует руководствоваться подразделом 7.9 Методических рекомендаций [1], подразделом 3.4 Регламента [2] и РД 153-39.1-004-96 [4].

          8. Общие требования к расчетным вариантам

    С целью ограничения количества рассматриваемых вариантов для конкретного месторождения рекомендуется установить приоритетные параметры, в наибольшей степени влияющие на результаты его освоения. На этой основе следует формировать отдельные расчетные варианты таким образом, чтобы они характеризовались существенными отличиями в основополагающих аспектах – уровнем добычи УВ, схемой размещения кустов скважин, типами основных промысловых объектов обустройства и их характеристиками.

    Для рассматриваемой схемы размещения устьев скважин необходимо оценить техникоэкономическую эффективность вариантов, отличающихся параметрами забоев скважин и схемой их размещения на площади эксплуатационного объекта. К числу анализируемых параметров

    забоев скважин следует отнести длину и диаметр ствола скважины, вскрывающий пластовый резервуар в интервале залегания эксплуатационного объекта, а также траекторию этого вскрытия. В результате должна быть составлена матрица вариантов разработки, позволяющая наглядно представить предлагаемые концепции и вытекающие из них технические решения. Для всех рассматриваемых вариантов необходимо оценить их технико-экономическую эффективность, выявить негативные факторы технико-технологического характера и оце-

    нить их последствия как в ближайшей, так и более отдаленной перспективе.

    Освоение месторождения может осуществляться в несколько фаз или этапов, реализация которых сопровождается значительным разрывом во времени. Такой сценарий разработки месторождения позволяет использовать созданные на первых фазах объекты производственной инфраструктуры при эксплуатации месторождения на более поздних фазах, что способствует повышению эффективности освоения.

    Для эксплуатационных объектов, характеризующихся значительной площадной изменчивостью продуктивности и условий освоения, необходимо производить оценку техникоэкономической эффективности добычи УВ на малопродуктивных участках и представлять выводы о целесообразности их освоения.

    При разработке данного раздела следует руководствоваться подразделом 7.9 Методических рекомендаций [1] и подразделом 3.4 Регламента [2].

        1. Геолого-технологические модели эксплуатационных объектов разработки морского месторождения

          При построении цифровых геолого-технологических моделей эксплуатационных объектов разработки морских месторождений следует руководствоваться требованиями в соответствии с приложением Б с учетом рекомендаций действующих руководящих документов: подраздела 7.9 Методических рекомендаций [1], подраздела 3.3.2 Регламента [2], РД153-39.0-047-00 [5]. При этом следует использовать сертифицированные программные продукты. Предпочтение следует отдавать программным продуктам, позволяющим моделировать процесс движения флюидов, как в пластовой системе, так и в системе сбора и транспорта продукции скважины.

        2. Технологические показатели вариантов разработки

          1. На основе моделирования разработки эксплуатационных объектов морского месторождения по сформированным расчетным вариантам определяется комплекс показателей, характеризующих процесс извлечения УВ из недр. Расчетный объем отбора УВ должен представляться по годам расчетного периода для кустов скважин, эксплуатационных объектов и в целом по месторождению по отдельным видам УВ (газ, газовый конденсат, нефть, нефтяной газ).

          2. В комплексе технологических показателей, характеризующих разработку отдельного эксплуатационного объекта, необходимо представлять среднепластовое давление по объекту, а в некоторых случаях, например при значительной площади объекта и неравномерной схеме ее разбуривания эксплуатационными скважинами, – и по отдельным участкам разработки.

          3. Развитие добычи УВ в расчетный период в некоторых случаях целесообразно представлять по отдельным фазам (этапам) освоения месторождения, а также по отдельным участкам эксплуатационного объекта.

          4. Для обоснования потребного скважинного оборудования при разработке нефтяных залежей целесообразно представлять дебиты нефти и воды по отдельным добывающим скважинам, а также приемистость нагнетательных скважин.

          5. Фонд скважин необходимо представлять по годам разработки по их типу (добывающие, нагнетательные, контрольные), а также по виду добываемого углеводородного сырья (нефтяные, газовые, газоконденсатные). При выделении отдельных фаз (этапов) освоения месторождения целесообразно представлять график ввода скважин по каждой фазе. В комплексе показателей, характеризующих отдельный куст скважин, необходимо представлять фонд скважин, величины забойных и устьевых давлений, средние дебиты УВ.

          6. В вариантах с различными конструкциями скважин целесообразно представлять их распределение по способам обустройства устьев скважин, конструкции забоев, длине ствола в интервале эксплуатационного объекта, по величине отхода забоев скважин от центра куста и др.

          7. На основе анализа технологических показателей разработки, проведенного для сформированной группы расчетных вариантов, необходимо выявить наименее эффективные и исключить их из дальнейшего рассмотрения. Остальные варианты составят базовую группу вариантов, по которым необходимо выполнить расчеты ряда показателей, характеризующих условия эксплуатации скважин, например распределение температуры по длине подъемного лифта в работающей скважине, скорость потока газа на устье скважины и др.

          8. По базовой группе расчетных вариантов разработки составляется сводная таблица интегральных показателей за расчетный период времени.

          9. Прогнозные технологические показатели по вариантам разработки с учетом типа проектируемого месторождения рекомендуется приводить в соответствии с таблицами А.23–А.47 (приложение А).

      1. Технологические схемы обустройства месторождения

        1. Анализ мирового опыта

          1. В данном разделе необходимо выполнить анализ мирового опыта по обустройству месторождений в аналогичных гидрометеорологических условиях. Должны быть рассмотрены преимущества и недостатки различных типов и конструкций объектов обустройства и их конструкций применительно к рассматриваемому месторождению и сделан вывод о возможности использования существующих или о необходимости создания принципиально новых решений для проектируемого месторождения.

          2. При составлении 9.3 рекомендуется учитывать положения, изложенные в работе [6].

        1. Объекты обустройства

          1. Тип объектов обустройства

            В данном разделе необходимо обосновать предлагаемый к использованию тип объектов обустройства (искусственные островные и эстакадные сооружения, стационарные и плавучие платформы, подводные добычные комплексы и др.). Приводится описание возможной модификации объектов при изменении запасов и графика добычи месторождения, а также при подключении близко расположенных месторождений в рамках комплексного обустройства группы месторождений.

            В этом разделе рекомендуется оценить величину проседания морского дна, вызванного отбором УВ из залежи.

          2. Конструкция объектов обустройства

            В данном разделе необходимо привести характеристики конструкции объектов обустройства в объеме, достаточном для определения стоимости и выполнения последующей оценки экономической эффективности вариантов обустройства. Необходимо предусмотреть возможность будущего подключения трубопроводов (например, от близлежащих месторождений) и показать влияние этого подключения на состав и размещение оборудования объектов обустройства.

          3. Технология строительства, транспортировка и установка морских объектов обустройства

            В данном разделе необходимо привести краткое описание технологии, основных операций и технических средств для транспортировки и установки морских объектов обустройства на место эксплуатации и для их подключения к системам транспортировки УВ, а также привести перечень возможных предприятий (организаций)-изготовителей.

        2. Варианты технологических схем обустройства

          1. Формирование расчетных вариантов обустройства месторождения

            Разработку расчетных вариантов следует осуществлять на основе положений 9.1 и данных, полученных в 9.2.3.

            Вариант технологической схемы обустройства должен содержать следующее:

  • способ обустройства устьев скважин;

  • типы и конструктивные решения объектов обустройства;

  • место расположения объектов сбора, промысловой и комплексной подготовки продукции (в акватории, на берегу, распределение объектов между берегом и акваторией);

  • направления транспортных потоков и вид транспорта продукции (танкеры, трубопроводы);

  • протяженность трубопроводов;

  • точки подключения к газотранспортной сети;

  • сроки ввода объектов обустройства в эксплуатацию.

    В результате должна быть составлена матрица вариантов или групп вариантов, сформированных по какому-либо основополагающему признаку, обустройства, позволяющая наглядно представить предлагаемые концепции и вытекающие из них технические решения для вариантов технологических схем обустройства.

    При использовании подводного добычного и технологического оборудования необходимо показать план его взаимного расположения и схемы подключения сборных коллекторов. В случае если предусматривается использование рассматриваемых объектов в рамках комплексного обустройства группы месторождений региона, необходимо указать на струк-

    турной схеме точки подключения трубопроводов от этих месторождений.

          1. Анализ вариантов технологических схем обустройства

    В данном разделе на основе сформированной согласно 9.3.3.1 матрицы вариантов обустройства месторождения должен быть проведен технико-технологический анализ предлагаемых решений. В результате для дальнейшей проработки и выполнения экономической оценки может быть отобрана базовая группа вариантов, реализация которых представляется наиболее целесообразной с технической, технологической и экономической точек зрения.

    В отдельных случаях по результатам технико-экономического анализа базовая группа вариантов обустройства может быть скорректирована.

    Каждый вариант базовой группы должен быть представлен всеми параметрами (показателями), необходимыми для расчетов капитальных и эксплуатационных затрат по годам рассматриваемого периода освоения месторождения.

        1. Рекомендации по системе промысловой подготовки газа

          В данном разделе должны быть приведены обоснования по принципиальным схемам технологической подготовки добываемой скважинной продукции, краткая технико-технологическая характеристика основного оборудования, а также оборудования по предупреждению

          осложнений, регенерации используемых реагентов, потребные их объемы по годам эксплуатации. Определяется объем воды, подлежащей утилизации.

          Технико-технологическая характеристика промыслового оборудования системы подготовки УВ должна содержать общие сведения о промысловых объектах основного и вспомогательного назначения в акватории и в прибрежной зоне, производительность и количество рабочих и резервных линий, способ подготовки УВ и др.

          Если проект предполагает использование уже имеющегося оборудования как на берегу, так и в акватории, необходимо дать описание этого оборудования с указанием требуемого объема работ по реконструкции.

        2. Рекомендации по системам сбора и транспорта продукции скважин

          1. В данном разделе должны быть определены основные параметры систем сбора и транспорта продукции скважин – конфигурация, число и протяженность трубопроводов, диаметры труб. Технико-экономические расчеты должны учитывать сроки сооружения трубопроводов, ввода в строй ДКС и ДНС, эксплуатационные затраты перекачивающих станций.

          2. Необходимо провести оценочные расчеты по объемам пробкоуловителей на платформах и/или в составе береговых сооружений.

          3. Основные параметры нагнетательных трубопроводов рассчитываются на основе показателей разработки по проектным объемам нагнетания рабочего агента для ППД в нефтегазоконденсатных месторождениях или воды (морской, пластовой) для заводнения нефтяных пластов на нефтяных и нефтегазовых месторождениях. Конфигурация, число и протяженность нагнетательных трубопроводов выбирается исходя из взаимного расположения НКС (КНС) и нагнетательных скважин.

          4. Должны быть даны предварительные рекомендации по выбору класса прочности стали промысловых трубопроводов и оценены толщины стенок труб, указаны способы прокладки промысловых подводных трубопроводов – по дну акватории или в траншее.

          5. Для оценки воздействия потенциально опасных факторов транспортируемых флюидов на надежность транспортировки следует выполнить термогидравлические расчеты промысловых трубопроводов.

          6. С учетом физико-химических свойств скважинной продукции и термобарических параметров транспортировки определяются основные факторы, влияющие на надежность систем сбора, транспорта и нагнетательных трубопроводов. К указанным факторам относятся коррозия промысловых труб, отложения гидратов, асфальтосмолистых и парафиновых компонентов, минеральных солей, образование эмульсий.

          7. На основе результатов технико-экономического анализа следует дать рекомендации по выбору мероприятий, направленных на снижение влияния неблагоприятных факторов

            и на предотвращение возможных осложнений вследствие их воздействия. К числу таких мероприятий относятся, например, применение наиболее рациональных технологических режимов работы скважин, использование коррозионно-стойких материалов или антикоррозионных покрытий для труб и элементов их соединений, применение химических реагентов, теплоизоляция труб, подогрев скважинной продукции и другие мероприятия. Для проведения сравнительных экономических расчетов при выборе одного или нескольких из указанных мероприятий должны использоваться оценочные потребности в реагентах, теплоизоляционных материалах, учитываться эксплуатационные затраты при подогреве скважинной продукции.

          8. Необходимо обосновать рекомендации по системе подачи реагентов в скважины, на подводные и надводные добычные комплексы, платформы. Принципиально должен быть решен вопрос о способах поставки реагентов в район освоения месторождения.

          9. При подключении вновь сооружаемых объектов обустройства к существующим производственно-технологическим и транспортным инфраструктурам в районе освоения месторождения рекомендации по межпромысловому транспорту газа, конденсата, нефти и воды следует давать с учетом технического состояния шлейфов, внутрипромысловых трубопроводов, подводного и надводного промыслового оборудования, действующих мощностей установок подготовки газа, конденсата, нефти и воды, ДКС и ДНС.

          10. Раздел должен сопровождаться принципиальными схемами системы сбора и транспорта продукции с указанием местоположения ПДК (НДК), платформ, УКПГ, УКПН, ДКС, ДНС и принципиальной схемой нагнетательных трубопроводов с указанием местоположения ПДК (НДК), морских платформ полупогружных и/или стационарных, НКС, КНС. Необходимо привести данные о развитии дожимного комплекса на платформе и/или на берегу по годам эксплуатации, включающие сведения об объемах добычи пластового газа, давлениях перед компрессорной станцией, давлениях после компрессорной станции, степенях сжатия, мощностях компримирования, о количестве газоперекачивающих агрегатов определенной установленной единичной мощности (рабочие + резервные), о расходе газа на привод компрессорных агрегатов.

          11. В заключительной части данного раздела приводятся необходимые исходные данные для проектирования обустройства промысла, расчетов параметров ДКС и ДНС, станций охлаждения газа и нагнетательных станций.

        1. Графики строительства

          Для вариантов, рекомендуемых для проведения экономической оценки, необходимо привести график работ по освоению месторождения. На графике необходимо указать продолжительность работ по проектированию, изготовлению и вводу в эксплуатацию всех объектов

          обустройства. Необходимо привести перечень работ, которые являются критическими для выполнения плана освоения месторождения.

        2. Эксплуатация и технологическое обслуживание объектов обустройства

          Для морских объектов обустройства приводится перечень основных работ по их обслуживанию с указанием технических средств, необходимых для обслуживания и эксплуатации. Объем приводимой информации должен быть достаточным для выполнения оценки экономической эффективности вариантов обустройства. Необходимо привести сведения об объемах и сроках проведения инспекционных работ.

        3. Вывод из эксплуатации объектов обустройства

    Для всех морских объектов обустройства должен быть приведен перечень мероприятий по выводу объектов из эксплуатации и их ликвидации.


    1. Требования к содержанию части III «Технико-экономические показатели вариантов разработки и обустройства морского месторождения

      и обоснование рекомендуемого варианта»


      1. Общие требования к экономической оценке

        1. Оценка технико-экономических показателей эффективности освоения морского месторождения должна быть выполнена по всем сформированным в части II базовым вариантам его разработки и обустройства.

        2. Экономическая часть проектного документа должна содержать:

  • оценку капитальных вложений;

  • оценку эксплуатационных и ликвидационных затрат;

  • цены на продукцию и транспортные тарифы для ее доставки до потребителя;

  • характеристику налоговой системы;

  • источники финансирования (если в техническом задании не предусмотрено иное, то предполагается, что проект будет реализован за счет собственных средств инвестора);

  • расчет показателей экономической эффективности добычи УВ;

  • анализ чувствительности наиболее перспективных вариантов проекта.

        1. На основе всестороннего анализа технологических, технических и экономических показателей должно быть сделано заключение о целесообразном варианте разработки и обустройства месторождения.

    К реализации должен быть рекомендован вариант с наиболее высокими показателями экономической эффективности с учетом результатов анализа чувствительности и устойчивости проекта к изменению его основных параметров.

      1. Капитальные вложения

        1. Прогноз необходимых капитальных вложений в целом и по годам освоения морского месторождения должен выполняться по вариантам в двух направлениях:

  • в строительство МДК и МТТС;

  • в строительство и/или реконструкцию береговых объектов обустройства.

        1. По морскому добычному комплексу необходимо оценивать объемы капитальных вложений по следующим основным объектам строительства:

  • скважины (добывающие, нагнетательные, резервные, контрольные, для сбора промышленных стоков и др.);

  • морские полупогружные и стационарные платформы;

  • блок-кондукторы;

  • подводные добычные комплексы;

  • трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы, трубопроводы антигидратных реагентов, конденсатопроводы и др.);

  • плавучие нефтехранилища;

  • погрузочные терминалы;

  • танкеры;

  • суда вспомогательного флота;

  • другие объекты.

    В вариантах, предусматривающих приобретение или строительство передвижной буровой установки, необходимо учитывать эти затраты в общем объеме капитальных вложений в строительство морского добычного комплекса.

        1. В структуре капитальных вложений в строительство и/или реконструкцию береговых объектов обустройства необходимо выделять следующие объекты:

  • скважины (добывающие, нагнетательные, резервные, контрольные, для сбора промышленных стоков и др.);

  • промысловые установки подготовки УВ к транспорту;

  • дожимные компрессорные станции;

  • трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы, конденсатопроводы, водоводы, трубопроводы антигидратных реагентов и др.);

  • дороги;

  • другие объекты инфраструктуры.

        1. Прогноз необходимых капитальных вложений в строительство объектов обустройства месторождения необходимо осуществлять с использованием репрезентативной

          технико-экономической нормативной базы по рассматриваемому нефтегазодобывающему региону. Возможно использование сертифицированных программных продуктов, содержащих представительный объем региональной нормативной информации. Целесообразно также учитывать при прогнозе фактические показатели освоения месторождений-аналогов.

        2. При проектировании разработки морского месторождения, имеющего некоторый ретроспективный период обустройства, необходимо учитывать фактические показатели освоенных инвестиций и использовать их при выполнении расчетов капитальных вложений.

        3. В разделе должны быть представлены удельные стоимостные показатели в соответствии с представленными количественными характеристиками разработки и обустройства, а также структура капитальных вложений. В необходимых случаях следует расширить и детализировать структуру капитальных вложений.

        4. Динамика капитальных вложений должна соответствовать сетевому графику строительства объектов обустройства с учетом стоимости этих объектов по вариантам разработки. Рекомендуемая форма представления приведена в таблицах А.48–А.50 (приложение А).

      1. Эксплуатационные и ликвидационные затраты

        1. Эксплуатационные затраты должны включать:

  • текущие расходы;

  • амортизационные отчисления;

  • налоги, включаемые в себестоимость продукции.

        1. Прогноз необходимых ежегодных текущих расходов расчетного периода по каждому варианту разработки и обустройства необходимо осуществлять с использованием репрезентативной технико-экономической нормативной базы по рассматриваемому нефтегазодобывающему региону. Возможно использование сертифицированных программных продуктов, содержащих представительный объем региональной нормативной информации.

        2. При проектировании месторождения с ретроспективным периодом освоения необходимо выполнить анализ фактических текущих расходов и в необходимых случаях использовать эту информацию при прогнозе затрат. Целесообразно также учитывать при прогнозе фактические показатели освоения месторождений-аналогов.

        3. Прогноз текущих затрат рекомендуется осуществлять раздельно для морского комплекса и береговых объектов обустройства месторождения.

        4. В структуре текущих затрат каждого варианта по морскому комплексу должны быть учтены:

  • заработная плата персонала морского комплекса;

  • обслуживание и ремонтные работы на скважинах;

  • инспекция и обслуживание платформ, трубопроводов, подводных добычных комплексов, прочих объектов обустройства;

  • материально-техническое снабжение;

  • страховые взносы;

  • накладные расходы.

        1. Текущие затраты по обеспечению функционирования береговых объектов обустройства должны включать:

  • заработную плату персонала береговых объектов;

  • обслуживание и ремонтные работы на скважинах;

  • затраты на проведение инспекции и обслуживание береговых объектов;

  • материально-техническое снабжение;

  • страховые взносы;

  • накладные расходы.

        1. В необходимых случаях следует расширить и детализировать структуру текущих расходов.

        2. Прогнозные величины текущих затрат по вариантам рекомендуется представлять по формам таблиц А.51 и А.52 (приложение А).

        3. Амортизационные отчисления рассчитываются исходя из сроков службы оборудования и согласно положениям Налогового кодекса Российской Федерации с учетом действующих Методических рекомендаций [7].

        4. Налоги, включаемые в себестоимость продукции и являющиеся частью эксплуатационных расходов, приводятся в 10.4.3.

        5. Ликвидационные затраты рекомендуется определять с учетом статей, представленных в соответствии с формой таблицы А.53 (приложение А).

          До принятия соответствующих нормативных документов, регламентирующих порядок учета затрат на ликвидацию скважин и объектов обустройства, возникающих при завершении эксплуатации промысла, считать источником финансирования затрат на ликвидацию чистую прибыль, генерируемую проектом.

        6. Определенные затраты на ликвидацию объектов обустройства по форме таблицы А.53 (приложение А) рекомендуется рассчитывать с учетом страхования и непредвиденных расходов. Затраты на ликвидацию объектов обустройства уменьшаются на стоимость реализуемого лома.

      1. Экономические условия разработки морского месторождения

        Исходными данными для экономической оценки наряду с затратами в освоение морских месторождений служат экономические условия разработки месторождений, которые определяются:

  • ценами на продукцию;

  • транспортными тарифами;

  • налогами и платежами.

        1. Цены на продукцию месторождений

          1. При определении цен на газ при экономической оценке освоения морских месторождений необходимо ориентироваться на долгосрочные прогнозы цен на газ и учитывать принципы равноэффективных цен, то есть цен, обеспечивающих равную доходность от реализации газа на внутреннем и внешнем рынках. Указанные цены определяются исходя из прогнозируемых цен внешнего рынка, за вычетом затрат на транспортировку, экспортную пошлину, общесистемных затрат и иных затрат, связанных с реализацией газа, если иное не установлено в техническом задании.

          2. Цены на СПГ следует определять исходя из долгосрочных прогнозов в регионе, где планируется его реализация.

          3. Цены на нефть и конденсат для реализации на внешнем рынке должны соответствовать официальному прогнозу цен, представленному Минэкономразвития России и действующему на дату проведения расчетов. В случае возможности раздельной транспортировки нефти и конденсата при определении цен реализации конденсата необходимо учитывать его качественные характеристики. Для определения цен на внутреннем рынке необходимо провести анализ конъюнктуры рынка нефти и конденсата того региона, где планируется их реализация.

        1. Транспортные тарифы

          1. Транспортные тарифы для продукции месторождений газа должны определяться как сумма тарифов магистральных газопроводов, которые используются для доставки газа потребителям. При этом необходимо учитывать, что морские магистральные газопроводы могут входить в состав морского добычного комплекса и, соответственно, в этом случае затраты в их строительство учитываются в составе капитальных вложений морского добычного комплекса.

          2. При реализации газа в сжиженном виде необходимо учитывать затраты на транспорт СПГ судами-газовозами, процессы сжижения и регазификации, доставку продукции трубопроводами до потребителей (с учетом требований технического задания).

          3. При транспортировке трубопроводным транспортом нефти и конденсата тарифы должны определяться как сумма тарифов по продуктопроводам от места добычи до потребителей. При использовании танкерного флота необходимо учитывать тарифы на транспортировку нефти и конденсата танкерами. Кроме того, если используется плавучее нефтехранилище и оно не входит в состав добычного комплекса, то дополнительно должны учитываться затраты на хранение и перевалку нефти и конденсата. При использовании танкеров, строительство которых предусматривается в рамках конкретного проекта, затраты в их строительство учитываются в составе капитальных вложений в проект, а затраты, связанные с их эксплуатацией, учитываются в составе текущих затрат проекта.

        1. Система налогов и платежей

          1. Налоговая система должна отражать тип договора недропользования, заключенного по рассматриваемому объекту освоения.

          2. При оценке экономической эффективности освоения морских месторождений в условиях действующей системы налогообложения должны учитываться как федеральные, так и региональные местные налоги и платежи с учетом льгот, действующих на дату выполнения расчетов.

          3. При этом необходимо дифференцировать налоги в цене реализации и налоги в себестоимости.

          4. Налоги в цене реализации представлены НДС и таможенной пошлиной на экспортируемые углеводороды.

            Следует особо подчеркнуть, что работы, проводимые непосредственно на континентальном шельфе Российской Федерации, не облагаются НДС, поскольку район работ не является территорией Российской Федерации.

          5. Налоги, включаемые в себестоимость в соответствии с Методическими рекомендациями по планированию и калькулированию себестоимости добычи газа представлены НДПИ, ЕСН, водным налогом, платежами за недра и землю, налогом на имущество и прочими налогами и платежами.

          6. Законодательство позволяет осваивать морские месторождения нефти и газа на условиях соглашений о разделе продукции. В последнем случае система налогов и платежей определяется в соответствии с Дополнениями к РД 153-39-007-96 [8].

      1. Оценка экономической эффективности инвестиций

        1. Экономическая оценка должна выполняться в соответствии с положениями действующих Методических рекомендаций [7].

        2. Эффективность проектных решений необходимо оценивать системой расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев. К числу рекомендуемых критериев относятся:

  • ВНД;

  • ЧД;

  • ЧДД;

  • индекс доходности затрат;

  • индекс доходности инвестиций;

  • сроки окупаемости по ЧД и ЧДД.

    Основным показателем экономической эффективности для выбора наиболее оптимального варианта разработки и обустройства является внутренняя норма доходности.

        1. Ставку дисконтирования при расчете экономических критериев следует ориентировать на требования корпоративной эффективности инвестиционных проектов.

        2. Дополнительно должен учитываться максимальный объем мобилизуемых средств, представляющий максимальную величину суммарной недисконтированной отрицательной наличности по проекту и доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджеты различных уровней и внебюджетные фонды Российской Федерации).

        3. Горизонт планирования экономических расчетов включает инвестиционный период и 25-летний период коммерческой эксплуатации месторождения, если иное не предусмотрено техническим заданием.

        4. Оценка экономической эффективности инвестиций в освоение морских месторождений выполняется без учета инфляции, если иное не предусмотрено техническим заданием.

        5. При оценке вариантов разработки необходимо указывать источники финансирования капитальных вложений с учетом 10.1.2.

        6. Результаты оценки экономической эффективности разработки месторождения при действующей системе налогообложения при финансировании проекта собственными средствами необходимо представлять по форме таблицы А.54 (приложение А).

    В случае если по оцениваемому объекту имеются ранее понесенные затраты, они должны быть отражены в таблице А.54.

      1. Анализ чувствительности

        1. Анализ чувствительности экономической оценки к изменению основных техникоэкономических параметров следует проводить лишь для наиболее перспективных вариантов, по которым выполняется оценка экономической эффективности.

        2. Необходимо оценить влияние изменения добычи углеводородов, цены на продукцию, капитальных вложений и текущих затрат на показатели чистого дисконтированного дохода и внутренней нормы доходности. Результаты оценки могут быть представлены как в графическом, так и в табличном виде.

          При анализе чувствительности необходимо учитывать риски, связанные с практической реализацией намеченных технико-технологических решений в прогнозируемые сроки, а также оценивать риски, которые могут возникнуть в случае, если в рекомендованном варианте предполагается применение недостаточно апробированных технико-технологических решений.

        3. Изменение каждого из перечисленных показателей должно происходить на фоне остальных неизменных.

        4. Диапазон изменения показателей рекомендуется устанавливать в интервале от минус 50 % до 50 %, а шаг изменений рекомендуется принимать равным 10 % относительно базовых расчетных значений. Шаг и диапазон изменений могут варьироваться в зависимости от поставленных задач анализа.

        5. Для более глубокого анализа чувствительности проекта целесообразно проводить оценку влияния одновременного изменения нескольких параметров проекта на основные показатели экономической эффективности с учетом экспертно определенной вероятности возникновения рисков. Данная оценка также может проводиться с помощью других подходов к оценке рисков и неопределенностей инвестиционных проектов, таких как анализ безубыточности, метод Монте-Карло, дерево решений и др.

      1. Обоснование рекомендуемого варианта освоения морского месторождения

        1. Обоснование рекомендуемого варианта разработки и обустройства месторождения должно осуществляться на основе анализа комплекса технико-технологических и экономических показателей рассмотренных вариантов. Сводные технико-экономические показатели по рассматриваемым вариантам необходимо представлять по форме в соответствии с таблицей А.55 (приложение А).

        2. Рекомендуемый вариант должен обеспечивать степень извлечения УВ из недр при показателе экономической эффективности (ВНД) не ниже установленного корпоративного уровня.

        3. Необходимо также учитывать риски, связанные с практической реализацией намеченных технико-технологических решений в прогнозируемые сроки.

        4. Рекомендуемый вариант должен характеризоваться высокой степенью надежности в обеспечении защиты природной среды от возможных вредных воздействий при его реализации.

    1. Требования к содержанию части IV «Технико-технологические решения и показатели рекомендуемого варианта освоения морского месторождения»


      1. Принципиальные решения и показатели рекомендуемого варианта освоения морского месторождения

        В разделе должны быть изложены основные принципиальные решения и показатели рекомендуемого к принятию комиссией ОАО «Газпром» варианта разработки и соответствующей ему базовой технологической схемы обустройства месторождения. В случае необходимости указывается альтернативный (альтернативные) вариант(ы) технологической схемы обустройства, подлежащий детальной технико-экономической оценке на стадии обоснований инвестиций.

        В необходимых случаях следует обосновывать мероприятия, направленные на повышение технико-экономической эффективности освоения месторождения на основе комплексного обустройства группы морских и прибрежных месторождений в рассматриваемом районе.

      2. Строительство скважин

        В разделе необходимо изложить основные технико-технологические решения и рекомендации в области строительства скважин по рекомендуемому варианту разработки морского месторождения.

        Раздел должен включать следующие подразделы:

  • фонд скважин, схема их расположения, продолжительность бурения и сроки ввода в эксплуатацию;

  • рекомендации по конструкции скважин;

  • рекомендации по технологии бурения и крепления скважин;

  • рекомендации по производству буровых работ;

  • рекомендации по вскрытию пласта и освоению скважин;

  • график строительства скважин.

        1. Фонд скважин, схема их расположения, продолжительность бурения и сроки ввода в эксплуатацию

          В данном разделе необходимо привести следующие данные: сведения об общем фонде скважин, распределение скважин по назначению (добывающие, нагнетательные, контрольные, шламовые), по отдельным эксплуатационным объектам, отдельным кустам (морские стационарные и/или полупогружные платформы, подводно-добычные комплексы, искусственные острова, блок-кондукторы), схему расположения устьев и забоев скважин в контуре морского месторождения по отдельным эксплуатационным объектам по годам освоения месторождения.

          Должны быть обоснованы продолжительность бурения и сроки ввода в эксплуатацию основного и резервного фонда скважин. Необходимо дать рекомендации по местоположению резервных и контрольных скважин.

        2. Рекомендации по конструкции скважин В этом разделе необходимо изложить:

  • анализ проводки скважин на месторождении;

  • рекомендации по конструкции проектных скважин.

          1. Анализ проводки скважин на месторождении

            Должны быть приведены основные сведения о пробуренных на дату составления проектного технологического документа скважинах (поисковых, разведочных, добывающих и др.) по рекомендуемой форме таблицы А.56 (приложение А). Анализируются причины осложнений при строительстве скважин, определяемые геологическими и иными условиями проводки. Следует указать мероприятия по ликвидации возможных осложнений при бурении проектных скважин. Необходимо оценить эффективность новых технических решений в области строительства скважин и дать заключение о целесообразности их применения для проектных скважин. Должны быть приведены коммерческие скорости бурения скважин с выявлением факторов, снизивших производительность буровых работ. Следует оценить качество изоляции пластов. Необходимо привести сведения о буровых установках, которые предполагается использовать при строительстве скважин, и дать заключение об их соответствии условиям проведения буровых работ в условиях месторождения.

          2. Рекомендации по конструкции проектных скважин

            В разделе следует дать обоснование рекомендуемых профилей проектных эксплуатационных скважин по эксплуатационным объектам и кустам, указав тип скважины (вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная, многозабойная). Основные параметры профиля рекомендуется представить по форме таблиц А.57, А.58 (приложение А) и рисунков А1 и А.2 (приложение А).

            Рисунки многозабойной скважины – пространственный вид в 3D-координатах, проекцию основного ствола и боковых стволов на вертикальную плоскость, горизонтальную проекцию многозабойной скважины рекомендуется представлять, как показано на рисунках А.4–А.7 (приложение А).

            По отдельным (или типовым) скважинам рекомендуется представить профили ствола скважины в интервале залегания эксплуатационного объекта в соответствии с рисунком А.3. По всем типам профилей эксплуатационных скважин необходимо привести рекоменду-

            емые конструкции скважин с обоснованием глубин спуска и диаметров обсадных колонн,

            высоты подъема тампонажных растворов. Особое внимание должно быть обращено на характеристику конструкции ствола скважины в интервале залегания эксплуатационного объекта. На основе выполненного исследования необходимо дать заключение о целесообразности применения интеллектуальных скважинных систем, позволяющих осуществлять контроль и регулирование процесса притока пластовых флюидов на забой скважины. При целесообразности применения таких систем необходимо привести их техническую характеристику и технологию установки в процессе строительства скважины. Основные параметры конструкции скважин рекомендуется приводить по форме таблиц А.59, А.60 (приложение А). Дополнительно должны быть приведены рекомендации по конструкции контрольных и резервных скважин.

        1. Рекомендации по технологии бурения и крепления эксплуатационных скважин В разделе необходимо изложить рекомендации по технологии бурения для двух этапов

          буровых работ:

  • при бурении до кровли залегания эксплуатационного объекта;

  • при бурении в интервале залегания эксплуатационного объекта.

Для многозабойных скважин необходимо изложить рекомендации по выбору многозабойной системы с указанием уровня сложности соединения бокового ствола в соответствии с международной классификацией.

Рекомендуется выполнить анализ эффективности применения приведенной технологии бурения при строительстве скважин на проектируемом месторождении, а также на соседних месторождениях с аналогичными геологическими условиями проводки скважины.

Должны быть обоснованы рекомендации по составу буровых и тампонажных растворов, буферных жидкостей, жидкостей затворения при приготовлении тампонажных растворов. При бурении скважин с большим отходом забоев от устьев и при небольших глубинах залегания продуктивного горизонта необходимо обоснование типов смазок, обеспечивающих

спуск обсадных колонн.

Необходимо привести комплекс рекомендаций по контролю качества крепления скважин.

      1. Рекомендации по производству буровых работ

        Необходимо привести технические характеристики рекомендуемых типов буровых установок, бурового оборудования, бурильных труб, УБТ, отклонителей, центрирующих элементов, компоновки низа бурильных колонн, а также рекомендации по технологии бурения.

        Необходимо привести характеристики системы контроля и управления технологическими процессами бурения, включая системы MWD/LWD.

        Должны быть выданы рекомендации:

        • по проведению исследовательских работ в процессе проводки скважин;

        • утилизации отходов бурения.

      2. Рекомендации по вскрытию пласта и освоению скважин

        Данный подраздел должен составляться с учетом Методических рекомендаций [1], Регламента [2] и Регламента [3].

        Особое внимание следует обращать на обоснование способов вскрытия и освоения при применении альтернативных конструкций скважин, к числу которых относятся открытый ствол с использованием гравийных и щелевых фильтров, многозабойные скважины и др.

        Для всех предложенных способов вскрытия пласта и освоения скважин должны быть даны рекомендации по технологии их проведения с учетом геолого-геофизической характеристики эксплуатационного объекта разработки, конструкции скважины, а также с учетом передового отечественного и зарубежного опыта проведения подобных работ.

      3. Графики строительства скважин

Определяются затраты времени на операции, входящие в процесс строительства скважины по элементам:

  • подготовительные работы к бурению;

  • бурение;

  • крепление;

  • установка и опрессовка противовыбросового оборудования;

  • заканчивание;

  • простои.

    Результаты расчетов и обоснований должны быть представлены графически по каждому типу скважин и отдельным этапам работ при их строительстве.

    Необходимо обосновать величины коммерческих и цикловых скоростей бурения скважин различной конструкции и на базе этих величин построить график строительства скважин по отдельным кустам.

      1. Рекомендации по технике и технологии эксплуатации скважин

        1. Рекомендации по технике и технологии эксплуатации скважин следует представлять для рекомендуемого варианта разработки месторождения со следующей структурой:

  • технологический режим работы скважин;

  • краткая характеристика и основные требования к внутрискважинному и устьевому оборудованию;

  • определение возможных осложнений при эксплуатации скважин и обоснование мероприятий по их предупреждению и ликвидации.

        1. Внутрискважинное и устьевое оборудование скважин

          1. Газовые и газоконденсатные залежи

            В этом подразделе должна быть представлена рекомендуемая конструкция подъемного лифта – диаметр НКТ, глубина спуска в начальный период разработки и в процессе истощения залежи и появления в продукции скважин пластовой воды.

            Должны быть обоснованы рекомендации по применению внутрискважинных устройств и измерительных систем.

            В зависимости от способа обустройства устьев скважин (надводный, подводный) и с учетом технологического режима работы скважин необходимо обосновать рекомендации по типу фонтанной арматуры и основные требования к ее технической характеристике. Должен быть определен комплекс измерительной и регулирующей аппаратуры, обеспечивающей надежную эксплуатацию скважин в природных условиях разрабатываемого месторождения.

          2. Нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи

            В этом подразделе необходимо представить параметры подъемного лифта добывающих и нагнетательных скважин – диаметр и глубину его спуска. При насосном способе эксплуатации необходимо указать рекомендуемую глубину установки насоса, его тип и техническую характеристику, обеспечивающую проектные дебиты жидкости.

            Должны быть изложены рекомендации по типам и характеристикам внутрискважинного и устьевого оборудования, измерительной аппаратуры. Аналогичные рекомендации должны быть приведены и для нагнетательных скважин. Тип и местоположение рекомендуемого скважинного оборудования в добывающих и нагнетательных скважинах рекомендуется иллюстрировать графически на профиле проектных скважин.

        2. Технологический режим работы скважин

          В этом подразделе должны быть приведены параметры, характеризующие технологический режим работы скважин: устьевые и забойные давления, скорости потока скважинной продукции по подъемному лифту, температура по стволу скважины, дебит. Указываются предельно допустимые забойные и устьевые давления, а также значения температуры, определенные для конкретных геолого-геофизических характеристик залежей и намечаемых объектов промыслового обустройства. Следует определить условия безгидратного режима работы скважин, предельные значения скоростей потока, обеспечивающих условия выноса жидких и механических примесей из скважины на весь период разработки.

        3. Предупреждение осложнений при эксплуатации скважин

    Должны быть определены наиболее вероятные осложнения в работе скважин, обусловленные геолого-эксплуатационной характеристикой залежи.

    Следует оценить возможность пескопроявления при эксплуатации скважин в условиях проектного технологического режима и гидратообразования в подъемных лифтах.

    Необходимо оценить возможность осложнений, связанных с появлением воды в продукции газовых скважин на различных стадиях разработки месторождения.

    Должны быть проанализированы возможные осложнения, обусловленные отложением парафинов, смол, асфальтенов и солей в скважинном оборудовании, застыванием нефти в подъемном лифте, рабочего агента на устье нагнетательных скважин.

    Необходимо определить возможность осложнений, связанных с эрозией и коррозией скважинного оборудования.

    По всем возможным осложнениям должны быть обоснованы рекомендации по проведению мероприятий, исключающих негативные влияния осложнений на процесс разработки месторождения.

      1. Технологические показатели разработки

        В разделе необходимо представить технологические показатели рекомендуемого варианта разработки морского месторождения.

        Показатели следует приводить по месторождению, эксплуатационным объектам, залежам, кустам скважин по годам рассматриваемого периода разработки месторождения.

        Формы таблиц, которые рекомендуется использовать при характеристике показателей разработки, приведены в таблицах А.23–А.25, А.34 (приложение А) – для газовых месторождений, в таблицах А.29, А.31, А.33–А.47 (приложение А) – для нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Для месторождения, освоение которого осуществляется в два и более этапов (фаз), рекомендуется приводить комплекс технологических показателей с выделением первой фазы. При распространении настоящего стандарта на газоконденсатные месторождения рекомендуется использовать формы, приведенные в таблицах А.28, А.30, А.32, А.34 (приложение А).

        Изменение технологических показателей по годам разработки следует иллюстрировать на рисунках, диаграммах.

        Рекомендуется приводить расчетные карты распределения текущего пластового давления по площади залежи, а также карты изменения нефтенасыщенности, и газонасыщенности на различные даты разработки залежей.

        В отдельных случаях для нефтяной залежи рекомендуется приводить показатели отборов нефти и жидкости, закачки рабочего агента по всем скважинам добывающего и нагнетательного фонда с целью обоснованного выбора необходимого скважинного оборудования.

      2. Технико-экономические показатели освоения месторождения

        1. Рекомендуемый вариант разработки и обустройства морского месторождения (вариант освоения) должен быть охарактеризован комплексом технико-экономических показателей в соответствии с таблицей А.61 (приложение А). Этот комплекс должен включать

          показатели объемов добычи УВ за принятый срок разработки, величины необходимых капитальных и текущих затрат, затрат на ликвидацию объектов обустройства, показатели эффективности для инвестора, поступления государству.

        2. Показатели объемов добычи УВ должны включать проектные (максимальные) годовые уровни и накопленные объемы валовой добычи и товарной продукции с учетом вида месторождения (нефтяное, газовое, нефтегазовое (газонефтяное), газоконденсатное, нефтегазоконденсатное:

  • нефти;

  • нефтяного (попутного) газа;

  • газа;

  • конденсата (нестабильного и стабильного).

        1. С учетом принятых цен на добываемую продукцию должны быть представлены объемы выручки при реализации товарной продукции по годам эксплуатации месторождения. Для оценки степени риска при реализации рекомендуемого варианта освоения месторождения должен быть выполнен анализ чувствительности показателей эффективности к изменению основных параметров, а именно объемов добычи товарной продукции, цен на продукцию, капитальных вложений, эксплуатационных затрат, и сделаны выводы о степени их влияния.

        2. В комплекс показателей экономической эффективности при проведении анализа чувствительности рекомендуется включать ЧДД и ВНД.

        3. Диапазон параметров, влияющих на изменение показателей эффективности, рекомендуется принимать в интервале от минус 50 % до 50 % с шагом 10 %. Затратная часть должна быть представлена капитальными вложениями, эксплуатационными и ликвидационными затратами по годам реализации проектного технологического документа по форме таблицы А.62 (приложение А) с выделением МДК и береговых объектов обустройства в соответствии с формами таблиц А.63, А.64 (приложение А).

      1. Промысловая подготовка продукции скважин

        В данном подразделе должны быть изложены основные технико-технологические решения по промысловой подготовке продукции скважин по рекомендуемому варианту освоения месторождения.

        Необходимо дать рекомендации по принципиальной схеме промысловой подготовки УВ, изложить технико-технологическую характеристику основного оборудования, оборудования по регенерации используемых реагентов, потребные объемы реагентов по годам эксплуатации.

        Должны быть определены объемы нефтяного газа и попутной воды, извлекаемых совместно с основной добываемой продукцией из пластов, и указаны способы их утилизации. В необходимых случаях характеристику системы промысловой подготовки УВ необходимо представлять раздельно для акваториальной и сухопутной частей системы промысловой подготовки УВ.

        Допускаются ссылки на ранее приведенные параметры системы промысловой подготовки УВ.

      2. Транспортная система морского добычного комплекса

        1. Для рекомендуемого варианта разработки и обустройства в разделе необходимо представить технико-технологические решения по транспортной системе морского добычного комплекса.

        2. При составлении проектного технологического документа на разработку газового месторождения необходимо изложить технико-технологические решения по рекомендуемой трубопроводной транспортной системе с представлением ее общей схемы (трубопроводы, ингибиторопроводы и др.) и основных технических характеристик (длина, диаметр, тип теплоизоляции и др.).

        3. Должны быть указаны способы прокладки трубопроводов, сроки их сооружения и представлены основные эксплуатационные показатели, характеризующие термогидравлические режимы работы трубопроводов на различных стадиях освоения месторождения.

          В разделе необходимо определить возможные осложнения в работе трубопроводной системы и обосновать комплекс мер по их предупреждению.

        4. При составлении проектного технологического документа на разработку газоконденсатного месторождения дополнительно к изложенным решениям необходимо представить решения по транспортировке, использованию (в качестве топлива) или утилизации газового конденсата (схему и параметры конденсатопроводов, характеристику конденсатохранилища).

        5. При составлении проектного технологического документа на разработку морского нефтяного месторождения необходимо обосновать рекомендуемые системы сбора и отгрузки нефти с морского стационарного сооружения, внутрипромысловую схему сбора скважинной продукции, а также транспортную систему утилизации нефтяного газа.

        6. При составлении проектного технологического документа на разработку нефтегазоконденсатного месторождения наряду с транспортной системой нефти необходимо представлять системы сбора и транспорта газа и газового конденсата.

      1. Программа работ по геолого-геофизической доразведке морского месторождения

        1. Программа работ по геолого-геофизической доразведке морского месторождения должна составляться для решения следующих задач:

  • поиск залежи (залежей) в пластах с благоприятными геологическими условиями залегания УВ;

  • доразведка выявленных залежей УВ с целью уточнения геологического строения и повышения категорийности запасов;

  • уточнение ФЕС коллектора по лабораторным исследованиям образцов пород и геофизическим исследованиям разрезов пород в скважине по материалам новых разведочных скважин;

  • уточнение продуктивности пласта и установление характера ее изменения в процессе разработки залежи по результатам промысловых исследований в добывающих и нагнетательных скважинах;

  • уточнение состава и физико-химических свойств пластовых флюидов;

        1. Рекомендации по поиску новых залежей УВ путем бурения поисково-разведочных скважин должны обосновываться при благоприятных результатах анализа геологических условий залегания УВ с учетом имеющейся информации о региональной нефтегазонасыщенности рассматриваемых отложений в районе, а также при благоприятных результатах сейсмических исследований.

        2. В отдельных случаях следует предусматривать проведение дополнительных сейсмических исследований или проведение региональных геологических исследований.

        3. Обоснование мероприятий по доразведке месторождения следует осуществлять на основе сопоставления эффективности двух направлений: бурения дополнительных разведочных скважин и проведения геофизических исследований. В случае обоснования целесообразности доразведки с помощью бурения разведочных скважин необходимо привести их местоположение, очередность бурения, определить объекты опробования и т.п.

        4. В некоторых случаях задачи доразведки могут быть решены на основе анализа результатов бурения эксплуатационных скважин и фактических показателей разработки. При таком способе доразведки необходимо обосновать объем и структуру исследований по фонду эксплуатационных скважин.

        5. Программа работ по уточнению ФЕС коллектора и его механических свойств по лабораторным исследованиям кернов и ГИС составляется с учетом ранее выполненных исследований как по проектируемому месторождению, так и по месторождениям-аналогам и поставленных задач по разработке месторождений. В случае необходимости программа работ

          оформляется в виде отдельного приложения к проектному технологическому документу на разработку месторождения.

        6. При разработке программы работ по геолого-геофизической доразведке морского месторождения рекомендуется учитывать особенности разведки и геологического моделирования морских месторождений углеводородов, приведенные в приложении В.

      1. Контроль и регулирование процесса разработки морского месторождения

        1. Намечаемые мероприятия по контролю за разработкой залежей морского месторождения должны обеспечивать получение достаточно полной и достоверной информации о процессе дренирования залежей и условиях их эксплуатации.

          Такая информация должна обеспечить решение следующих задач:

  • внесение целесообразных корректив в разработку залежей, включая технологический режим эксплуатации скважин;

  • уточнение геолого-технологических моделей эксплуатационных объектов на основе сопоставления фактических и модельных показателей.

        1. При проектировании системы контроля за разработкой месторождения необходимо на основе анализа параметров его геолого-эксплуатационной характеристики и с учетом фактических показателей за ретроспективный период разработки проектируемого месторождения, а также месторождений-аналогов выявить наиболее вероятные и существенные осложнения, которые могут негативно повлиять на эффективность извлечения УВ из недр, и разработать мероприятия по их предупреждению. Для эффективного и своевременного проведения этих мероприятий необходимо применение высокоточных скважинных информационных систем с дистанционной передачей данных. Такие системы следует устанавливать как на забое, так и на устье скважин.

        2. С учетом конкретной геолого-геофизической характеристики пласта следует оценивать целесообразность проведения сейсмических исследований 4D с целью контроля за движением пластовых вод в газонасыщенную зону пласта. В отдельных случаях возможны рекомендации по бурению специальных наблюдательных скважин для контроля за движением газоводяного или водонефтяного контакта. Особое внимание при решении ряда задач по контролю и регулированию процесса разработки следует уделять применению геолого-технологических моделей. К числу таких задач можно отнести определение степени вовлечения в активную разработку отдельных зон эксплуатационного объекта, распределение текущего пластового давления по площади залежи и в законтурной области и др.

        3. С помощью геолого-технологических моделей целесообразно оценивать эффективность отдельных мероприятий, направленных на регулирование процесса разработки

          путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, бурения резервных скважин и т.п.

        4. Система контроля и регулирования процесса разработки может видоизменяться для различных стадий освоения морского месторождения с учетом накопленной информации за ретроспективный период его эксплуатации.

      1. Оценка рисков и обоснование мероприятий по их снижению

        1. При проектировании разработки морских месторождений УВ необходимо выявить и оценить риски, обусловленные геологическими, технологическими, техническими и экономическими факторами.

        2. Геологический риск должен быть оценен как вероятность возможного отклонения величины балансовых запасов УВ, принятой при составлении проектного технологического документа, от его истинного значения.

        3. Технологический риск рекомендуется оценивать как вероятность отклонения проектного дебита скважин от дебита, который будет достигнут при реализации принятой системы разработки морского месторождения.

        4. Технический риск рекомендуется оценивать как вероятность отклонения проектных величин коэффициента эксплуатации от величин, которые будут реализованы в отдельные годы прогнозируемого периода эксплуатации месторождения.

        5. Экономический риск рекомендуется оценивать как вероятность отклонения показателей эффективности от величин, которые могут быть получены при реализации рекомендуемого варианта разработки и обустройства морского месторождения.

        6. В разделе должны быть приведены и обоснованы мероприятия по снижению указанных выше рисков. К таким мероприятиям могут быть, в частности, отнесены: резервирование фонда скважин, проведение доразведочных работ с использованием современных высокоэффективных методов, а также бурение разведочных скважин в более ранние сроки, ориентация на применение скважинного и промыслового оборудования повышенной надежности с соответствующим резервированием и др.

        7. В разделе следует выполнить предварительную оценку рисков, относящихся к области промышленной безопасности. Соответствующие риски характеризуют потенциальную угрозу жизни и здоровью персонала и жителей прилегающих территорий, экологии и экономических потерь вследствие возможных инцидентов и аварий на производственных объектах. В целом степень детальности выполнения данного исследования должна соответствовать этапу анализа опасности и работоспособности, включающему в себя идентификацию опасностей и предварительную оценку риска согласно РД 03-418-01 [9].

      1. График строительства скважин и объектов производственной инфраструктуры

        1. Для рекомендуемого варианта разработки и обустройства морского месторождения рекомендуется обосновать продолжительность отдельных видов строительно-монтажных работ по основным их направлениям.

          Продолжительность буровых работ определяется для рекомендуемого варианта разработки в соответствии с динамикой строительства и ввода потребного фонда скважин по годам эксплуатации и обоснованной коммерческой и цикловой скоростями их строительства.

        2. Рекомендуется оценивать продолжительность отдельных видов работ в общем цикле строительства скважин. Определение продолжительности строительства скважин следует осуществлять с учетом воздействия на процесс строительства природно-климатических и гидрометеорологических условий в рассматриваемой части акватории.

        3. По основным объектам технологической схемы обустройства месторождения рекомендуемого варианта необходимо оценить продолжительность проектных работ, работ по изготовлению оборудования и его доставке, работ по строительству на акватории и в прибрежных зонах моря и суши. Продолжительность всех основных видов работ по созданию морского промысла рекомендуется представлять в виде графика, например в виде диаграммы Гантта.

        4. На основе анализа продолжительности работ по строительству скважин и объектов обустройства следует сделать заключение о наиболее вероятном начале добычи УВ из месторождения.

      1. Экологическое обоснование проектного технологического документа на разработку морского месторождения

        1. Краткие сведения о проектном технологическом документе

          Данный подраздел должен включать описание предполагаемой деятельности, в том числе задачи документа, описание местоположения, методов и технологий строительства и эксплуатации промысловых объектов, продолжительности и интенсивности их воздействий на элементы природной среды.

        2. Оценка воздействия на окружающую среду

          1. Для определения экологических воздействий работ по разработке морских нефтяных и газовых месторождений, транспортировке нефти и газа и развитию инфраструктуры должны использоваться процедуры ОВОС в соответствии с требованиями действующего законодательства Российской Федерации. Исходные данные для проведения ОВОС могут собираться из имеющихся источников (научной литературы, баз данных и т.д.). Дополнительная информация может быть получена путем полевых исследований по программам мониторинга. В подразделе должны быть изложены результаты комплексного базисного (фонового)

            исследования текущего состояния компонентов окружающей среды (первоочередного мониторинга), проводимого до начала работ с использованием имеющейся информации и включающего, как минимум все пункты наблюдения и параметры, которые предполагается использовать в последующей долгосрочной программе мониторинга.

          2. Фоновые исследования должны включать следующие оценки:

  • существующих выбросов в атмосферу, сбросов в воду и на морское дно, шумовых излучений;

  • физического состояния и возмущения морского дна, пелагической биоты, биологических сообществ на кромке ледяного поля и морского побережья;

  • уровня содержания загрязняющих веществ в донных отложениях и толще воды;

  • уровня содержания загрязняющих веществ и их влияния на живые морские ресурсы, морских птиц и других представителей живой природы, уделяя особое внимание уязвимым стадиям жизненного цикла и районам, являющимся жизненно важной средой обитания;

  • влияния морских нефтегазовых работ на уклад жизни местного населения, доступ к средствам пропитания и их добычу, а также другие виды деятельности;

  • влияния среды на промысловые сооружения.

          1. Основной упор при проведении базисного исследования должен быть сделан на создание полной инвентаризационной описи ресурсов окружающей среды, на которые может оказать воздействие планируемая нефтегазовая деятельность, и определение ресурсов и районов, являющихся особенно уязвимыми на различных стадиях работ.

          2. Методика проведения ОВОС в рамках составления технологических документов по разработке морских месторождений углеводородов должна представлять собой обследование типа скрининга (отсеивающего обследования), которое должно быть достаточно детализированным, позволяющим оценить, может ли предполагаемая морская нефтегазовая деятельность нанести значительное воздействие на природную среду, и включающим рассмотрение вариантов, альтернативных предполагаемой деятельности (включая нулевой вариант), а также всех воздействий на окружающую среду, которые могут оказать базовый и альтернативные варианты, включая рассмотрение кумулятивного влияния других проводимых или планируемых работ, которым подвергаются:

  • люди;

  • флора и фауна;

  • почва и вечная мерзлота;

  • воздух и вода;

  • климат;

  • объекты культурного наследия;

  • ландшафт в целом.

          1. Исследования в рамках проведения ОВОС должны рассматривать следующие воздействия (загрязнение, нарушение равновесия или изменения среды обитания и т.д.):

  • на прибрежное население и уклад жизни (например, традиции добычи и наличие источников пищи);

  • степень готовности к разливам жидких углеводородов в морских и ледовых условиях;

  • зоны ММП и переходные зоны;

  • способность к устойчивому развитию возобновляемых ресурсов;

  • другие области деятельности человека (к примеру, туризм, научные исследования);

  • качество воздуха и воды;

  • порты и береговые приемные сооружения;

  • эрозию и подвижки льда.

      1. Мероприятия по организации охраны окружающей среды

        В данном разделе должны быть описаны методы производства морских работ, которые должны проводиться таким образом, чтобы сохранить живые ресурсы и экосистемы, от которых они зависят, и свести к минимуму неблагоприятные воздействия на них.

      2. Сохранность морских сооружений и охрана недр

        При проектировании разработки морского месторождения должны использоваться наилучшие и безопасные из имеющихся в наличии технологий, применение которых экономически осуществимо и сводит к минимуму влияние на окружающую среду.

        Подраздел должен содержать предварительную программу по буровым растворам, обеспечивающую контроль за скважиной в любое время. Температуры бурового раствора должны поддерживаться таким образом, чтобы свести к минимуму потери тепла в зонах ММП и исключить размораживание, которое может приводить к серьезным проблемам во время бурения.

        Мероприятия по завершению скважин должны предусматривать применение цементов достаточного качества и количества для предотвращения выхода жидкостей из любых пластов в толщу воды или в другой пласт. Особое внимание должно уделяться цементу, нагнетаемому в зоны ММП.

      3. Организация сбора и удаления отходов

        Проектные решения по сбору и удалению отходов должны учитывать практическую достижимость нулевого показателя отходов, наличие необходимой для этого береговой инфраструктуры и вероятность неприемлемого переноса загрязняющих веществ из одной среды в другую.

      4. Вывод месторождения из эксплуатации и восстановление состояния места работ В проекте разработки морских месторождений должны излагаться мероприятия по выводу из эксплуатации промысловых объектов, если в этих сооружениях больше нет необходимости. Вывод из эксплуатации должен учитывать конкретное место работ и конкретные условия. Решение о выводе из эксплуатации должно основываться на научном и практическом опыте и комплексно учитывать соображения, относящиеся к окружающей среде, безо-

пасности, экономике, здоровью и технологии.

Приложение А

(рекомендуемое)


Формы таблиц


Таблица А.1 – Характеристика и параметры продуктивных залежей



Пласт


Тип залежи

Размеры залежи, км × км

Средняя глубина залегания, м

Абсолютная отметка, м (для наклонного средняя)


Высота залежи, м

Средняя глубина моря, м

Расстояние, км


водонефтяного контакта


газонефтяного контакта


газоводяного контакта


до берега

до ближайшего порта


Таблица А.2 – Статистические показатели характеристик неоднородности


Количество скважин, используемых для определения

Коэффициент песчанистости, доли ед.

Коэффициент расчлененности, доли ед.

Характеристика прерывистости

Коэффициент анизотропии пласта, доли ед.

среднее

значение

интервал

изменения

среднее

значение

интервал

изменения


Таблица А.3 – Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов керна*


Индекс пласта (часть

пласта), насыщение, зона

Коэффициент пористости Кп, %

Коэффициент проницаемости Кпр, ×10-3 мкм2

Неснижаемая водонасыщенность Кво, %

Количество скважин по видам анализов, шт.

Эффективная

толщина hэф, м

Количество

анализов, шт.

значение

Эффективная

толщина hэф

Количество анализов, шт.

значение

Эффективная

толщина hэф, м

Количество анализов, шт.

значение

минимальное

максимальное

среднее

минимальное

максимальное

среднее

минимальное

максимальное

среднее


Кп


Кпр


Кво

* Все исследования керна проводятся при идентичных условиях, которые указываются (лабораторные или пластовые).

53

Таблица А.5 – Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)

Таблица А.4 – Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)

СТО Газпром 2-3.7-320-2009



Интервал изменения

Среднее значение

Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.


Наименование

Проницаемость, мкм2

Неснижаемая водонасыщенность. (нефтенасыщенность), доли ед.

Начальная газонасыщенность, доли ед.

Вытесняющий рабочий агент (вода, нефть)

Остаточная газонасыщенность

при вытеснении газа водой (нефтью), доли ед.

Коэффициент вытеснения, доли ед.

для рабочего агента при коэффициенте остаточной газонасыщенности

Значения относительных проницаемостей, доли ед.

для газа при коэффициенте начальной водонасыщенности (нефтенасыщенности)

Интервал изменения

Среднее значение

Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.


Наименование

Фазовая проницаемость по нефти при неснижаемой

водонасыщенности,

Кпр·10-3 мкм2

Неснижаемая водонасыщенность (содержание связанной воды), Sвн, доли ед.

Начальная нефтенасыщенность, (1 – Sвн), доли ед.

Вытесняющий рабочий агент (вода, газ и т.п.)

Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти рабочим агентом, доли ед.

Коэффициент вытеснения, доли ед.

для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности

Значения фазо-

вых проницаемостей, доли ед.

для нефти при коэффициенте начальной водонасыщенности

 

Таблица А.6 – Характеристика коллекторских свойств и нефтегазоносности



Метод определения


Наименование

Коэффициент проницаемости Кпр, мкм2

Коэффициент пористости Кп, доли ед.

Начальная

Насыщенность связанной водой, доли ед.

нефтенасыщенность, доли ед.

газонасыщенность, доли ед.


Лабораторные исследования керна

Количество скважин, шт.

Количество определений, шт.

Среднее значение

Коэффициент вариации, доли ед.

Интервал изменения


Геофизические исследования скважин

Количество скважин, шт.

Количество определений, шт.

Среднее значение

Коэффициент вариации, доли ед.

Интервал изменения


Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин, шт.

Количество определений, шт.

Среднее значение

Коэффициент вариации, доли ед.

Интервал изменения

Принятые при проектировании значения параметров


Таблица А.7 – Результаты гидродинамических исследований скважин



Номер скважины


Дата исследования

Вид исследования

Интервал перфорации, м

Толщина пласта, м

Дебит, м3/сут

Обводненность, %

Рпл, МПа/Рзаб, МПа

Коэффициент продуктивности, м3/сут/МПа

Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут/(МПа·м)

Гидропроводность,

мкм2·см/(мПа·с)

Проницаемость, ×10-3 мкм2

Скинфактор


нефть


газ


вода

S, доли ед.

D, сут/тыс. м3

Пласт 1

Средние значения

Пласт 2

Средние значения

Таблица А.8 – Свойства пластовой нефти пласта месторождения


Наименование параметра

Численные значения

диапазон значений

принятые значения

Пластовое давление, МПа

Пластовая температура, °С

Давление насыщения, МПа

Газосодержание, м3

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3

Р1 = … МПа; t1 = ... °С

Р2 = … МПа; t2 = ... °С

Р3 = … МПа; t3 = ... °С

Р4 = … МПа; t4 = ... °С

Плотность в условиях пласта, кг/м3

Вязкость в условиях пласта, мПа·с

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °C:

при однократном (стандартном) разгазировании

при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С:

при однократном (стандартном) разгазировании

при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании


Таблица А.9 – Физико-химическая характеристика дегазированной нефти месторождения отложения, залежь (горизонт, пласт) (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)


Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20 °С, кг/м3

Вязкость, мПа·с

при 20 °С

при 50 °С

Молярная масса, г/моль

Температура застывания, °С

Массовое содержание, %:

серы

смол силикагелевых

асфальтенов

парафинов

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т:

ванадий

никель

Температура плавления парафина, °С

Температура начала кипения, °С

Окончание таблицы А.9


Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %:

до 100 °С

до 150 °С

до 200 °С

до 250 °С

до 300 °С

Шифр технологической классификации (по государственным стандартам, отраслевым стандартам)


Таблица А.10 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти



Наименование параметра

Пласт (горизонт)

при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях


пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

Молярная концентрация компонентов, %:

сероводород

двуокись углерода

азот + редкие,

в т.ч. гелий

метан

этан

пропан

и-бутан

н-бутан

и-пентан

н-пентан

гексаны

гептаны

октаны

остаток С9+

Молекулярная масса, г/моль

Плотность:

газа, кг/м3

газа относительная (по воздуху), доли ед.

нефти, кг/м3

Таблица А.11 – Свойства газа и конденсата пласта месторождения


Наименование параметра

Численные значения (средние)

1 Газ газовой шапки

Давление пластовое, МПа

Температура пластовая, К

Давление начала конденсации, МПа

Давление максимальной конденсации, МПа

Давление псевдокритическое, МПа

Давление приведенное

Температура псевдокритическая, К

Температура приведенная

Коэффициент сверхсжимаемости (z)

Объемный коэффициент

Плотность в условиях пласта, кг/м3

Вязкость в условиях пласта, мПа·с

Теплоемкость, Дж/°С

Коэффициент Джоуля–Томсона, °С/атм

Содержание конденсата, г/м3:

сырого (нестабильного)

стабильного (дебутанизированного)

2 Стабильный (дебутанизированный) конденсат

Плотность (станд. условия), кг/м3

Вязкость (станд. условия), мПа·с

Молекулярная масса, г/моль

Температура выкипания 90 % объемного конденсата, °С


Таблица А.12 – Компонентный состав газа и конденсата пласта месторождения



Наименование параметра

Газ

Конденсат

Состав пластового газа

сепарации

дегазации

дебутанизации

дебутанизированный (стабильный)


сырой

Молярная концентрация, %:

сероводород

двуокись углерода

азот + редкие,

в том числе гелий

метан

этан

пропан

и-бутан

н-бутан

и-пентан

н-пентан

гексаны

гептаны

октаны

остаток С9+

Окончание таблицы А.12



Наименование параметра

Газ

Конденсат

Состав пластового газа

сепарации

дегазации

дебутанизации

дебутанизированный (стабильный)


сырой

Молекулярная масса, г/моль

Давление Р, МПа

Температура (t), °С

Плотность, кг/м3:

в станд. условиях (0,1 МПа, 20 °С)

в рабочих условиях (при Р, t)

Выход на 1000 кг пластового газа, кг


Таблица А.13 – Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей


Наименование параметров

Горные породы

Пластовые жидкости

коллекторы

вмещающие

нефть

вода

Число исследованных образцов

Средняя плотность, кг/м3

Коэффициент температуропроводности, м2/час

Коэффициент теплопроводности, ккал/(м·час·град)

Удельная теплоемкость, ккал/(кг·град)


Таблица А.14 – Свойства и состав пластовых вод пласта месторождения

(по результатам анализа вод водоносного комплекса)


Наименование параметра

Пласт (горизонт) …

Диапазон изменения

Средние значения

Газосодержание, м33

Плотность воды, кг/м3:

в стандартных условиях

в условиях пласта

Вязкость в условиях пласта, мПа·с

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа×10-4

Объемный коэффициент, доли ед.

Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л):

Na+ + K+

Ca2+

Mg2+

Cl-

HCO -

3

CO 2-

3

SO 2-

4

NH +

4

Br-

J-

В3+

Li+

Sr2+

Окончание таблицы А.14


Наименование параметра

Пласт (горизонт) …

Диапазон изменения

Средние значения

Rb+

Cs+

Общая минерализация, г/л

Водородный показатель, рН

Жесткость общая, мг-экв/л

Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину)

Количество исследованных проб (скважин)


Таблица А.15 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения


Параметры

Залежь

1

2

n

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м

Тип залежи

Тип коллектора

Площадь нефтегазоносности, тыс. м2

Средняя общая толщина, м

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м

Коэффициент пористости, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности нефтяной зоны, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности водонефтяной зоны, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.

Средняя проницаемость по керну, мД

Средняя проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин, мД

Коэффициент песчанистости, доли ед.

Расчлененность, ед.

Начальная пластовая температура, °С

Начальное пластовое давление, МПа

Вязкость нефти в пластовых условиях, сП

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

Абсолютная отметка газоводяного контакта, м

Абсолютная отметка водонефтяного контакта, м

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

Давление насыщения нефти газом, МПа

Газовый фактор, м3

Вязкость воды в пластовых условиях, сП

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

Сжимаемость, 1/МПа·10-4:

нефти

воды

породы

Коэффициент продуктивности, м/(ат·сут)

Коэффициент вытеснения (указать, каким агентом), доли ед.

Таблица А.16 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов газового (газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения


Параметры

Залежь

1

2

n

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м

Тип залежи

Тип коллектора

Площадь газоносности, тыс. м2

Средняя общая толщина, м

Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м

Коэффициент пористости, доли ед.

Коэффициент газонасыщенности пласта, доли ед.

Средняя проницаемость по керну, мД

Средняя проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин, мД

Коэффициент песчанистости, доли ед.

Расчлененность, ед.

Начальная пластовая температура, °С

Начальное пластовое давление, МПа

Вязкость газа в пластовых условиях, сП

Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3

Абсолютная отметка газоводяного контакта, м

Коэффициент сверхсжимаемости газа, доли ед.

Вязкость воды в пластовых условиях, сП

Сжимаемость, 1/МПа·10-4:

воды

породы

Коэффициенты фильтрационного сопротивления:

А, МПа/(тыс. м3/сут)

В, МПа2/(тыс. м3/сут)2

Коэффициент вытеснения (указать, каким агентом), доли ед.


Таблица А.17 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения



Пласт


Зона


Категория запасов

Площадь нефтеносности, тыс. м2

Средняя эффективная

нефтенасыщенная толщина, м

Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3

Коэффициент пористости, доли ед.

Коэффициент нефте-

насыщенности, доли ед.

Пересчетный коэффициент, доли ед.

Плотность нефти, кг/м 3

Начальные геологические запасы нефти, тыс. т

Газовый фактор, м3

Начальные геологические запасы растворенного газа, млн м3

Таблица А.18 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов газа и газового конденсата газового (газоконденсатного, газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения



Пласт


Зона


Категория запасов

Площадь газоносности, тыс. м2

Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м

Объем газонасыщенных пород, тыс. м3

Коэффициент пористости, доли ед.

Коэффициент газонасыщенности, доли ед.

Начальное пластовое давление, МПа


Поправка на температуру

Поправка

на отклонение от закона Бойля – Мариотта

Начальные геологические запасы свободного газа (газоконденсата), млн м3


Таблица А.19 – Состояние запасов нефти нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения на 1.01.… г.


Объекты, месторождение в целом

Начальные запасы нефти

Текущие запасы нефти

принятые ФГУ «ГКЗ»

на государственном балансе


геологические, тыс. т


извлекаемые, тыс. т

текущий коэф-т извлечения нефти, доли ед.

геологические, тыс. т

извлекаемые, тыс. т

коэф-т извлечения нефти С12, доли ед.

геологические, тыс. т

извлекаемые, тыс. т

коэф-т извлечения нефти С12, доли ед.

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1

С2

А + В + С1


С2


1

1

Таблица А.20 – Состояние запасов нефти нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения при коэффициенте извлечения нефти, принятом в проектном технологическом документе


Объекты, месторождение в целом

Начальные геологические запасы нефти, числящиеся на государственном балансе, тыс. т

Принятые при рассмотрении проектного документа на заседании постоянно действующей Комиссии при федеральном органе управления государственным фондом недр и ее территориальных отделениях

Изменение начальных извлекаемых запасов,

± тыс. т


Текущие запасы нефти, тыс. т


коэф-т извлечения нефти, доли ед.


начальные извлекаемые запасы, тыс. т


геологические


извлекаемые

коэф-т извлечения нефти,

доли ед.

А + В + С1


С2


А + В + С1


А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С


С2

А + В + С


С2

Таблица А.21 – Состояние запасов газа газового (газоконденсатного, газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения на 1.01.… г.



Залежь

Принятые ФГУ «ГКЗ»

На государственном балансе

начальные геологические запасы, млн м3

начальные геологические запасы, млн м3

текущие геологические запасы, млн м3

А + В + С1

С2

А + В + С1

С2

А + В + С1

С2

Газ

Всего по месторождению


Таблица А.22 – Состояние запасов конденсата газоконденсатного (газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения на 1.01.… г.



Объект

Принятые ФГУ «ГКЗ»

На государственном балансе

Начальные геологические запасы, тыс. т

Начальные извлекаемые запасы, тыс. т

Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.

Начальные геологические запасы, тыс. т

Начальные извлекаемые запасы, тыс. т

Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.

Текущие извлекаемые запасы, тыс. т

Текущий коэфф-т извлечения конденсата, доли ед.

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

А + В + С1


С2

Всего по месторождению


Таблица А.23 – Фонд скважин Месторождение:

Объект разработки:


разработки, тыс. м

Вариант:



Годы

Вывод скважин из бурения, шт.


Экспл. бурение с начала

Фонд скважин, шт.

Ликвидированные скважины, шт.


всего


добывающих


резервных


контрольных


прочих*


всего

в т.ч. по причинам

с начала разработки

добыв.


обводнения

технического износа

прочим

* Водозаборные и поглощающие скважины, скважины-дублеры, скважины восстанавливаемого фонда и др.

Таблица А.24 – Технологические показатели по отбору газа и воды Месторождение:

Объект разработки:

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции,

% (вес)

Темп отбора

Отбор

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

газа

воды


газа


воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


газа от НБЗ, %


Таблица А.25 – Технологические показатели по отбору газа и воды Месторождение:

Залежь:

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции,

% (вес)

Темп отбора

Отбор

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление, кг/см2

газа

воды


газа


воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


газа от НБЗ, %


Таблица А.26 – Технологические показатели по отбору газа и воды Месторождение:

Куст добывающих скважин…

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность

продукции,

% (вес)

Фонд

добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление*, кг/см2

Забойное давление, кг/см2


Депрессия, кг/см2

Устьевое давление, кг/см2

газа

воды


газа


воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.27 – Фонд скважин Месторождение:

Объект разработки:


Вариант:



Годы

Вывод скважин из бурения, шт.

Экспл. бурение с начала разработки, тыс. м

Фонд скважин, шт.

Ликвидированные скважины, шт.


всего


добывающих


резервных


контрольных


прочих*

с начала разработки


добыв.


нагнет.


всего

в т.ч. по причинам

обводнения

технического износа

прочим

* Водозаборные и поглощающие скважины, скважины-дублеры, скважины восстанавливаемого фонда и др.


Таблица А.28 – Технологические показатели по отбору газа, конденсата и воды Месторождение:

Объект разработки:

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции, % (вес)

Отбор от НБЗ, %


Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

газа

конденсата

воды


газа


конденсата

газа

конденсата

воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


Таблица А.29 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Объект разработки:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Давление, нагнетания, кг/см2

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

Таблица А.30 – Технологические показатели по отбору УВ и воды Месторождение:

Залежь:

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Среднегодовой потенциал С5+, г/м3

Обводненность продукции, % (вес)

Отбор от НБЗ, %

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление, кг/см2

газа

конденсата

воды


газа


конденсата

газа

конденсата

воды

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки


Таблица А.31– Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Залежь:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Среднее забойное давление, кг/см2

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки


Таблица А.32 – Технологические показатели по отбору УВ и воды Месторождение:

Куст добывающих скважин…

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции, % (вес)

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление*, кг/см2

Забойное давление, кг/см2

Депрессия, кг/см2

Устьевое давление, кг/см2

газа

конденсата

воды

газа

конденсата

воды

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.33 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Куст нагнетательных скважин…

Вариант:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Среднее пластовое давление*, кг/см2

Забойное давление, кг/см2

Репрессия, кг/см2


годовой


с начала разработки


годовой


с начала разработки

* В области размещения нагнетательных скважин.


Таблица А.34 – Фонд скважин Месторождение:

Объект разработки:


разработки

Вариант:



Годы

Вывод скважин из бурения, шт.

Экспл. бурение с начала разработ-

ки, тыс. м

Фонд скважин, шт.

Ликвидированные скважины, шт.


всего


добывающих


резервных


контрольных


прочих*

с начала


добыв.


нагнет.

всего

в т. ч. по причинам

обводнения

технического износа

прочим

* Водозаборные и поглощающие скважины, скважины-дублеры, скважины в восстанавливаемого фонда и др.


Таблица А.35 – Технологические показатели по отбору нефти и воды Месторождение:

нефтеизвлече-

Объект разработки:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции, % (вес)

Коэффициент


ния, доли ед.

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

нефти

воды

газа


нефти


воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки

Таблица А.36 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Объект разработки:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Давление, нагнетания, кг/см2

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки


Таблица А.37 – Технологические показатели по отбору нефти и воды Месторождение:

Залежь:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции, % (вес)

Темп отбора нефти от НБЗ, %

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление, кг/см2

нефти

воды

газа


нефти


воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


Таблица А.38 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Залежь:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.


Приемистость, м3/сут

Среднее забойное давление, кг/см2


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


Таблица А.39 – Технологические показатели по отбору нефти и воды Месторождение:

Куст добывающих скважин…

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность продукции, % (вес)

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление*, кг/см2

Забойное давление, кг/см2

Депрессия, кг/см2

нефти

воды

газа


нефти


воды


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки


годовой

с начала разработки

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.40 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Куст нагнетательных скважин…

Вариант:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Среднее пластовое давление*, кг/см2

Забойное давление, кг/см2

Репрессия, кг/см2


годовой


с начала разработки


годовой


с начала разработки

* В области размещения нагнетательных скважин.


Таблица А.41 – Фонд скважин Месторождение:

Объект разработки:


Вариант:



Годы

Вывод скважин из бурения, шт.

Экспл. бурение с начала разработки, тыс. м

Фонд скважин, шт.

Ликвидированные

скважины, шт.


всего


добывающих


резервных


контрольных


прочих*

с начала разработки


добыв.


нагнет.


всего

в т. ч. по причинам


обводнения

технического износа


прочим

* Водозаборные и поглощающие скважины, скважины-дублеры, скважины восстанавливаемого фонда и др.


Таблица А.42 – Технологические показатели по отбору нефти, газа, конденсата и воды Месторождение:

продукции, % (вес)

Объект разработки:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

Фонд добывающих скважин, шт.

Дебит, м3/сут

нефти

конденсата

газа

воды

нефти

конденсата

газа

воды

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с началаразработки

годовой

с начала разработки

Таблица А.43 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Объект разработки:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Давление, нагнетания, кг/см2

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки


Таблица А.44 – Технологические показатели по отбору нефти, газа, конденсата и воды Месторождение:

Залежь:



Годы

Отбор, млн м3

Среднегодовой потенциал С5+, г/м3

Обводненность продукции, % (вес)

Отбор от НБЗ, %

Фонд добывающих скважин

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое давление, кг/см2

нефти

конденсата

газа

воды

нефти

конденсата

газа

нефти

конденсата

газа

воды

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки


Таблица А.45 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Залежь:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Приемистость, м3/сут

Среднее забойное давление, кг/см2

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки


Таблица А.46 – Технологические показатели по отбору нефти, газа, конденсата и воды Месторождение:

Куст добывающих скважин…

продукции, % (вес)

ние, кг/см

Вариант:



Годы

Отбор, млн м3

Обводненность

Фонд добывающих скважин

Дебит, м3/сут

Среднее пластовое

давление*, кг/см2

Забойное давле-

2

Депрессия, кг/см2

Устьевое давление,

кг/см2

нефти

конденсата

газа

воды

нефти

конденсата

газа

воды

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

годовой

с начала разработки

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.47 – Технологические показатели по закачке рабочего агента Месторождение:

Куст нагнетательных скважин…

Вариант:



Годы

Объем закачки, млн м3

Отбор жидкости, млн м3

Фонд нагнетательных скважин

Приемистость, м3/сут

Среднее пластовое давление*, кг/см2

Забойное давление, кг/см2

Репрессия, кг/см2


годовой


с начала разработки


годовой


с начала разработки

* В области размещения нагнетательных скважин.


Таблица А.48 – Структура и динамика строительства объектов обустройства морского добычного комплекса


Морской добычный комплекс

Ед. измер.

Общее количество

Строительство и ввод по годам

1

2

Платформы, ЛБК, ИОС

ВСП

Металлоконструкции

Состав технологического оборудования и характеристики

Состав вспомогательного оборудования

Численность персонала

Опорная часть

Тип опоры и ее характеристики (материалы, вес)

ПДК

Производительность

Количество слотов

Длина и диаметр шлангокабеля и внутрипромысловых трубопроводов

Бурение скважин

Тип буровой установки (полупогружная, самоподъемная, буровое судно)

Количество и тип скважин (эксплуатационные, нагнетательные, резервные, контрольные)

Длина скважин по инструменту

Транспортная система

Количество и вид трубопроводов (газопровод, нефтепровод, конденсатопровод, метанолопровод, трубопровод для закачки воды)

Характеристики трубопроводов (длина, материал, диаметр, толщина стенки, давление на входе/выходе, производительность)

Танкеры (тип)

Водоизмещение

Отгрузочные терминалы

Таблица А.49 – Структура и динамика строительства объектов обустройства берегового комплекса


Береговой комплекс

Ед. измер.

Общее количество

Строительство и ввод по годам

1

2

Основные узлы подготовки (УКПН, УКПГ, УППГ, ДКС, СОГ и др.)

Производительность установок

Мощность и число агрегатов

Бурение скважин с кустовой площадки

Тип и характеристики буровой установки

Количество скважин в кусте

Количество и тип скважин (эксплуатационные, нагнетательные, резервные, контрольные)

Длина скважин по инструменту

Инфраструктура

Состав объектов инфраструктуры

Транспортная система

Количество и вид трубопроводов (газопро-

вод, нефтепровод, конденсатопровод, метанолопровод, трубопровод для закачки воды)

Характеристики трубопроводов (длина, материал, диаметр, толщина стенки, давление на входе/выходе, производительность, тип местности)

Дороги

Категория, протяженность


Таблица А.50 – Вариант №…. Динамика капитальных вложений, млн руб.


Объекты вложений

Годы

Итого за период

1

2

3

Морской комплекс

Скважины

Платформы:

ВСП

Опора

Подводные добычные комплексы

Морские трубопроводы

Танкеры

Терминал морской отгрузки

Другие объекты морского комплекса

Береговой комплекс

Скважины

Дожимная компрессорная станция

Установки подготовки УВ

Реконструкция существующих установок

Сухопутные трубопроводы

Дороги

Другие объекты берегового комплекса

Природоохранные мероприятия

Итого

Таблица А.51 – Вариант №…. Морской комплекс. Динамика текущих затрат по укрупненным статьям, млн руб.


Статьи затрат

Всего

Годы разработки

1

2

3

4

Заработная плата

Обслуживание скважин

Инспекция и обслуживание платформ

Инспекция и обслуживание ПДК

Инспекция и обслуживание трубопроводов

Материально-техническое снабжение

Страхование

Накладные расходы

Итого


Таблица А.52 – Вариант №…. Береговой комплекс. Динамика текущих затрат по укрупненным статьям, млн руб.


Статьи затрат

Всего

Годы разработки

1

2

3

4

Заработная плата

Обслуживание скважин

Инспекция и обслуживание сооружений

Инспекция и обслуживание трубопроводов

Материально-техническое снабжение

Страхование

Накладные расходы

Итого


Таблица А.53 – Вариант №…. Затраты на ликвидацию объектов обустройства, млн руб.


Наименование

Всего

Материалы

Вспомогательные работы

Вывод из эксплуатации

Проектирование и управление проектом

Итого

Таблица А.54 – Вариант №…. Оценка экономической эффективности разработки месторождения на условиях действующей налоговой системы, млн руб.


Показатели

Всего

Годы

1

2

3

4

Товарная нефть, тыс. т

Товарный природный газ, млн м3

Товарный конденсат, тыс. т

Товарный попутный газ, млн м3

Выручка от реализации нефти

Выручка от реализации природного газа

Выручка от реализации конденсата

Выручка от реализации попутного газа

Капитальные вложения,

в том числе:

морской комплекс

береговой комплекс

природоохранные мероприятия

Эксплуатационные расходы,

в том числе:

текущие (производственные) расходы

амортизационные отчисления

налоги и платежи, включенные в себестоимость

НДПИ (нефть)

НДПИ (газ)

НДПИ (конденсат)

ЕСН

налог на имущество

прочие налоги и платежи

НДС

Таможенная пошлина

Балансовая прибыль

Налогооблагаемая прибыль

Налог на прибыль

Чистая прибыль

Платежи при приобретении лицензий

Другие разовые платежи при пользовании недрами

Ликвидационные затраты

Денежный поток

Чистый доход

Норма дисконта, %

Дисконтированный денежный поток

Чистый дисконтированный доход

Внутренняя норма доходности, %

Индекс доходности, доли ед.

Таблица А.55 – Сводные технико-экономические показатели по вариантам освоения месторождения


Показатели

Единицы

измерения

Вариант 1

Вариант 2

Вариант …

Товарная нефть

млн т

Максимальный годовой уровень товарной нефти

млн т

Товарный газ

млрд м3

Максимальный годовой уровень товарного газа

млрд м3

Товарный конденсат

млн т

Товарный попутный газ

млрд м3

Валовая выручка (без учета транспортных расходов)

млн руб.

Транспортные расходы

млн руб.

Капитальные вложения

млн руб.

Текущие расходы

млн руб.

Ликвидационные затраты

млн руб.

Показатели эффективности инвестора

Чистый доход инвестора

млн руб.

Дисконтированный доход инвестора:

при норме дисконта 10 %

млн руб.

при норме дисконта (рассчитанной в соответствии с требованиями технического задания)

млн руб.

Недисконтированный период окупаемости

лет

Дисконтированный период окупаемости, 10 %

лет

Максимальный объем мобилизируемых средств

млн руб.

Внутренняя норма доходности (ВНД)

%

Поступления государству

НДС

млн руб.

Таможенная пошлина

млн руб.

Налог на добычу

млн руб.

Налог на прибыль

млн руб.

Прочие налоги и платежи

млн руб.

Доход государства

млн руб.

Дисконтированный доход государства, при норме

дисконта 10 %

млн руб.

Соотношение чистого дохода инвестора и государства

Доля инвестора

%

Доля государства

%

75

Таблица А.58 – Параметры профиля многозабойной скважины № ___ эксплуатационный

объект _____________________________

Таблица А.57 – Параметры профиля наклонно направленной (горизонтальной) скважины

№__________________ эксплуатационный объект________________

бурового

Таблица А.56 – Основные показатели проводки скважин на месторождении

СТО Газпром 2-3.7-320-2009



«

n1 + 1

n1

1-й боковой ствол: глубина забуривания по стволу ____ м

«

2

1

Основной ствол


№ участка углубления

Глубина забоя участка скважины по вертикали, м

Длина ствола скважины

в конце участка, м

Горизонтальное смещение от устья, м

Азимут горизонтального смещения, град.

Зенитный угол забоя участка, град.


Азимут забоя участка, град.


радиус, м

Параметры искривления участка углубления

интенсивность, град./10 м

«

3

2

1


№ участка углубления

Глубина забоя участка скважины по вертикали, м

Длина ствола скважины в конце участка, м


Длина участка по инструменту, м

Горизонтальное смещение от устья, м

Азимут горизонтального смещения, град.

Зенитный угол забоя участка, град.


Азимут забоя участка, град.


радиус, м

Параметры искривления участка углубления

интенсивность, град./10 м


№ скв.

Название площади

Цель бурения

Глубина скважины, м

Интервал залегания продуктивного пласта, м

Вид профиля (вертик., наклон., гориз.)


диаметр труб, мм


Конструкция скважины


глубина спуска, м

ротор

Интервал бурения разными способами, м

турбо-бур

прочие способы

до продуктивной толщи

Плотность


раствора, кг/м3

для вскрытия продуктивных отложений

Тип буровой установки