3.1. Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:
3.2. В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.
3.3. В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчётных вариантов разработки месторождения.
3.4. Расчётные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объёмами методов повышения нефтеотдачи.
3.5. Технологические показатели разработки рассчитываются с использованием современных математических моделей пластов.
3.6. В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового, которым является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.
3.7. Прогнозными показателями расчётного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий А+В+С1. Технологические показатели зон с запасами категории С2 определяются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ.
На недостаточно изученных участках месторождений размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе. Эти скважины разбуриваются после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений.
3.8. Экономические показатели вариантов разработки месторождения определяются на основе рассчитанных технологических показателей.
Расчеты экономических показателей разработки рекомендуется проводить с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти, поступающих на внешний и внутренний рынки, цены нефти на внешнем и внутреннем рынках, среднерегиональных показателей капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.
Принимается среднеотраслевая цена нефти на внешнем и внутреннем рынках на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в «Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации» на соответствующий период.
Доли нефти, поступающие на внешний и внутренний рынки, определяются по данным экспорта нефти за истекший год, кроме месторождений шельфа, где доля экспортируемой нефти принимается в соответствии с проектными решениями.
Среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат рекомендуется определять при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.
3.9. Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации цен на нефть, газ, газовый конденсат.
В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:
Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.
3.10. Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь проектный срок разработки.
3.11. Выбор рекомендуемого для реализации варианта разработки проводится путем сопоставления технико-экономических показателей вариантов разработки.
В рекомендованном варианте разработки на месторождении могут быть выделены участки для проведения работ по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения. Технологические показатели разработки таких участков рассчитываются на весь проектный период, представляются в проектном документе как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.
3.12. Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин.
Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, даны в приводимой ниже приближенной таблице.
Проектная годовая добыча нефти, млн.т | Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, % |
---|---|
до 0,05 | 40,0 |
от 0,05 до 0,10 | 32,0 |
от 0,1 до 0,5 | 25,0 |
от 0,5 до 1,0 | 19,0 |
от 1,0 до 2,0 | 15,0 |
от 2,0 до 4,0 | 13,0 |
от 4,0 до 8,0 | 11,0 |
от 8,0 и выше | 10,0 |
Более точные значения допустимых отклонений описываются следующей эмпирической зависимостью:
,
где:
- отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, %;
- годовой уровень добычи, тыс.т.
Отклонение уровней добычи для ППЭ и технологических схем ОПР не лимитируется.
3.13. В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).
3.14. При разработке месторождения несколькими недропользователями подготавливается единый проектный технологический документ для месторождения в целом с выделением показателей для каждого недропользователя.