Содержание

3. Общее содержание проектных технологических документов

3.1. Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:

  • передовой отечественный и зарубежный опыт;
  • современные достижения науки и техники;
  • практику разработки месторождений;
  • современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

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:

  • дисконтированный поток денежной наличности;
  • индекс доходности;
  • внутреннюю норму возврата капитальных вложений;
  • период окупаемости капитальных вложений;
  • капитальные вложения на освоение месторождения;
  • эксплуатационные затраты на добычу нефти;
  • доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

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:
y=41-15,3ln(x),
где:
y - отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, %;
x - 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.

...Раздел 2. Назад. | Содержание | Раздел 4. Далее...

 
рд/приказ_мпр_рф_61/раздел_3.txt · Последние изменения: 2011/01/30 22:09 (внешнее изменение)