Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ".
3. Общее содержание проектных технологических документов
24. 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.
25. В проектный технологический документ рекомендуется включать
несколько расчетных вариантов разработки месторождения.
26. Расчетные варианты различаются выбором эксплуатационных
объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами
и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации,
набором и объемами методов повышения отдачи пластов и интенсификации
дебитов скважин.
27. Технологические показатели расчетных вариантов прогнозируются
в проектах с использованием современных математических моделей
пластов.
28. В проектных технологических документах один вариант
рассматривается в качестве базового. Им в большинстве случаев
рекомендуется признавать вариант по последнему проектному документу с
учетом изменения величины запасов углеводородов.
29. Прогнозными показателями расчетного варианта считаются
технологические показатели разработки зон с запасами категорий A, B,
C1. Технологические показатели зон с запасами категории C2
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.
Фонд этих скважин разбуривается после получения дополнительной
информации о строении продуктивных отложений.
30. Экономические показатели вариантов разработки месторождения
рекомендуется определять 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.
Среднеотраслевую цену нефти на внешнем и внутреннем рынках
рекомендуется определять 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,
рекомендуется определять по данным экспорта нефти за истекший год,
кроме месторождений континентального шельфа Российской Федерации, 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.
31. Обоснование экономических показателей систем разработки
месторождений континентального шельфа Российской Федерации
рекомендуется проводить с учетом специфики этих работ и анализом
возможностей использования оборотного капитала.
32. 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.
33. Прогнозирование и сопоставление технико-экономических
показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь
проектный срок разработки.
34. Рекомендуемый вариант разработки месторождения рекомендуется
находить суммированием рекомендуемых вариантов разработки его
эксплуатационных объектов. Эти варианты определяются на основе
технико-экономических показателей разработки зон эксплуатационного
объекта с запасами категорий A, B, C1.
В авторском надзоре при увеличении запасов категории C1,
полученном при разбуривании проектного фонда скважин, на участки
расширения запасов категории C1, оцениваемых в установленном порядке,
могут быть распространены системы разработки, обоснованные ранее для
зон с запасами категорий A, B, C1.
Общие затраты на обустройство месторождения рекомендуется
определять согласно максимальным проектным уровням добычи нефти и
жидкости по месторождению.
35. Выбор рекомендуемого 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. Технико-экономические 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.
36. Повышение точности прогноза технологических показателей
разработки достигается, как правило, их корректировкой в авторских
надзорах.
Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте
разработки месторождения могут отличаться от проектных величин по
следующим причинам:
- неточность подсчета запасов нефти в недрах и определения
геолого-физических параметров пластов;
- погрешности геологического и гидродинамического моделирования;
- невозможность точной оценки эффективности применяемых методов
воздействия на пласты;
- отличия от запланированных проектом темпов разбуривания
месторождения эксплуатационными скважинами.
Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от
проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть
предусмотрены в проектных технологических документах, даны в
приводимой ниже таблице.
------------------------------------------------------------------
|Проектная годовая добыча нефти, | Допустимое отклонение |
| млн. т | фактической годовой добычи |
| | нефти от проектной, % |
|--------------------------------|-------------------------------|
| до 0,025 | 50,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 0,025 до 0,05 | 40,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 0,05 до 0,10 | 30,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 0,1 до 1,0 | 27,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 1,0 до 5,0 | 20,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 5,0 до 10,0 | 15,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 10,0 до 15,0 | 12,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 15,0 до 20,0 | 10,0 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 20,0 до 25,0 | 8,5 |
|--------------------------------|-------------------------------|
| от 25,0 до 30,0 | 7,5 |
------------------------------------------------------------------
Уровни добычи для проектов пробной эксплуатации устанавливаются в
соответствии с фактически достигаемыми.
37. В проектных технологических документах рекомендуется
обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию
(кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).
38. При разработке месторождения несколькими недропользователями,
как правило, подготавливается единый технологический документ для
месторождения в целом.
|
Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ".