в каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть
РЕГЛАМЕНТ
СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РАЗРАБОТАН ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова (ВНИИ)» с участием рабочей группы специалистов нефтяных предприятий, Минтопэнерго Российской Федерации
ВНЕСЕН Главным управлением разработки и лицензирования месторождений
СОГЛАСОВАН Госгортехнадзором Российской Федерации N 02-35/387 от 03.09.96 г., Роскомнедра 5 августа 1996 г.
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Минтопэнерго Российской Федерации 23.09.96 г.
ВЗАМЕН РД 39-0147035-207-86
ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМЫХ ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ
1. Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.
2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:25000.
3. Сводный геолого-геофизический разрез.
4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.
5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.
6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000.
7. Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.
8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.
9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа, технико-экономических показателей вариантов разработки.
10. Карты текущего состояния разработки объектов.
11. Карты остаточных запасов нефти.
12. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, закачки агентов, обводненности и др.
13. Схемы размещения разведочных и оценочных скважин.
14. Схемы разбуривания объектов разработки, нанесенные на карты нефтенасыщенных толщин.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
Настоящий Регламент определяет структуру и содержание проектных документов на промышленную разработку технологических схем, проектов и уточненных проектов разработки, а также проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки нефтяных и газонефтяных месторождений как при использовании освоенных практикой методов разработки, так и при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов.
Регламент включает общие требования и рекомендации к содержанию технического задания на проектирование, составлению проектных документов, содержанию и оформлению всех составляющих их частей и разделов.
Регламент составлен на базе предыдущего РД-39-0147035-207-86. Положения Регламента основаны на анализе и обобщении отечественного и зарубежного опыта, последних достижений теории и практики разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, на опыте составления проектных документов по действовавшим ранее регламентам, их рассмотрения на ЦКР Минтопэнерго РФ и использования при составлении проектов обустройства месторождений, организации буровых работ, добычи нефти и газа.
При составлении настоящего Регламента учтены закон РФ «О недрах», налоговое законодательство России, оправдавшие себя положения действующих «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», методических и нормативных документов в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, охраны недр и окружающей среды. Положения Регламента предусматривают использование при составлении проектных документов современных достижений трехмерной сейсмики, математического моделирования геологических объектов и процессов их разработки, компьютерных технологий.
Регламент устанавливает применение наиболее прогрессивных технологических процессов и передовой техники, обеспечивающих ускорение научно-технического прогресса на производственных нефтегазодобывающих предприятиях России.
Для соблюдения преемственности в настоящем Регламенте сохранены, по возможности, структура и последовательность текстовой части, формы табличных и графических приложений (с акцентом на специфику газонефтяных залежей), как и в действовавшем ранее РД 39-0147035-207-86.
В связи с переходом народного хозяйства на рыночную экономику по-новому составлены разделы Регламента по экономическому обоснованию проектных решений на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.
Для обеспечения единства методических подходов к решению этих вопросов при составлении проектных документов в настоящий Регламент отдельным документом включена «Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений». Эта методика составлена в соответствии с утвержденными рекомендациями государственных ведомств по оценке эффективности инвестиционных проектов и отбору их для финансирования.
Соблюдение требований и рекомендаций настоящего Регламента обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, занимающихся составлением технологических проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.
Настоящий документ подготовлен по заданию Минтопэнерго РФ и НК «Роснефть» Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова (ВНИИнефть)» с участием ведущих специалистов нефтяных компаний и предприятий, отраслевых НИПИ.
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть
МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
Правила проектирования разработки
Oil and gas-oil fields. Rules for reservoir engineering
Дата введения 2015-01-01
Цели, основные принципы и порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр», ООО «Научно-исследовательский и проектный институт мониторинга природных ресурсов» (ООО «НИПИ МПР»)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации по переписке (протокол от 18 октября 2013 г. N 60-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. N 2049-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32359-2013 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2015 г.
1 Область применения
1.2 Действие настоящего стандарта не распространяется на проекты опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины и пробной эксплуатации единичной разведочной скважины.
1.3 Настоящий стандарт предназначен для применения при составлении, экспертизе и согласовании проектных документов на разработку месторождений.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использована ссылка на следующий межгосударственный стандарт:
ГОСТ 7.32-2001 Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 залежь (углеводородов): Естественное единичное скопление углеводородов в недрах, заполняющее ловушку полностью или частично.
3.2 месторождение (углеводородов): Совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади.
3.4 эксплуатационный объект: Продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые единой сеткой скважин.
4 Сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
5 Общие положения
5.1 Разработку месторождения осуществляют в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом. Вид проектного документа определяют в зависимости от стадии разработки месторождения. По этому документу осуществляют комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки.
5.2 Подготовку проектного документа проводит пользователь недр в соответствии с условиями, определенными лицензией на пользование участком недр и действующим законодательством. Проектные решения должны быть основаны на имеющейся геологической и иной информации о недрах, в том числе на результатах расчетов технологических показателей разработки с применением ЦГМ и ЦФМ.
При составлении проектного документа учитывают:
— современные достижения в области технологии эксплуатации скважин и воздействия на продуктивные пласты;
— результаты анализа разработки месторождения;
— мероприятия по охране недр.
5.4 Исходная информация для составления проектных документов на разработку месторождений:
— данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков;
— требования технического задания на проектирование;
— лицензия на пользование участком недр;
— техническое задание на проектирование;
— составленные ранее проектные документы и протоколы их рассмотрения;
— результаты сейсмических, геофизических и промысловых исследований скважин и пластов;
— результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;
— отчеты по подсчету запасов УВС и результаты их экспертизы;
— ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения;
— результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;
— результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;
— гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетне-мерзлых пород;
— средние фактические по компании за предыдущий год цены и доли реализации углеводородов на внешнем и внутреннем рынках; исходная информация по капитальным и эксплуатационным затратам, подготовленная недропользователем (нефтедобывающим предприятием).
5.5 Предлагаемые в проектном документе решения должны быть направлены на достижение максимально возможного извлечения из пластов углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для государства и пользователя недр.
Положения проектного документа должны обеспечивать выполнение основных требований по рациональному использованию и охране недр, по охране окружающей среды и безопасному ведению работ.
В проектных документах обосновывают следующие положения:
— выделение эксплуатационных объектов;
— системы размещения и плотности сеток скважин, а также уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;
— выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей и др.;
— мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;
— опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;
— мероприятия по обеспечению установленного норматива использования попутного газа;
— требования к конструкции скважин, рекомендации по их проводке, заканчиванию и освоению;
— требования к способам подъема жидкости из скважин;
— рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
— основные требования к системам сбора и подготовки нефти;
— основные требования к системам поддержания пластового давления;
— объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;
— мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;
— опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;
— порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;
— рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
Oil and gas-oil fields. Rules of development
Дата введения 2011-01-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук, Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом имени академика А.П.Крылова, Некоммерческим партнерством «Саморегулируемая организация «Национальная ассоциация по экспертизе недр» (НП «НАЭН»), ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр»
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
1 Область применения
Действие настоящего стандарта не распространяется на разработку газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений, основным компонентом углеводородного сырья которых является газ и газоконденсат. Регулирование разработки этих месторождений осуществляется соответствующими национальными стандартами (нормами, правилами).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.615 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.647 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. Общие положения
ГОСТ Р 53240 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний
ГОСТ Р 53375 Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования
ГОСТ Р 53709 Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования
ГОСТ Р 53710 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки
ГОСТ Р 53712 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 выборочная отработка запасов нефти: Интенсивный отбор нефти на начальных стадиях разработки из наиболее продуктивной (высокодебитной) или легкодоступной части эксплуатационного объекта (объектов), приводящий к разбалансированности реализуемой проектной системы разработки, направленной на максимальное извлечение нефти.
3.2 газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.
3.3 гидравлический разрыв пласта; ГРП: Способ интенсификации работы скважин и повышения извлечения нефти за счет развития естественных или создания искусственных трещин в продуктивной части пласта, вскрытого скважиной, путем создания на забое давления, превышающего предел прочности породы на разрыв.
3.4 гидродинамические исследования скважин и пластов: Комплекс методов определения фильтрационных характеристик пластов-коллекторов и параметров призабойной зоны вскрытого интервала, характеризующих производительность добывающих и нагнетательных скважин.
3.5 доразведка месторождения: Работы по уточнению геологического строения разрабатываемого месторождения.
3.6 заводнение пластов: Закачка в нефтяную залежь воды через специальные нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, повышения извлечения нефти и темпа отбора нефти в соответствии с проектными документами.
3.7 залежь углеводородов: Естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.
3.8 геологические запасы углеводородов: Количество углеводородов (нефти, газа, конденсата) и содержащихся в них сопутствующих компонентов, имеющих промышленное значение, которое находится в недрах в изученных бурением залежах.
3.9 извлекаемые запасы углеводородов: Часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и эффективных технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр.
3.10 категория запасов: Показатель, характеризующий запасы месторождения (залежи) по степени геологической изученности и промышленного освоения.
3.11 конденсат: Природная смесь легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации.
3.12 консервация скважины: Временное прекращение строительства или эксплуатации скважины с ее глушением и герметизацией устья.
3.13 коэффициент вытеснения нефти: Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах.
3.14 коэффициент извлечения нефти; КИН: Отношение извлекаемых запасов нефти к геологическим.
3.15 коэффициент охвата залежи вытеснением: Отношение объема части залежи, где происходит вытеснение нефти, к общему объему залежи.
3.16 ликвидация скважины: Вывод скважины из производственного процесса по техническим, геологическим и технологическим причинам и перевод ее в состояние, обеспечивающее охрану недр, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне ее влияния.
3.17 лицензия на пользование недрами: Документ, удостоверяющий право его владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в нем целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий.
3.18 ловушка нефти (газа): Геологическое тело, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами (покрышка, экран) обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и/или газа.
3.19 нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом.
3.20 газовое месторождение: Месторождение, содержащее только газ.
3.21 газоконденсатное месторождение: Месторождение, в газе которого содержится конденсат.
3.22 газонефтяное месторождение: Месторождение, в котором основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи.
3.23 нефтегазовое месторождение: Месторождение, содержащее газовые залежи с нефтяной оторочкой, в котором нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%.
3.24 нефтегазоконденсатное месторождение: Месторождение, содержащее нефть, газ и конденсат.
3.25 методы увеличения извлечения нефти; МУН: Способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения коэффициента охвата вытеснением.
3.26 мониторинг разработки месторождения: Комплексная система наблюдений за состоянием месторождения для оперативного управления процессом рациональной добычи сырья из эксплуатационных объектов.
3.27 оператор: Предприятие, ведущее разработку месторождения по договору с пользователем недр.
3.28 освоение скважины: Комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивного пласта в скважину и выводу скважины на запланированный режим эксплуатации.
3.29 пласт-коллектор: Горная порода, способная вмещать жидкие и/или газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений.
3.30 пользователь недр: Юридическое или физическое лицо, получившее в установленном порядке лицензию на пользование участком недр с целью поисков, разведки и разработки на нем полезных ископаемых.
(попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.
3.33 природный режим нефтяной залежи: Сочетание природных видов энергии, обеспечивающих перемещение нефти в пластах к забоям скважин.
3.34 продуктивный горизонт: Выдержанный по площади пласт-коллектор (или группа пластов-коллекторов) с единой гидродинамической системой, содержащий подвижные углеводороды в свободной фазе и способный отдавать их в количествах, имеющих промышленное значение.
3.35 промышленное освоение месторождения: Создание необходимой инфраструктуры для добычи и транспортирования нефти и газа и получение нефти из первой скважины эксплуатационной сетки.
3.36 рабочий агент: Флюид (жидкость с различными добавками, пар, газ), закачиваемый в нефтяную залежь для вытеснения нефти и поддержания пластового давления.
3.37 рациональная разработка месторождения: Применение при разработке месторождения комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на обеспечение наиболее полного и экономически целесообразного извлечения из недр запасов нефти и попутных компонентов при соблюдении основных требований по рациональному использованию и охране недр.
3.38 система разработки месторождения: Теоретически обоснованные и практически апробированные способы извлечения углеводородного сырья из месторождения.
3.39 ствол скважины: Пространство от начала (устье) до дна (забой) скважины, ограниченное ее боковой поверхностью (стенка).
3.41 многозабойная скважина: Скважина, имеющая ответвления от основного ствола в виде искривленных дополнительных стволов в пределах продуктивного пласта.
3.42 исполнительная съемка: Геодезические измерения любых строительных конструкций (зданий, сооружений, коммуникаций, котлованов и др.), которые проводятся для проверки точности выполнения проекта строительства.
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть
МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
от 20 сентября 2019 года N 639
(с изменениями на 6 октября 2020 года)
Документ с изменениями, внесенными:
приказом Минприроды России от 7 августа 2020 года N 570 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 30.10.2020, N 0001202010300039);
приказом Минприроды России от 6 октября 2020 года N 772 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 23.11.2020, N 0001202011230033).
— Примечание изготовителя базы данных.
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-I «О недрах» (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.823; 1999, N 7, ст.879; 2000, N 2, ст.141; 2001, N 21, ст.2061; N 33, ст.3429; 2002, N 22, ст.2026; 2003, N 23, ст.2174; 2004, N 27, ст.2711; N 35, ст.3607; 2006, N 17, ст.1778; N 44, ст.4538; 2007, N 27, ст.3213; N 49, ст.6056; 2008, N 18, ст.1941; N 29, ст.3418; N 29, ст.3420; N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; N 29, ст.3601; N 52, ст.6450; 2010, N 21, ст.2527; N 31, ст.4155; 2011, N 15, ст.2018; N 15, ст.2025; N 30, ст.4567; N 30, ст.4570; N 30, ст.4572; N 30, ст.4590; N 48, ст.6732; N 49, ст.7042; N 50, ст.7343; N 50, ст.7359; 2012, N 25, ст.3264; N 31, ст.4322; N 53, ст.7648; 2013, N 19, ст.2312; N 30, ст.4060; N 30, ст.4061; N 52, ст.6961; N 52, ст.6973; 2014, N 26, ст.3377; N 30, ст.4261; N 30, ст.4262; N 48, ст.6647; 2015, N 1, ст.11; N 1, ст.12; N 1, ст.52; N 27, ст.3996; N 29, ст.4350; N 29, ст.4359; 2016, N 15, ст.2066; N 27, ст.4212; 2017, N 31, ст.4737; N 40, ст.5750; 2018, N 23, ст.3229; N 32, ст.5135), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 г. N 1219 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, N 47, ст.6586; 2016, N 2, ст.325; N 25, ст.3811; N 28, ст.4741; N 29, ст.4816; N 38, ст.5564; N 39, ст.5658; N 49, ст.6904; 2017, N 42, ст.6163; 2018, N 26, ст.3866; N 27, ст.4077; N 30, ст.4735; N 45, ст.6949; N 46, ст.7056; N 52, ст.8274; 2019, N 19, ст.2301; N 24, ст.3095; N 29, ст.4027; N 32, ст.4723), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст.2669; 2006, N 25, ст.2723; 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 38, ст.4489; 2010, N 26, ст.3350; 2011, N 14, ст.1935; 2013, N 10, ст.1027; N 28, ст.3832; N 45, ст.5822; 2014, N 2, ст.123; N 9, ст.922; 2015, N 2, ст.491; 2016, N 2, ст.325; N 2, ст.351; N 13, ст.1829; N 28, ст.4741; N 29, ст.4816),
2. Признать утратившими силу:
3. Установить, что положения главы III «Требования к оформлению проектной документации» Требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Минприроды России от 8 июля 2010 г. N 254 (зарегистрирован в Минюсте России 17 сентября 2010 г., регистрационный N 18468), не применяются к проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, предусмотренной настоящими Правилами.
Исполняющий обязанности
Министра природных
ресурсов и экологии
Российской Федерации
Д.Г.Храмов
в Министерстве юстиции
2 октября 2019 года,
регистрационный N 56103
УТВЕРЖДЕНЫ
приказом
Минприроды России
от 20 сентября 2019 года N 639
Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья
(с изменениями на 6 октября 2020 года)
I. Общие положения
1.3. Настоящие Правила распространяются на проекты пробной эксплуатации месторождений (залежей), технологические схемы разработки, технологические проекты разработки и дополнения к ним.
II. Общие требования к подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья
2.2. Проектные решения основываются на имеющейся у недропользователя геологической информации о недрах, на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки месторождений.
2.3. Исходная информация для составления ПТД на разработку месторождений:
а) лицензия на пользование недрами и условия пользования участком недр;
б) техническое задание на проектирование;
г) результаты сейсмических, геофизических, гидродинамических (газодинамических) и промысловых исследований скважин и пластов;
д) данные бурения всех категорий скважин;
з) результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;
и) результаты промысловых испытаний различных технологий воздействия на пласт;
к) гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетнемерзлых пород;
л) информация для проведения технико-экономических расчетов, в том числе: калькуляция себестоимости добычи УВС с выделением статей по направлениям затрат (на дату начала расчетов) с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати), справка о средней стоимости работ по бурению скважин (вертикальных скважин, горизонтальных скважин, боковых горизонтальных стволов, боковых стволов), промысловому обустройству, применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов (включая гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны), изоляционным работам (включая ремонтно-изоляционные работы, ликвидация заколонных перетоков) с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати);
III. Технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья
3.1. Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи):
3.1.1. ППЭ и ДППЭ составляются на стадии разведки для месторождения (залежи) с целью получения информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, в том числе с использованием различных технологий интенсификации добычи УВС, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленной разработке.
3.1.2. ППЭ или ДППЭ для крупных и уникальных месторождений могут составляться по части месторождения (залежи) в пределах отдельного лицензионного участка, при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков в пределах одного месторождения.
3.1.4. ППЭ утверждается на следующие сроки, начиная с года начала его реализации:
Сроки пробной эксплуатации месторождения (залежи), в случае необходимости проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии разработки, могут быть дополнительно продлены на срок, не превышающий три года, путем подготовки и согласования ДППЭ в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118.
Прогнозные годы в ППЭ и ДППЭ нумеруются порядковыми числительными, начиная с первого года. Первым прогнозным годом считается год, в котором будет начата добыча УВС согласно данному ППЭ или ДППЭ.
3.1.5. ППЭ или ДППЭ могут представляться недропользователем в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69, и для согласования ППЭ в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 N 118, как отдельно, так и одновременно с документами и материалами по оперативному изменению состояния запасов углеводородного сырья по результатам геолого-разведочных работ и переоценки этих запасов. Одновременно с ППЭ или ДППЭ в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами «ж» (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и «л» пункта 2.3 настоящих Правил.
3.1.6. В ППЭ и ДППЭ представляется один вариант разработки с вовлечением запасов категории С1 + С2 для перспективного планирования обустройства месторождения, объемов буровых и строительных работ. Для этого варианта рассчитываются технико-экономические показатели до конца расчетного периода.
3.1.7. ППЭ и ДППЭ должны включать программу научно-исследовательских работ и доразведки месторождения, обеспечивающую получение всей необходимой информации для выполнения подсчета запасов и составления ТСР. По результатам реализации программы проводятся исследования и устанавливаются данные:
а) литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и разрезу;
б) наличие и характер тектонических нарушений;
в) гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежи, форма и размеры залежи;
г) общая эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтегазоносности;