Смекни!
smekni.com

Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (стр. 2 из 38)

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.

4. Техническое задание

39. Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание.

40. В технических заданиях рекомендуется указывать:

- цель составления проектного технологического документа;

- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;

- сведения о ранее выполненных подсчетах запасов и проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;

- год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;

- обязательное применение геолого-фильтрационной модели и постоянное ее уточнение в процессе работ;

- намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку лучших запасов;

- инфраструктура в районе работ;

- источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);

- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

- коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);

- рекомендации по использованию попутно добываемого нефтяного газа;

- требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;

- сроки составления проектного документа.

Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, рекомендуется указывать:

- глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

- возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;