Основной закон, регулирующий деятельность предприятий в области недропользования. Проектные документы

1.

Основной закон,
регулирующий
деятельность
предприятий в области
недропользования.
Проектные документы.

2.

Литература и нормативные ссылки
1. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/
месторождений/
Миннефтепром.. - М., 1987.
Миннефтепром
2. Регламент составления проектных технологических документов на
разработку нефтяных и газонефтяных месторождений:
месторождений: РД 153
153--3939-007007-96 / М.: 1996.
3. Месторождения нефтяные и газонефтяные
газонефтяные.. Правила проектирования
разработки:: Проект Национального стандарта РФ
разработки
РФ.. Дата публикации 15.06.07.
4. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений.
месторождений. Приложение к приказу МПР России от
21.03.2007 г. № 61.
5. Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395 «О
«О недрах
недрах».».
6. Закон от 27 декабря 2002 г. №184
184--ФЗ «О техническом регулировании».
регулировании».
7. Положение о Федеральном агентстве по недропользованию
недропользованию,, утвержденным
Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г.
№294.
8. Приказ Федерального агентства по недропользованию от 15.08.2005 г. №877 «О
«О
центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых»
ископаемых»
9. Приказ Федерального агентства по недропользованию от 28.10.2005 г. №1107 «О
«О
территориальных отделениях Центральной комиссии по разработке
месторождений полезных ископаемых».
ископаемых».

3.

n
n
n
Основным законом, регулирующим деятельность
предприятий в области недропользования, является
Закон Российской Федерации «О недрах».
Закон «О недрах» был принят в феврале 1992 г., в
последующем в него вносились поправки (последние
- в апреле 2011 г.).
Закон регулирует отношения, возникающие в
процессе изучения, использования и охраны недр
территории Российской Федерации, ее
континентального шельфа и морской
исключительной экономической зоны, а также
отходов горнодобывающего и связанных с ним
перерабатывающих производств, торфа, сапропелей
и иных специфических минеральных ресурсов.

4.

n
n
Недра - это часть земной коры, расположенной ниже
почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до
глубин, доступных для геологического изучения и
освоения.
Используемые участки и неиспользуемые части недр
в пределах государственных границ Российской
Федерации составляют Государственный фонд недр,
распоряжение которым осуществляется в интересах
народов Российской Федерации. В Законе определена
компетенция Российской Федерации, ее субъектов и
муниципальных образований в сфере регулирования
отношений недропользования.

5.

n
Пользователями недр (за исключением
использования для добычи радиоактивного
сырья) могут быть субъекты
предпринимательской деятельности
независимо от форм собственности, в том
числе юридические лица и граждане других
государств, если иное не предусмотрено
законодательными актами Российской
Федерации. Недра предоставляются в
пользование на основании лицензии на
определенный срок (от 5 до 25 лет - в
зависимости от вида пользования) или без
ограничения срока. В Законе определены
основа­ния прекращения этого права.

6.

n
n
n
Пользование недрами является платным (за
исключением случаев освобождения от платы
отдельных категорий пользователей). Система
платежей включает в себя: платежи за право на
пользование
недрами, отчисления на воспроизводство
минерально-сырьевой базы, сбор за выдачу
лицензий; акцизный сбор, платежи за пользование
акваторией и участками морского дна. Кроме того,
пользователи недр уплачивают налоги, сборы и
другие платежи, предусмотренные
законодательством: за землю, за геологическую
информацию и т. д.
Закон содержит правовые и экономические основы
комплексного рационального использования и
охраны недр. За его нарушение предусматривается
уголовная и административная ответственность.

7.

Некоторые термины и определения
1 боковой ствол - гидравлический канал связи между внутренним
пространством эксплуатационной колонны и удаленной зоной
области фильтрации добывающей скважины, проведенный из
существующей скважины для увеличения нефтеизвлечения и
интенсификации отбора нефти из застойных и/или
слабодренируемых зон;
2 ввод месторождения в промышленную разработку – получение
первой тонны нефти из добывающей скважины в соответствии с
утвержденными проектными документами по разработке и
обустройству месторождения;
3 водогазовое воздействие – закачка в нефтяной пласт воды и газа
(углекислого, углеводородного или других) для поддержания
пластового давления, повышения нефтеотдачи и темпов отбора
нефти;
4 вторичное вскрытие – создание каналов гидравлической связи
между внутренним пространством эксплуатационной колонны и
внешней границей прискважинной зоны области фильтрации
скважины;
5 газ газовых шапок – природный углеводородный газ нефтегазовых
(газонефтяных) залежей, находящихся в газовой фазе над нефтью в
равновесном состоянии;

8.

6 газовая шапка – часть газонефтяной, нефтегазовой залежи, занятая
газом;
7 газовый фактор нефти – количество растворенного газа (в
стандартных м3), извлеченного вместе с одной тонной нефти,
доведенной до товарных кондиций при сложившихся (или
проектируемых) условиях сбора и подготовки продукции скважин на
месторождении;
8 газонефтяное месторождение – месторождение углеводородов, в
котором основные части залежей нефтяные, а газовые шапки не
превышают по объему условного топлива нефтяную часть
месторождения;
9 газ попутный – газ, добываемый из газонефтяной (нефтегазовой)
залежи и представляющий собой смесь газа газовой шапки и
растворенного в нефти газа;
10 газ, растворенный в нефти – газ, находящийся в нефти нефтяных,
газонефтяных и нефтегазовых залежей в растворенном состоянии и
выделяющийся из нее при снижении давления ниже давления
насыщения;
11 геологическая модель – реализованный и хранящийся в электронном
виде аналог какого-либо месторождения (объекта), представляющий
продуктивные пласты и вмещающую их геологическую среду в виде
набора цифр;

9.

12 геологические запасы – количество нефти, горючих газов и
содержащихся в них попутных компонентов, которое находится в
залежах, изученных бурением;
13 геолого-фильтрационная модель – комплексная цифровая модель,
созданная на основе количественных геологических и фильтрационных
характеристик продуктивных пластов для изучения и проектирования
разработки месторождения;
14 извлекаемые запасы – часть геологических запасов, извлечение
которых из недр экономически эффективно в условиях конкурентного
рынка при рациональном использовании современных технических
средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране
недр и окружающей среды;
15 капитальные вложения - затраты на создание и приобретение
основных средств труда стоимостью не менее определенного лимита для
получения прибыли в будущем, служащих длительное время и
сохраняющих на протяжении всего периода службы свою натуральновещественную форму (объекты нефтепромыслового обустройства, новые
скважины всех видов);
16 конденсат (стабильный) – смесь конденсатообр-х компонентов,
входящих в состав газа газовых шапок, которая состоит из
углеводородов группы С5+ с возможным присутствием других
компонентов (смол, асфальтенов, серосодержащих соединений и т.д.);
17 контрольные скважины - скважины наблюдательные,
пъезометрические;

10.

18 коэффициент извлечения нефти (КИН) – отношение извлекаемых
запасов нефти к ее геологическим запасам;
19 коэффициент извлечения газа – отношение извлекаемых запасов
газа к его геологическим запасам;
20 коэффициент извлечения конденсата – отношение извлекаемых
запасов конденсата к его геологическим запасам;
21 коэффициент продуктивности – количество нефти или газа, которое
может быть добыто из скважины за сутки при изменении депрессии
давления на ее забое на 0,1 МПа;
22 методы увеличения нефтеотдачи – способы (технологии) воздействия
на продуктивные пласты с целью снижения остаточной
нефтенасыщенности (остаточной газонасыщенности) путем изменения
физико-химических свойств пород, флюидов и фильтрационных
потоков от нагнетательных скважин к добывающим;
23 многозабойная горизонтальная скважина – разновидность
многозабойной скважины, в которой ответвления в продуктивном
пласте бурятся из необсаженной части горизонтального участка
основного ствола;
24 многоствольная скважина – скважина, в которой из обсаженной
основной вертикальной, наклонно-направленной или горизонтальной
скважины пробурены боковые стволы, в том числе с горизонтальными
участками;

11.

25 многоствольно-разветвленная скважина – многоствольная скважина,
в которой из необсаженных участков боковых стволов пробурены в
продуктивном пласте необсаженные ответвления;
26 нефтегазовое месторождение – месторождение углеводородов, в
котором нефтяная часть составляет по объему менее 50%;
27 нефть пластовая – залегающая в недрах земли природная
жидкая смесь углеводородов различных групп с примесью других
соединений, содержащая растворенный газ;
28 область фильтрации добывающей скважины – гидродинамически
изолированный участок эксплуатационного объекта, в котором
флюиды дренируются в добывающую скважину от внешних
гидродинамически изолированных границ участка (контуров питания);
29 потенциальное содержание стабильного конденсата в газе газовых
шапок – отношение углеводородов С5+ в см3 или в г на м3
«сухого»газа, т.е. газа, лишенного углеводородов С5+ ;
30 прискважинная зона области фильтрации - часть радиальной
области фильтрации, непосредственно примыкающая к
стенкам скважины. Ее внешняя граница удалена от последних на
расстояние до нескольких метров;
31 радиальная зона области фильтрации - часть области
фильтрации добывающей скважины с радиальным дренированием
флюидов, внешние границы которой в зависимости от
плотности сетки скважин в системе разработки удалены от
стенок скважины на 20-100 м;

12.

32 режим истощения залежи – разработка нефтяной, газонефтяной
и нефтегазовой залежи с использованием природных видов
энергии (режимов): упругого, гравитационного,
упруговодонапорного, упругогазонапорного и растворенного
газа;
33 рекомендуемый вариант разработки - наилучший по заданным
критериям вариант разработки эксплуатационного объекта
(месторождения) из числа рассмотренных расчетных вариантов;
34 скважина – цилиндрическая горная выработка, обсаженная
зацементированной колонной, соединяющая залежь с земной
поверхностью и предназначенная либо для доставки из
продуктивных отложений нефти, газа и воды на поверхность
земли, либо для нагнетания в них воды, теплоносителей, газа,
воздуха, физико-химических композиций и др.;
35 удаленная зона области фильтрации – часть области
фильтрации добывающей скважины, расположенная между
контурами питания и внешней границей ее радиальной зоны;
36 фильтрационная модель – совокупность числовых параметров,
характеризующих моделируемое месторождение, управляющие
воздействия на него в процессе разработки и основные
закономерности фильтрации пластовых флюидов под влиянием
этих воздействий;

13.

37 фильтрационно-емкостные свойства –
способность горной породы аккумулировать и
фильтровать пластовые флюиды (нефть, газ, воду);
38 эксплуатационные затраты – обусловленные
технологией и организацией производства расходы,
непосредственно связанные с производством
продукции, выполнением работ, оказанием услуг,
включая затраты на увеличение нефтеотдачи
пластов и дебитов скважин, целиком переносящих
свою стоимость на стоимость вновь созданной
продукции;
39 эксплуатационный объект (объект разработки)
– продуктивный пласт или группа пластов,
разрабатываемые единой сеткой скважин;
40 эксплуатационный фонд скважин – сумма
действующих, бездействующих, осваиваемых и
ожидающих освоения скважин.

14.

Согласно статье 23.2 Закона Российской Федерации «О
недрах» разработка месторождений полезных ископаемых
осуществляется в соответствии с проектными документами.
Ввод месторождения в промышленную разработку без
проектного документа запрещается.
Условия и порядок ввода месторождений (залежей)
определяются "Правилами разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений".
Предлагаемые в проектном документе решения должны
быть направлены на достижение максимально возможного
экономически целесообразного извлечения из пластов и
использование нефти, попутного газа, конденсата и
содержащихся в них сопутствующих компонентов,
обеспечивать выполнение обязательств недропользователя
в соответствии с условиями лицензии (договора) на право
пользования участком недр при соблюдении требований по
геологическому изучению, рациональному использованию и
охране недр и окружающей среды, правил ведения горных
работ.

15.

Лицензия и Лицензионное соглашение
• Лицензия на право пользования недрами выдается Комитетом
Госкомнедра совместно с соответствующими управлениями
субъектов РФ по согласованию Минтопэнерго РФ (по
конкурсу). При выдаче лицензии составляется Лицензионное
соглашение об условиях геологического изучения и добычи
нефти.
• В Лицензионном соглашении указываются основные объекты
разработки и запасы их, основные права и обязанности
недропользователя и условия пользования недрами:
- сроки ввода месторождения в разработку;
- задачи в области геологического изучения (переинтерпретация
материалов ГИС и сейсморазведки; составление ПДМ;
геологическое изучение недр и пересчет и утверждение
запасов);
- задачи в области добычи нефти: составление проектных
документов, уровень конечного КИН;
- налоги и платежи и др.

16.

Проект промышленной разведки
• После получения лицензии по заданию недропользователя
геологоразведочные предприятия совместно с НИИ по разработке нефтяных
месторождений составляют проект промышленной разведки месторождения
(ППР).
• Цель промышленной разведки - подготовка исходных (геологопромысловых) данных для подсчета запасов нефти и газа и проектирования
разработки. ППР утверждается территориальным геологическим
управлением, нефтедобывающей компанией, Минтопэнерго. В ППР:
- обосновываются этажи разведки и очередность бурения разведочных
скважин;
- приводятся исходные геолого-промысловые данные для подсчета запасов
нефти, предварительные сведения о начальной температуре и пластовом
давлении;
- выполняется анализ результатов опробования, эксплуатации и
гидродинамических исследований скважин, физико-химических
исследований свойств нефти, газа и воды;
- обосновывается целесообразность пробной эксплуатации в процессе
промышленной разведки; продолжительность, режимы и способы
эксплуатации скважин;
- решаются вопросы техники добычи и временного обустройства скважин.

17.

Отчет по подсчету запасов. ТЭО
КИН
• В отчете по подсчету запасов запасы нефти и
газа определяют раздельно для каждой залежи
(горизонта, участка) и по месторождению в
целом с разделением чисто-нефтяных,
водонефтяных, газонефтяных зон и по
категории запасов.
• Отдельно составляется отчет ТЭО КИН.
Документы по подсчету запасов утверждаются
на ГКЗ РФ или на ЦКЗ Госкомнедра.

18.

Проект пробной эксплуатации (ППЭ)
Под ППЭ разведочных скважин понимается комплекс работ,
проводимых в целях уточнения добывных возможностей
скважин, состава и физико-химических свойств пластовых
жидкостей, эксплуатационной характеристики пластов.
Пробная эксплуатация разведочных скважин осуществляется по
индивидуальным планам и программам, согласованным с
местными органами гостехнадзора РФ.
ППЭ составляется и утверждается для месторождений, разведка
которых не закончена, или закончена, но имеющиеся исходные
данные недостаточны для составления «Технологической схемы
разработки».
Исходной информацией для составления ППЭ служат данные
разведки месторождения, полученные в результате
исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации
отдельных разведочных скважин.
В ППЭ обосновывается:
а) предварительная геолого-промысловая модель месторождения;
б) перечень вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

19.

в) размещение опережающих добывающих и нагнетательных скважин,
проектируемых к бурению в пределах контура нефтеносности с
запасами категории С1;
г) комплекс детальных ГИС, направленных на уточнение геологического
строения и структурного плана, границ залежи;
д) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых исследований
скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов,
е) ожидаемые фонд скважин, максимальные уровни добычи нефти,
жидкости, закачки воды.
Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений на срок до 3
лет, если объема исходных данных недостаточно для составления
технологической схемы разработки.
Таким образом, задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров
для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения
геологической модели месторождения, обоснование режима работы
залежей и оценка перспектив развития добычи.
Особое место в ППЭ отводится программе проведения исследовательских
работ.
В качестве проекта пробной эксплуатации месторождения может применяться
технологическая схема опытно-промышленной разработки. При наличии
информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских
свойствах пластов, достаточной для составления технологической
схемы или проекта разработки в качестве первого проектного
документа, проект пробной эксплуатации не составляется.

20.

Согласно «Правил проектирования разработки (Проект Национального
стандарта РФ)» проектными документами на разработку месторождений
являются:
• технологическая схема опытно-промышленной разработки;
• дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки;
• технологическая схема разработки;
• дополнение к технологической схеме разработки;
• проект разработки;
• дополнение к проекту разработки;
• авторский надзор за реализацией проектных документов.
Проектные документы на разработку месторождений составляются по
заданию недропользователей специализированными НИИ и проектными
организациями с учетом требований технических заданий, составленных в
соответствии с положениями лицензионных соглашений (договоров на право
пользования участками недр), согласованных в установленном порядке с
органами государственного горного надзора и уполномоченными органами
управления государственным фондом недр, на основе данных запасов
полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или
находящихся на государственном балансе на дату составления проектного
документа, и утверждаются руководителями организаций-исполнителей
работ.

21.

• Технологическая схема опытно-промышленной разработки –
первый проектный документ. Его задачами являются:
- уточнение геологического строения и параметров залежей;
- выделение эксплуатационных объектов и составление их
первых геологических и фильтрационных моделей;
- оценка добывных возможностей эксплуатационных объектов на
локальных участках путем проведения на них опытнопромышленных работ;
- определение перспектив добычи углеводородов;
- обоснование перспектив использования попутного газа и других
сопутствующих компонентов;
- доразведка лицензионного участка и месторождения;
- оценка эффективности техники и технологии строительства
скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов
повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин.
• Технологическая схема опытно-промышленной разработки
служит основанием для своевременного оформления
разрешительных документов на право ведения разработки на
лицензионном участке недр, проектирования и строительства
объектов промыслового обустройства.

22.

Технологические схемы опытнопромышленных работ рекомендуется
составлять для залежей или участков,
находящихся на любой стадии
разработки, с целью проведения
промышленных испытаний новой для
данных геолого-физических условий
системы или технологии разработки.
Срок действия технологических схем
опытно-промышленных работ – до 7 лет.

23.

Дополнения к технологической схеме опытнопромышленной разработки выполняются в
следующих случаях:
• существенное изменение представлений о
геологическом строении эксплуатационных
объектов, залежей и пластов в процессе их
разбуривания и разработки;
• необходимость совершенствования
запроектированных систем размещения и
плотностей сеток скважин;
• необходимость совершенствования реализуемой
технологии воздействия на продуктивные пласты.

24.

Задачами технологической схемы разработки
являются:
• обоснование рациональной системы разработки
месторождения с возможно максимальным
вовлечением в хозяйственный оборот разведанных
запасов углеводородов;
• оценка эффективности нефтеизвлечения из
эксплуатационных объектов;
• уточнение геологического строения и параметров
залежей;
• обоснование решений и технологий,
обеспечивающих использование попутного газа в
объеме не менее 95%;
• обоснование рационального комплекса
мероприятий по повышению коэффициентов
извлечения углеводородов гидродинамическими,
физико-химическими и другими методами.

25.

• Технологическая схема разработки
является основным проектным
технологическим документом,
определяющим систему промышленной
разработки месторождения на период его
разбуривания основным эксплуатационным
фондом скважин.
• Коэффициенты извлечения УВС,
обоснованные при государственной
экспертизе и постановке извлекаемых запасов
на баланс, подлежат дальнейшему уточнению
в технологических схемах, проектах и
дополнениях к ним.

26.

Дополнения к технологической схеме
составляются в следующих случаях:
• существенное изменение представлений о
геологическом строении эксплутационных объектов
и запасов углеводородов в процессе их разбуривания
и разработки;
• существенное изменение экономических условий
разработки по сравнению с принятыми в ранее
утвержденных проектных документах;
• необходимость изменения существующих и
открытие новых эксплуатационных объектов;
• необходимость совершенствования
запроектированных систем размещения и
плотностей сеток скважин;
• необходимость совершенствования реализуемой
технологии воздействия на продуктивные пласты.

27.

Проект разработки месторождения является основным
документом, по которому осуществляется комплекс
технологических и технических мероприятий по извлечению
нефти и газа из недр, контролю процесса разработки:
• обосновывается с применением геолого-технологических
моделей эксплуатационных объектов
комплекс технологических и технических мероприятий по
совершенствованию извлечения углеводородов из недр;
• реализуется контроль за процессом разработки;
• исследуются возможности вовлечения в хозяйственный
оборот трудноизвлекаемых запасов углеводородов
месторождения;
• предусматривается комплекс мероприятий, направленных на
достижение максимально возможных экономически
целесообразных коэффициентов извлечения углеводородов из
недр и использование попутного газа в объеме не менее 95 %.
Дополнение к проекту разработки является документом, в
котором исследуется эффективность и целесообразность
применения на месторождении третичных методов
довыработки остаточных запасов углеводородов.

28.

Авторский надзор за реализацией проектных документов:
• является инструментом непрерывной адаптации проектного
документа к изменяющимся геологическому строению и
экономическим условиям разработки месторождения;
• проводится в целях контроля реализации проектного
документа, улучшения проектных решений и повышения
надежности прогноза технологических показателей
разработки;
• выполняется, как правило, проектной организацией,
подготовившей действующий проектный документ;
• составляется для технологической схемы опытнопромышленной разработки, технологической схемы
разработки, проекта разработки и дополнений к ним;
• не изменяет основные технологические решения
действующего проектного документа (эксплуатационные
объекты, систему размещения скважин, плотность сетки
скважин, режим эксплуатации объекта разработки, вид
агента-вытеснителя).

29.

При наличии нескольких авторских надзоров за
реализацией одного проектного документа
последующий авторский надзор
учитывает результаты предыдущего авторского
надзора.
В авторском надзоре:
• не ревизируются принятые в действующем
проектном документе запасы углеводородов;
• сопоставляются фактические технико-экономические
показатели разработки с принятыми в проектном
документе;
• вскрываются причины, обусловившие расхождения;
• намечаются мероприятия, направленные на
устранение причин расхождения.
Авторские надзоры составляются по мере
необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

30.

Проектные технологические документы по разрабатываемым
месторождениям могут составляться на любой стадии разработки. Сроки
их действия определяются при рассмотрении и согласовании.
Новые проектные технологические документы и дополнения к ним
составляются в следующих случаях:
истечение срока действия предыдущего проектного
технологического документа;
существенное изменение представлений о геологическом строении
эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в
разработку;
необходимость изменения эксплуатационных объектов;
необходимость совершенствования запроектированной системы
размещения и плотности сетки скважин;
необходимость совершенствования реализуемой технологии
воздействия на продуктивные пласты;
завершение выработки запасов по действующему проектному
документу и необходимость применения на месторождении новых
методов доизвлечения запасов УВС;
отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более
допустимого, предусмотренного «Методическими рекомендациями
по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных
месторождений» (Приложение к приказу МПР России от 21.03.2007
г. № 61).

31.

Для всех видов проектных технологических документов
показатели рекомендуется рассчитывать на весь проектный
период разработки, определяемый в данном документе.
В рекомендуемом расчетном варианте разработки
месторождения за проектный период должна достигаться
добыча извлекаемых запасов, состоящих на государственном
балансе. В процессе доразведки и изучения месторождения
разведочным и эксплуатационным фондом скважин
пользователь недр вводит в разработку запасы категории С2 с
обоснованием их перевода в категорию С1 и постановкой на
государственный баланс в установленном порядке.
С даты согласования нового проектного
технологического документа показатели разработки из
ранее выполненных документов отменяются.