2015-10-13
539Приказ МПР РФ от 01.11.2005 N 298
Об утверждении Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
Федеральное законодательство
Текст документа по состоянию на июль 2011 года
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "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; 2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; 2004, N 35, ст. 3607), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347), приказываю:
1. Утвердить прилагаемую Классификацию запасов и прогнозы ресурсов нефти и горючих газов.
2. Ввести в действие указанную в пункте 1 настоящего Приказа Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов с 1 января 2012 года.
Министр
Ю.П.ТРУТНЕВ
Утверждена
Приказом МПР России
от 01.11.2005 N 298
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ
I. Общие положения
1. Настоящая Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (далее - Классификация) разработана в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (далее - Закон Российской Федерации "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, 2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711;, 2004, N 35, ст. 3607) и п. 5.2.4 Положения о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347), и устанавливает единые для Российской Федерации принципы классификации запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти, и газа, содержащего конденсат).
2. Нефть и горючие газы, находящиеся в недрах, на основе анализа геологической изученности и степени подготовленности к промышленному освоению подразделяется:
- на количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах (далее - геологические запасы);
- на количество нефти, горючих газов и попутных компонентов, которое содержится в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах (далее - геологические ресурсы).
3. Запасы нефти и горючих газов подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений нефти и горючих газов используются при планировании и осуществлении их добычи, при разработке и реализации инвестиционных проектов на разведку и освоение месторождений, проектировании транспортировки и комплексной переработки нефти и горючих газов, при разработке концепций экономического и социального развития субъектов Российской Федерации и Российской Федерации в целом и при решении научных проблем, связанных с прогнозом нефтегазоносности.
4. Ресурсы нефти и горючих газов оцениваются раздельно по нефти и газу в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек. Данные о ресурсах нефти и горючих газов используются при планировании поисковых и разведочных работ.
5. Объектом подсчета запасов является залежь (части залежей) нефти и горючих газов с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Объектом оценки ресурсов являются скопления нефти, горючих газов в нефтегазоносных комплексах, горизонтах и ловушках, наличие которых в недрах прогнозируется по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.
6. По промышленной значимости и экономической эффективности выделяются группы запасов нефти и горючих газов.
7. Группы запасов выделяются по промышленной значимости месторождения и величине чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показателям разработки при фиксированных нормах дисконта.
8. По экономической эффективности выделяются группы ресурсов нефти и горючих газов.
9. Группы ресурсов выделяются по величине ожидаемой стоимости запасов.
10. По степени геологической изученности и промышленной освоенности геологические запасы и геологические ресурсы подразделяются на категории.
11. Выделение категорий запасов по геологической изученности проводится по изученности геологического строения и нефтегазоносности залежи бурением, геофизическими методами, промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими осуществить достоверный подсчет запасов и составить проект разработки на основе геологической и фильтрационной моделей залежи.
12. Выделение категорий ресурсов по геологической изученности проводится по изученности геологического строения и нефтегазоносности участка недр по площади и разрезу параметрическим и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами поисково-разведочных работ, детальности построения геологической модели перспективной ловушки и достоверности оценки ресурсов для проектирования поисковых и разведочных работ.
13. Выделение категорий запасов по промышленной освоенности проводится по степени вовлечения оцениваемой залежи в разработку.
14. Подсчет запасов и оценка ресурсов могут проводиться детерминированным и вероятностным методами.
При использовании детерминированных методов рекомендуется оценивать погрешность подсчета запасов и оценки ресурсов, основываясь на точности определения подсчетных параметров.
Если используются вероятностные методы, то могут определяться следующие границы оценки запасов и ресурсов:
1) Минимальная (P90) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,9;
2) Оптимальная или базовая (P50) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,5;
3) Максимальная (P10) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,1.
15. При определении запасов месторождений подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы:
1) Компоненты:
А) конденсат,
Б) нефтяной газ
· этан,
· пропан,
· бутаны,
в) примеси
· сера, гелий, металлы, целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
16. Подсчет и учет запасов нефти, горючих газов и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производят по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличии их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
17. В соответствии со статьей 31 Закона Российской Федерации "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется Государственный баланс запасов нефти и горючих газов на основе Классификации. Государственный баланс должен содержать сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, добыче, потерях и об обеспеченности промышленными разведанными запасами полезных ископаемых.
18. Запасы и ресурсы нефти, газового конденсата, а также содержащихся в них компонентов оцениваются, подсчитываются и учитываются единицах массы.
19. Запасы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а перспективные и прогнозные ресурсы газа и гелия оцениваются и учитываются в единицах объема. Подсчет, оценка и учет производятся при условиях, приведенных к стандартным (при давлении 0,1 Мпа и температуре 20 град. C).
20. Оценка и учет качества нефти и горючих газов производится в соответствии с установленными требованиями, с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.
21. Месторождения (залежи) нефти и горючих газов для целей ведения учета запасов нефти и газа подразделяются по фазовому состоянию и составу углеводородных соединений, по величине запасов и сложности геологического строения.
22. При получении из скважин на месторождениях нефти и горючих газов притоков подземных вод определяется температура, химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и другие полезные компоненты для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.
23. При подсчете и учете запасов и ресурсов нефти и газа предусматриваются мероприятия по охране недр, сохранению и улучшению окружающей среды при освоении месторождений нефти и газа.
II. Группы запасов и ресурсов нефти и газа по экономической эффективности
24. Запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету, - промышленно-значимые и непромышленные.
25. Промышленно-значимые запасы подразделяются на нормально- рентабельные и условно-рентабельные.
25.1. Запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при использовании техники и технологии добычи и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды (нормально-рентабельные);
25.2. Запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам не обеспечивает приемлемую эффективность в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным при изменении цен на нефть и газ или появлении новых оптимальных рынков сбыта и новых технологий (условно-рентабельные).
26. К непромышленным запасам относятся запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки экономически нецелесообразно либо технически или технологически невозможно. В данную группу входят запасы нефти и горючих газов месторождений (залежей), которые экономически нерентабельны для освоения на современном этапе, а также законсервированные месторождения, месторождения, расположенные в пределах водоохранных зон, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, и месторождения, значительно удаленные от транспортных путей и территорий с развитой инфраструктурой нефтедобычи.
27. На промышленно значимых месторождениях на основе технологических и экономических расчетов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.
К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета 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.
28. На месторождениях и залежах с непромышленными запасами подсчитываются и учитываются геологические запасы.
29. Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы: рентабельные и неопределенно-рентабельные.
К рентабельным ресурсам относятся ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожидаемую стоимость запасов.
К неопределенно-рентабельным относятся ресурсы, на дату оценки имеющие неопределенную ожидаемую стоимость запасов.
30. В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы.
К извлекаемым ресурсам относится часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки.
31. В неопределенно-рентабельных ресурсах извлекаемые ресурсы не выделяются.
III. Категории запасов и ресурсов нефти и газа по геологической изученности и степени промышленного освоения
32. Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: A (достоверные), В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые).
33. Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные и нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей.
К категории A относятся:
1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;
2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;
3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);
4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин.
34. Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку.
К категории B относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.
35. Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.
Запасы категории C1 выделяются, если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону выделяемой категории C1 непрерывен по площади.
Технологические параметры разработки залежи определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по другим разрабатываемым месторождениям.
Рентабельность освоения определяется по аналогии с изученной частью залежи.
К категории C1 относятся запасы:
1) неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне возможного дренирования;
2) части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах.
36. Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям.
К категории C2 относятся запасы:
1) участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта;
2) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными;
3) неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.
37. При ведении учета запасы категории A, B и C1 не рекомендуется суммировать с запасами категории C2.
38. Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные).
39. Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
40. Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.
41. Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов.
IV. Характеристика месторождений (залежей) нефти и горючих газов по фазовому состоянию
42. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на:
1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
2) газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;
3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%;
4) газовые (Г), содержащие только газ;
5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
6) нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.
43. В газовых залежах по содержанию C выделяются следующие
5+B
группы газоконденсатных залежей:
1) низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м3;
2) среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м3;
3) высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м3;
4) уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м3.
V. Градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов
44. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:
1) уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;
2) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;
3) средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд. м3 газа;
4) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд. м3 газа;
5) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.
VI. Распределение залежей нефти и горючих газов по сложности геологического строения
45. По сложности геологического строения выделяются залежи:
1) простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
2) сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;
3) очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.
Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Версия для печати
Общие положения
Настоящая классификация определяет единые для Российской Федерации принципы подсчета, оценки и государственного учета запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов * (в дальнейшем именуемых «газами») в недрах по степени их изученности и экономическому значению, а также условия предоставления запасов месторождений для добычи.
Запасы подсчитываются и учитываются, а перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются всеми недропользователями раздельно по нефти и растворенному газу, свободному газу, газу газовых шапок и конденсату.
Запасы и перспективные ресурсы определяются раздельно по залежам и месторождению в целом на основании результатов геолого-разведочных и эксплуатационных работ, выполненных в процессе их изучения и промышленного освоения.
Прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата оцениваются в целом по нефтегазоносным провинциям, акваториям, областям и районам на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований.
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке.
На месторождениях в запасах нефти, газа и конденсата подлежат обязательному подсчету и учету содержащиеся в них компоненты (этан, пропан, бутан, сера, гелий, металлы), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
Качество нефти, газа и конденсата изучается в соответствии с требованиями государственных отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.
Подсчет и учет запасов месторождений, а также оценка перспективных и прогнозных ресурсов нефти, конденсата, этана, пропана, бутана, серы и металлов производятся в единицах массы, а газа и гелия в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20°С).
При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод,содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.
Группы месторождений по сложности геологического строения и величине запасов
Месторождения (залежи) нефти и газа по сложности их геологического строения подразделяются на следующие группы:
1-я группа. Месторождения (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами; продуктивные нефте- или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.
2-я группа. Месторождения (залежи) сложного строения; продуктивные нефте- или газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.
3-я группа. Месторождения (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими по площади ВНК и ГНК, наличием или литологических замещений, или тектонических нарушений, или очень изменчивых толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.
При отнесении месторождений (залежей) к той или иной группе сложности геологического строения могут использоваться количественные критерии показателей неоднородности продуктивных пластов.
Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:
уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;
очень крупные — от 100 до 300 млн т нефти или от 100 до 500 млрд м³ газа;
крупные — от 30 до 100 млн т нефти или от 30 до 100 млрд м³ газа;
средние — от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до 30 млрд м³ газа;
мелкие — от 1 до 10 млн т нефти или от 1 до 10 млрд м³ газа;
очень мелкие — менее 1 млн т нефти или менее 1 млрд м³ газа.
Группы месторождений по степени их изученности
Месторождения (залежи) нефти и газа по степени изученности подразделяются на:
разрабатываемые;
разведанные (подготовленные для промышленного освоения);
предварительно оцененные.
К разрабатываемым относятся месторождения (залежи) нефти и газа, полностью или частично разбуренные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с технологической схемой или проектом промышленной (для газа — опытно-промышленной) разработки. Детальность изучения залежей обеспечивает полное определение количественных и качественных характеристик, а также продуктивности выявленных пластов и позволяет квалифицировать запасы разбуренных участков месторождения по категориям А или В (для очень мелких месторождений — С2).
К разведанным относятся месторождения (залежи), добывные возможности которых, запасы, качество нефти, газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены в процессе разведочных работ с полнотой, достаточной для достоверного технико-экономического обоснования решения о порядке и условиях их вовлечения в промышленное освоение, а также о проектировании на их базе добывающего предприятия (промысла).
Разведанные месторождения (залежи) по степени изученности должны удовлетворять следующим требованиям:
установлены площадь, структура (модель ловушки), строение месторождения и закономерности изменения количественных и качественных характеристик продуктивных пластов (залежей) в его разрезе и плане;
число и положение нефтяных и газовых залежей в структуре месторождения, высотное положение контактов (ГНК, ВНК, ГВК) надежно установлены опробованием и геофизическими методами, достоверность которых доказана для условий рассматриваемого месторождения;
подсчетные параметры определены с применением современных методик по данным адекватного для района комплекса ГИС, обеспеченного надежной петрофизической основой;
состав и технологические свойства нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них компоненты, имеющие промышленное значение, изучены в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных для проектирования их добычи и переработки;
гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия обеспечивают получение количественных данных для обустройства промысла;
основные параметры залежей — продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность — изучены с детальностью, обеспечивающей составление технологической схемы разработки месторождения;
достоверность данных о добывных возможностях (промысловых характеристиках) залежей подтверждена (на месторождениях 2-й и 3-й групп сложности) данными пробной или опытно-промышленной эксплуатации;
параметры для подсчета геологических запасов (минимальная эффективная толщина пластов, минимальные пористость и проницаемость коллекторов, коэффициенты извлечения нефти, конденсата и др.) установлены на основании подтвержденных государственной экспертизой повариантных технико-экономических расчетов, позволяющих определить масштабы и промышленную значимость месторождения с необходимой степенью достоверности;
детальность изучения геологического строения месторождения (залежи) обеспечивает возможность квалификации не менее 80% его запасов по категории С1 **;
рассмотрено возможное влияние разработки месторождения на окружающую среду и даны рекомендации по предотвращению или снижению прогнозируемого уровня отрицательных экологических последствий.
К предварительно оцененным относятся месторождения (залежи), запасы и добывные возможности которых, качество нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические, экономические, экологические и другие условия разработки изучены в степени, позволяющей обосновать целесообразность дальнейшей их разведки и разработки с использованием аналогий с другими разрабатываемыми или разведанными объектами в данном районе или более изученными залежами данного месторождения.
Запасы таких месторождений (залежей) по степени изученности квалифицируются главным образом по категории С2 и служат основанием для проектирования на их базе дальнейших разведочных работ и частично опытно-промышленной разработки.
Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени их достоверности и изученности подразделяются на категории А, В, С1 и С2.
Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные — категория Д0 и прогнозные — категории Д1 и Д2.
Категория А — запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).
Запасы категории А выделяются на месторождениях 1-й группы сложности и подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа.
Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.
Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория С1 — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Вещественный состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну, результатам опробования и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.
Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория С2 — запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:
в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;
в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.
Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геолого-разведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегаюшие пласты и частично для проектирования разработки залежей.
Категория Д0 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2.
Категория Д1 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
Категория Д2 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.
Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.
Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.
Группы запасов нефти и газа по их экономическому значению
При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются и учитываются как все запасы, находящиеся в недрах (геологические запасы), так и та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне техники и технологии добычи (извлекаемые запасы).
Извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них попутных полезных компонентов по их промышленно-экономическому значению подразделяются на две основные группы:
экономические (рентабельные);
потенциально экономические.
Экономические (рентабельные) извлекаемые запасы — это та часть запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при существующей системе налогообложения и уровне цен на дату подсчета при использовании современной техники и технологии добычи, транспортировки и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды.
Потенциально экономические извлекаемые запасы — это та часть запасов месторождения (залежи), извлечение которых на момент оценки не обеспечивает экономически приемлемую эффективность их добычи в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным (рентабельным) при предоставлении недропользователю со стороны государства в установленном законодательством порядке специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий и т.п.
Количество извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата устанавливается на основе подтвержденных государственной экспертизой специальных повариантных технологических и технико-экономических расчетов, обосновывающих соответствующие коэффициенты извлечения.
* Природные углеводородные газы, включающие свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти.
** Для очень крупных и уникальных по величине запасов месторождений рациональное соотношение запасов категорий С1 и С2 в целом по месторождению определяется недропользователем, за исключением участков первоочередного промышленного освоения, изученность которых должна отвечать требованиям п. 3.3.
РВС -5000
Номинальный объем, м³ 5000
Внутренний диаметр стенки, мм 22800 20920
Высота стенки, мм 12000 15000
Плотность продукта, т/м³ 0,9 0,9
Расчетная высота налива, мм 12000 15000
Стенка РВС–5000:
Количество поясов, шт 8 10
Припуск на коррозию, мм – –
Толщина верхнего пояса, мм 7 6
Толщина нижнего пояса, мм 10 12
Днище РВС–5000:
Количество окраек, шт 10 12
Припуск на коррозию, мм – –
Толщина центральной части, мм 5 5
Толщина окраек, мм 8 10
Крыша РВС–5000:
Количество балок, шт. 32 32
Припуск на коррозию, мм – –
Несущий элемент I 20Б1 I 20Б1
Толщина настила, мм 5 5
Масса конструкций РВС–5000, кг:
Стенка 54100 64420
Днище 18975 17732
Крыша 33947 26201
Лестница 1190 1480
Площадки на крыше 3324 3051
Люки и патрубки 2297 2182
Комплектующие конструкции 1795 1702
Каркасы и упаковка 7800 10800
Всего 123428 127568
РВС-1000
Номинальный объем, м³ 1000
Внутренний диаметр стенки, мм 10430
Высота стенки, мм 12000
Плотность продукта, т/м³ –
Расчетная высота налива, мм 12000
Стенка РВС–1000:
Количество поясов, шт 8
Припуск на коррозию, мм –
Толщина верхнего пояса, мм 5
Толщина нижнего пояса, мм 6
Днище РВС–1000:
Количество окраек, шт –
Припуск на коррозию, мм –
Толщина центральной части, мм 5
Толщина окраек, мм –
Крыша РВС–1000:
Количество балок, шт. –
Припуск на коррозию, мм –
Несущий элемент –
Толщина настила, мм 6
Масса конструкций РВС–1000, кг:
Стенка 16514
Днище 3473
Крыша 5014
Лестница 1200
Площадки на крыше 1852
Люки и патрубки 1108
Комплектующие конструкции 1704
Каркасы и упаковка 3800
Всего 34665
РВС-10000
Номинальный объем, м³ 10000
Внутренний диаметр стенки, мм 34200 28500
Высота стенки, мм 12000 17880
Плотность продукта, т/м³ 0,9 0,9
Расчетная высота налива, мм 11200 17100
Стенка РВС–10000:
Количество поясов, шт 8 12
Припуск на коррозию, мм – –
Толщина верхнего пояса, мм 8 8
Толщина нижнего пояса, мм 10 13
Днище РВС–10000:
Количество окраек, шт 18 16
Припуск на коррозию, мм – –
Толщина центральной части, мм 5 5
Толщина окраек, мм 9 10
Крыша РВС–10000:
Количество балок, шт. 32 28
Припуск на коррозию, мм – –
Несущий элемент I 25Б1 I 20Б1
Толщина настила, мм 5 5
Масса конструкций РВС–10000, кг:
Стенка 86772 120924
Днище 42149 30898
Крыша 78607 54648
Лестница 6023 1680
Площадки на крыше 1214 5019
Люки и патрубки 2595 2595
Комплектующие конструкции 2986 2986
Каркасы и упаковка 14000 21484
Всего 234346 240243
Назначение
Устройство УСН–175ГП предназначено для нижнего слива нефти и нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, представляет собой шарнирный трубопровод с подогревающей рубашкой, опорным патрубком и присоединительной головкой, а также оборудовано внутренним напорным трубопроводом и телескопическим гидромонитором с сопловой головкой.
Через внутренний трубопровод и телескопический монитор, установленный в присоединительной головке, в цистерну подаётся под давлением греющий продукт, аналогичный сливаемому, который активно перемешивает и разогревает до жидкого состояния вязкий продукт в цистерне. Разогретый продукт из цистерны через шарнирные трубы сливается в коллектор.
Рукояткой сопловая головка гидромонитора устанавливается в любом необходимом положении внутри цистерны для тщательного удаления нефтепродукта.
Горячий продукт в подогревающей рубашке разогревает стенки шарнирных труб, что ускоряет процесс слива вязких нефтепродуктов.
Двухрядные шарниры обеспечивают лёгкость перемещения без перекосов при длительной эксплуатации.
Замена уплотняющих манжет не требует разборки шарниров.
Захваты поворачиваются относительно присоединительной головки, что позволяет установить их в любом удобном месте на сливном приборе цистерны.
Независимое исполнение захватов и специальная форма уплотнения присоединительной головки обеспечивают надёжное, герметичное присоединение устройства к перекошенному сливному прибору цистерны.
Технические характеристикиНаименование параметра Величина параметра
Зона действия, м 4
Диаметр условного прохода, мм 175
Условное давление, МПа (кгс/см²) 0,6 (6)
Расчётная пропускная способность, м³/час, не более
светлых нефтепродуктов 197
тёмных нефтепродуктов 354
Усилие, необходимое для перемещения шарнирных труб, Н (кгс), не более 50 (5,0)
*Температура продукта в подогревающей рубашке, °С, не более 125
Давление продукта в подогревающей рубашке, МПа (кгс/см²), не более 0,4 (4)
**Температура подогревающего продукта в гидромониторе, °С, не более 125
Давление подогревающего продукта в напорном трубопроводе гидромонитора, МПа (кгс/см²), не более 1,0 (10)
Расход подогревающего продукта через сопла гидромонитора, м³/ч, не более 50
Назначенный срок службы, лет, не менее 10
Обслуживающий персонал, чел 1
Габаритные размеры в сложенном положении, мм, не более
высота 1200
длина 2300
ширина 800
Масса, кг, не более 270
* продукт — пар для устройств в базовом исполнении или другой разрешённый продукт по согласованию с заказчиком.
** подогревающий продукт — аналогичный сливаемому продукту.
Устройство и принцип работы
Устройство УСН–175Г
1 — патрубок опорный; 2 — шарнир; 3,4 — труба шарнирная; 5 — присоединительная головка; 6 — компенсатор; 7 — болт фундаментный УСН 01.00.00.007; 8 — гайка М20.6Н.5.019 ГОСТ 5915–84; 9 — шайба 20.1.08кп ГОСТ 11371–80; 10 — фундамент; 11 — патрубок напорного трубопровода; 12 — трубопровод напорный; 13 — рукоятка; 14 — пробка сливная G 1/4″; 15 — болт заземления; 16 — подогревающая рубашка; 17 — входной патрубок; 18 — выходной патрубок; 19 — пробка сливная G 1/2″; 20 — рукав резиновый.
