для каждого вида проектного документа в соответствии с разделом III настоящих Методических рекомендаций наиболее детально прописываются основные положения, отвечающие целям и задачам данного проектного документа. 4.2. В Техническом задании закрепляется перечень информации, предоставляемой составителю (проектировщику) ПТД, и фиксируется дата, по состоянию на которую составляется проектный документ. V. Основные рекомендации к проектированию разработки месторождений 5.1. Принимаемые для проектирования запасы УВС 5.1.1. Для месторождений, находящихся в разведке ( категории C1 и C2), геологические запасы утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов, извлекаемые запасы УВС и коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК) утверждаются на основании государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в части обоснования технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в ППЭ месторождений (залежей) или экспертных оценок, упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения: а) эмпирических методов; б) покоэффициентного метода; в) метода аналогий. КИН, КИГ и КИК, рассчитанные при помощи гидродинамических моделей (далее - ГДМ), не являются приоритетными, а рассматриваются
государственную экспертизу ГКЗ Роснедра в отчетном году, за исключением случаев, когда при интенсивном эксплуатационном разбуривании происходят изменения состояния запасов при переводе их в более высокие категории, при этом геологическое строение залежи месторождения не изменяется. II. Рекомендации по форме и содержанию материалов, подлежащих государственной экспертизе оперативного изменения состояния запасов углеводородного сырья 4. Для проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов углеводородного сырья представляются следующие материалы: а) отчет, в котором излагается мотивация представления материалов на экспертизу, описывается история освоения месторождения, указываются дата утверждения и номера протокола государственной экспертизы запасов (ГКЗ СССР, ГКЗ МПР России, ЦКЗ МПР России, ГКЗ Роснедра), дата утверждения и номер протокола утверждения предыдущего экспертного заключения по оперативному подсчету запасов по месторождению (залежи, представленной на госэкспертизу), номер и дата протокола ЦКР Роснедра по УВС , на основании которого согласован действующий проектный документ, указываются какие работы были выполнены после предыдущего подсчета запасов и их основные результаты, дается обоснование всех подсчетных
фонда недр пользователю недр, в соответствии с полученной лицензией и передача в нераспределенный фонд в случае прекращения действия лицензии; - перевода запасов из одной группы промышленного освоения в другую (запасы категории C1, C2, в категорию B1, B2) по данным государственной экспертизы запасов полезных ископаемых. 11.7. В графе 9 указываются запасы УВС по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. Проверка правильности приведенных данных как по каждой категориизапасов в отдельности, так и по месторождению в целом, осуществляется следующим образом: из запасов УВС , числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество УВС, добытого из недр за отчетный год (графа 5), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 6), переоценки (графа 7) и передачи с баланса на баланс (графа 8). Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 9. 11.8. В графе 10 приводятся запасы нефти, газа и конденсата, содержащие
20.09.2019 N 638) (см. текст в предыдущей редакции) Система разработки ЭО обосновывается в техническом проекте разработки месторождения. 6.4. Технологические показатели разработки месторождений: 6.4.1. Технологические показатели разработки месторождения, рассчитанные в ПТД в границах запасов УВС категорий A + B1 используются для текущего планирования добычи УВС, обустройства, объемов буровых и строительных работ. 6.4.2. Технологические показатели разработки месторождения, рассчитанные в границах запасов УВС категорий A + B1 + B2 (в ППЭ по категориизапасов C1 + C2), используются для перспективного планирования добычи УВС , обустройства, объемов буровых и строительных работ. 6.4.3. Расчет технологических показателей разработки ЭО месторождения проводится с использованием построенных трехмерных геологических и гидродинамических моделей (далее - ГМ и ГДМ соответственно). 6.5. Выбор рабочего агента для ППД и воздействия на залежь УВС: (в ред. Приказа Минприроды России от 20.09.2019 N 638) (см. текст в предыдущей редакции) 6.5.1. Рабочий агент, закачиваемый в ЭО должен: а) обеспечивать химическую совместимость с пластовыми флюидами, без
2020 году предусмотрена добыча нефти в объеме 13,6 тыс.тонн. Административным органом в ходе проверки установлено, что согласно представленной обществом отчетности по форме 1-лс за 2020 год, АО «УНГП» добыто 2,16 тыс.тонн, что не соответствует уровням добычи нефти установленных проектным документом на разработку Чкаловского НГКМ. В оспариваемом постановлении указано, что одним из показателей, характеризующих выполнение технологического проекта, является показатель добычи УВС по категориизапасов А+В1. При этом, в п. 1 таблицы 8.18 и п. 10 таблицы 8.25 «Дополнение к технологической схеме разработки Чкаловского НГКМ» утвержденной протоколом ЦКР Роснедр по УВС № 7512 от 26.12.2018. установлено, что данные таблицы отражают показатели категории добычи АВ1+В2, тогда как, следовало учитывать показатели таблиц 8.19 и 8.27 по категории запасов АВ1. Следовательно, по первому эпизоду нарушения исходя из показателей таблицы 8.19 по категории запасов АВ1 следует, что уровень добычи нефти за 2020 год обществом должен быть соблюден на уровне не 13,6 тыс. тонн, а на уровне
утвержденных Приказом Минприроды России от 14.06.2016, установлено, что показателями, характеризующими выполнение технического проекта разработки месторождения, являются: а) уровни добычи нефти и (или) свободного газа, утвержденные для категориизапасов А+В1 месторождения в целом; б) ввод новых скважин; в) действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа устанавливаются в соответствии с техническим проектом, согласованным с Комиссией. Судами установлено и материалами дела подтверждено, что общество ведет разработку Чкаловского лицензионного участка на основании лицензии ОРБ 03056 НЭ. Разделом 7 Приложения № 1 к лицензии ОРБ 03056 НЭ от 21.07.2017 предусмотрено, что уровень добычи минерального сырья и сроки выхода на проектную мощность определяется техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых. Управлением указано, что одним из показателей, характеризующих выполнение технологического проекта, является показатель добычи УВС по категории запасов А+В1. При этом, в пункте 1 таблицы 8.18 и пункте 10 таблицы 8.25 «Дополнение к технологической схеме разработки Чкаловского НГКМ» определено, что данные
поступила заявка общества от 27.12.2018 за вх. № 32-18 на получение права пользования участком недр, по которому отсутствуют данные о наличии запасов и ресурсов категории Р1 и Р2. Участок расположен на отрезке реки Черек-Хуламский в 1 км западнее с.п. Бабугент Черекского района Кабардино-Балкарской Республики. Заявка и прилагаемые к ней документы и сведения направлены для принятия решения в комиссию, созданную департаментом для рассмотрения заявок о предоставлении права пользования участками недр. По итогам рассмотрения представленных документов и сведений комиссией принято решение об удовлетворении заявки общества, которое было оформлено протоколом от 24.06.2019 № 47-19. Обществу выдана лицензия НАЛ 00796 БП. Вместе с тем департаментом не были направлены запросы в ФБУ «ТФГИ по ЮФО» о предоставлении сведений о запасах и прогнозных ресурсов категории Р1 и Р2 ТПИ и УВС , об участках недр, предоставленных или предполагаемых для предоставления в пользование, при рассмотрении заявки не направлялись. Кроме того, уполномоченный орган исполнительной власти субъекта Российской
ископаемых числятся запасы УВС в количестве: по категории С1 по категории С2 Ю12 нефть (геол/извл), тыс.т. 551/82 3979/597 раств. Газ (извл), млн.м3 51 371 Ю13 нефть (геол/извл), тыс.т. 391/78 2159/432 раств.газ (извл), млн.м3 49 269 В 2008 г. с целью уточнения характера насыщения пластов были проведены повторные испытания в скважинах 901 и 902, позволившие характеризовать пластовую систему как газоконденсатную. По данным сейсморазведочных работ уточнились структурные построения по залежам в пластах Ю12 и Ю13. Перевод залежей нефти пластов Ю12 и Ю13 в газоконденсатные экспертиза посчитала недостаточно обоснованным из-за отсутствия качественных глубинных проб. При этом подсчетные параметры по залежам в пластах Ю12 и Ю13 месторождения признаны обоснованными и рекомендованы для подсчета запасов. Роснедрам рекомендованы к утверждению начальные запасы нефти и растворенного газа по залежам в пластах Ю12 и Ю13 Ленского месторождения. ООО «Газпром добыча Ноябрьск» рекомендовано отразить изменения в состоянии запасов УВС по залежам в пластах Т1, Т2, Т3, Ю12 и Ю13
2020 году предусмотрена добыча нефти в объеме 13,6 тыс.тонн. Административным органом в ходе проверки установлено, что согласно представленной обществом отчетности по форме 1-лс за 2020 год, АО «УНГП» добыто 2,16 тыс.тонн, что не соответствует уровням добычи нефти установленных проектным документом на разработку Чкаловского НГКМ. В оспариваемом постановлении указано, что одним из показателей, характеризующих выполнение технологического проекта, является показатель добычи УВС по категориизапасов А+В1. При этом, в п. 1 таблицы 8.18 и п. 10 таблицы 8.25 «Дополнение к технологической схеме разработки Чкаловского НГКМ» утвержденной протоколом ЦКР Роснедр по УВС № 7512 от 26.12.2018. установлено, что данные таблицы отражают показатели категории добычи АВ1+В2, тогда как, следовало учитывать показатели таблиц 8.19 и 8.27 по категории запасов АВ1. Следовательно, по первому эпизоду нарушения исходя из показателей таблицы 8.19 по категории запасов АВ1 следует, что уровень добычи нефти за 2020 год обществом должен быть соблюден на уровне не 13,6 тыс.т., а на уровне 6.7
