Відповідно до статті 45 Кодексу України про надра, підпункту 16 пункту 4 Положення про Державну комісію України по запасах корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 10.11.2000 N 1689, з метою встановлення єдиних вимог до порядку розробки і обґрунтування показників і параметрів кондицій для підрахунку запасів нафти і газу в надрах та визначення показників геолого-економічних оцінок родовищ вуглеводнів, що подаються на державну експертизу і оцінку,

1. Затвердити Положення про порядок техніко-економічного обґрунтування кондицій для підрахунку запасів родовищ нафти і газу, що додається.

2. Начальнику відділу нафти та газу Державної комісії України по запасах корисних копалин Григілю В.Г. подати Положення на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України. Після державної реєстрації забезпечити тиражування і розсилання Положення до установ і організацій, що здійснюють геолого-економічну оцінку запасів і ресурсів родовищ нафти і газу, а також розміщення на сайті ДКЗ України.

3. Вважати такою, що не застосовується на території України, "Временную методику экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений", погоджену Державною комісією по запасах корисних копалин СРСР 05.10.83 р. та затверджену Міннафтопромом СРСР 16.11.83 р.

4. Контроль за виконанням наказу залишаю за собою.

1.1. Це Положення розроблено відповідно до Кодексу України про надра та постанови Кабінету Міністрів України від 22.12.94 N 865 "Про затвердження Положення про порядок проведення державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин".

1.2. Цим Положенням установлюється єдиний порядок розробки і обґрунтування показників і параметрів кондицій для підрахування запасів нафти і газу в надрах та визначення показників геолого-економічних оцінок родовищ вуглеводнів, що подаються на державну експертизу й оцінку.

1.3. Положення є обов'язковим для суб'єктів господарювання незалежно від організаційно-правової форми, форми власності та підпорядкування, які здійснюють геологічне вивчення надр з метою підрахування запасів нафти та газу і подають на державну експертизу матеріали геолого-економічних оцінок родовищ вуглеводнів або перспективних ділянок нафтогазоносних надр.

У Положенні наведені нижче терміни та визначення вживаються в такому значенні:

2.1. Кондиції - сукупність граничних вимог до фільтраційно-ємнісних властивостей продуктивних колекторів, якісних та кількісних характеристик вуглеводневих флюїдів у надрах, гірничогеологічних умов залягання продуктивних покладів, технічних, технологічних та інших умов їх розробки, які при умові використання сучасних технічних і технологічних засобів в процесі промислової розробки покладів забезпечують найбільш повне та економічно ефективне вилучення наявних у надрах запасів вуглеводнів. Відповідно до ступеня геологічного вивчення ділянок нафтогазоносних надр установлюються попередні, тимчасові, постійні та оперативні кондиції.

- Попередні кондиції розробляються в процесі початкової геолого-економічної оцінки (ГЕО-3) можливого промислового значення перспективної нафтогазоносної ділянки надр (об'єкта) і обґрунтовуються матеріалами техніко-економічних міркувань (ТЕМ) про доцільність подальших пошукових робіт. Параметри попередніх кондицій схвалюються замовником (інвестором) геологорозвідувальних робіт;

- Тимчасові кондиції розробляються в процесі попередньої геолого-економічної оцінки (ГЕО-2) промислового значення виявленого родовища (покладу) вуглеводнів і обґрунтовуються матеріалами техніко-економічної доповіді (ТЕД) щодо економічної доцільності його подальшої розвідки і підготовки до розробки. Параметри тимчасових кондицій апробуються ДКЗ України або замовником (інвестором) подальших геологорозвідувальних робіт;

- Постійні кондиції розробляються в процесі детальної геолого-економічної оцінки (ГЕО-1) ефективності промислового освоєння родовища (покладу) вуглеводнів і використовуються для підрахунку його запасів. Матеріали техніко-економічного обґрунтування (ТЕО) постійних кондицій і їх параметри затверджуються ДКЗ України. Постійні кондиції застосовуються під час опрацювання проектів промислового освоєння родовища (покладу), планування і здійснення розробки, вирішення питань, пов'язаних з охороною надр і навколишнього природного середовища, державного обліку його запасів;

- Оперативні кондиції розробляються під час промислової розробки родовищ вуглеводнів для перерахунку запасів окремих їхніх ділянок (горизонтів, покладів, блоків і т. ін.), які за фільтраційно-ємнісними властивостями та іншими умовами розробки істотно відрізняються від прийнятих для всього родовища (під час обґрунтування параметрів постійних кондицій), а також для забезпечення беззбиткової роботи видобувного підприємства в період погіршення економічних умов видобутку нафти і газу або реалізації товарної продукції. Параметри оперативних кондицій затверджуються ДКЗ України.

2.2. Показники кондицій - характеристики фільтраційно-ємнісних властивостей продуктивних колекторів, вуглеводневих флюїдів, умов залягання продуктивних покладів родовищ, які істотно впливають на вибір технологічних схем видобутку і використання вуглеводнів, техніко-економічну ефективність виробничого процесу та фінансові результати реалізації видобутої товарної продукції.

2.3. Параметри кондицій - граничні (мінімальні або максимальні) значення показників кондицій, які встановлюються для родовища, ділянки, літолого-стратиграфічного горизонту, підрахункового блоку на підставі аналізу даних лабораторних та промислово-геофізичних досліджень фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, техніко-економічних розрахунків та досвіду геологорозвідувальних робіт і розробки родовищ.

2.4. Колектори - гірські породи, здатні в початкових пластових умовах вміщати в собі вуглеводневі флюїди (нафту, газ, воду та інші компоненти) і віддавати їх в процесі розробки продуктивних покладів.

2.5. Мінімальна відкрита пористість (пустотність) колектора - найменша відкрита пористість (пустотність) колектора, за якої в початкових пластових умовах починається фільтрація вуглеводневих компонентів пластових флюїдів і з покладу можуть бути видобуті нафта або газ за сучасними технологіями розробки.

2.6. Мінімальна абсолютна проникність колектора - найменша абсолютна проникність колектора, за якої в початкових пластових умовах починається фільтрація вуглеводневого компонента пластового флюїду, що підраховується.

2.7. Мінімальна нафтогазонасиченість продуктивного колектора - найменша насиченість колектора нафтою або газом, за якої в початкових пластових умовах фазова проникність колектора для вуглеводневих компонентів пластових флюїдів більша від нуля.

2.8. Максимальна глинистість колектора - найбільша відносна глинистість колектора, за якої в початкових пластових умовах починається фільтрація вуглеводневих компонентів пластових флюїдів.

2.9. Мінімальна ефективна товщина прошарку колектора - найменша ефективна товщина прошарку із колекторськими властивостями, що включається в ефективну товщину покладу у перетині його свердловиною.

2.10. Мінімальна ефективна товщина покладу нафти і газу - найменша, визначена в окремій свердловині, ефективна товщина продуктивного покладу, що включається до підрахунку запасів під час оконтурювання продуктивної площі покладу.

2.11. Мінімальний промисловий вміст супутнього корисного компонента в нафті, газі, супутніх водах - найменша концентрація корисного компонента в корисній копалині, за якої вилучення його в процесі розробки і подальше використання технологічно можливі та економічно доцільні.

2.12. Оптимальний коефіцієнт вилучення вуглеводнів - коефіцієнт вилучення, що досягається за оптимальним варіантом розробки родовища.

2.13. Чистий грошовий потік (потік готівки) - різниця (сальдо) між притоками і відтоками грошових коштів від операційної та інвестиційної діяльності під час передбачуваної реалізації інвестиційного проекту з геологічного вивчення та промислового освоєння запасів корисних копалин оцінюваного геологічного об'єкта, яка визначається для кожного річного кроку розрахунку і для всього розрахункового періоду, що охоплює часовий інтервал від моменту оцінки до завершення експлуатаційних робіт (накопичений грошовий потік).

2.14. Накопичений чистий дисконтований грошовий потік - один з показників ефективності інвестиційного проекту з геологічного вивчення та промислового освоєння запасів корисних копалин оцінюваного геологічного об'єкта, що розраховується за такою формулою:

де ЧДГП - чистий дисконтований грошовий потік, накопичений за весь період майбутньої виробничої діяльності на оцінюваному геологічному об'єкті. У міжнародній практиці цей показник використовується під назвою "Net Present Value (NPV)" - чиста теперішня (поточна) вартість об'єкта оцінки.

Е - норма дисконту;

Дt - річний дохід (виручка) від реалізації товарної продукції в t-му році;

Вt - експлуатаційні витрати, включаючи амортизаційні відрахування, в t-му році;

Пt - розмір податків і обов'язкових платежів у t-му році, що не входять до експлуатаційних витрат;

Аt - амортизаційні відрахування в t-му році;

Кt - капітальні вкладення в промислове будівництво в t-му році, включаючи проведення подальших геологорозвідувальних робіт;

Т - строк користування надрами оцінюваного геологічного об'єкта для геологічного вивчення та/або видобування вуглеводнів.

S - знак суми.

2.15. Накопичений дисконтований прибуток від виробничої (операційної) діяльності на оцінюваному геологічному об'єкті - різниця (сальдо) між притоками грошових коштів від реалізації товарної продукції та експлуатаційними витратами, податками й обов'язковими платежами, "приведена" до початкового розрахункового кроку за допомогою дисконтування. Цей показник розраховується як перший член у формулі пункту 2.14.

2.16. Внутрішня норма прибутковості (ВНП) - величина норми дисконту (Е), за якої накопичена сума дисконтованих притоків грошового потоку дорівнює накопиченій сумі дисконтованих відтоків грошового потоку, а ЧДГП, накопичений за весь строк користування надрами оцінюваного геологічного об'єкта, дорівнює нулю. При цьому для всіх значень Е, що перевищують ВНП, ЧДГП має бути негативним, а для всіх значень Е, менших від ВНП, - позитивним. Якщо не виконується хоч одна з наведених умов, належить вважати, що ВНП не обраховується.

2.17. Термін окупності капіталовкладень - відрізок часу в розрахунковому періоді від початкового моменту до моменту окупності. Початковий момент визначається у завданні на розробку ТЕО кондицій. Моментом окупності вважається той найбільш ранній крок у розрахунковому періоді, після якого накопичений чистий грошовий потік стає і надалі залишається позитивним.

2.18. Рентабельність виробничої діяльності з промислового освоєння оцінюваного геологічного об'єкта - частка від ділення прибутку від виробничої діяльності (операційної та інвестиційної), накопиченого за весь розрахунковий період, до вартості виробничих фондів нафтогазовидобувного підприємства (основних засобів і виробничих запасів), що використовується для промислового освоєння цього об'єкта.

2.19. Надходження до бюджетів та державних цільових фондів - сума податків і обов'язкових платежів, що сплачуються до бюджетів і фондів різних рівнів згідно із законодавством України протягом розрахункового періоду користування надрами оцінюваного геологічного об'єкта.

2.20. Амортизаційні відрахування - поступове віднесення витрат, понесених на придбання, виготовлення або поліпшення основних фондів, на валові витрати користувача надр у межах норм, установлених законодавством.

2.21. Експлуатаційний об'єкт - один або декілька суміщених у плані нафтогазових покладів, що розробляються єдиною системою експлуатаційних та спеціальних свердловин.

2.22. Система розробки родовища вуглеводнів - сукупність процесів з: розбурювання покладів свердловинами за певною схемою і календарним планом, здійснення і регулювання відбору вуглеводнів, застосування методів впливу на пласти, спостереження за правильністю розробки пластів та експлуатації свердловин.

2.23. Виробничо-технологічні витрати - кількість нафти, природного газу, газового конденсату, яка витрачається на здійснення технологічних процесів видобування, підготовки до транспортування та транспортування нафти, природного газу та газового конденсату в межах нафтогазопромислового об'єкта.

2.24. Втрати - частина нафти, природного газу і газового конденсату, яка неминуче втрачається під час здійснення технологічних процесів видобування, підготовки до транспортування та транспортування в межах нафтогазопромислового об'єкта.

2.25. Коефіцієнт вилучення вуглеводнів із надр - визначена в частках від одиниці або у відсотках відносна величина, що показує частину від загальних запасів вуглеводнів на місці залягання, видобуток яких технологічно можливий і економічно доцільний під час розробки покладу із застосуванням сучасної технології і техніки видобутку за умови додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища.

3.1. Кондиції розробляються для кожного родовища вуглеводнів або ділянки нафтогазоносних надр у процесі їх геолого-економічної оцінки з урахуванням раціонального використання всіх корисних копалин, а також наявних у них корисних компонентів. Оптимальні показники кондицій мають забезпечувати комплексну геолого-економічну оцінку і найбільш повне, раціональне та безпечне використання запасів родовищ нафти та газу.

3.2. Техніко-економічне обґрунтування кондицій розробляється відповідно вимог Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 05.05.97 N 432 (із змінами), Положення про порядок проведення державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 22.12.94 N 865 (із змінами), Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затвердженої наказом ДКЗ України від 10.07.98 N 46, зареєстрованої Міністерством юстиції України 24.07.98 N 475/2915, Інструкції про зміст, оформлення та порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу, затвердженої наказом ДКЗ України від 18.10.99 N 120, зареєстрованої Міністерством юстиції України 10.12.99 N 853/4146, та інших нормативно-правових актів, що регламентують проведення геолого-економічної оцінки родовищ вуглеводнів, проектування і будівництва підприємств з видобутку та переробки нафти та газу.

3.3. Порядок розроблення постійних та оперативних кондицій, а також тимчасових кондицій, що подаються на державну експертизу, визначається цим Положенням. Розроблення попередніх та тимчасових кондицій, що не подаються на державну експертизу, визначаються користувачами надр або замовниками геологорозвідувальних робіт.

3.4. Техніко-економічне обґрунтування постійних та оперативних кондицій розробляється користувачами надр або за їх дорученням спеціалізованими проектними і науково-дослідними інститутами, геолого-економічними підрозділами підприємств, іншими суб'єктами підприємництва, які можуть забезпечити кваліфіковане проведення цих робіт.

Матеріали техніко-економічного обґрунтування кондицій надаються до Державної комісії України по запасах корисних копалин (ДКЗ) як на паперових, так і на оптичних носіях.

3.5. ТЕО кондицій розробляється на підставі технічного завдання замовника, у якому визначаються особливі умови організації робіт з розробки оцінюваного родовища: джерела енерго- і водопостачання, вибір обладнання та об'єктів інфраструктури, способи транспортування, узгодження з органами державного нагляду і контролю технологічних рішень підвищеної екологічної небезпеки, форми власності на майно і товарну продукцію, джерела фінансування.

3.6. Оперативні кондиції розробляються на підставі геологічного та економічного аналізу реалізації технологічної схеми або проекту розробки родовища (покладу, блоку).

3.7. Проектні рішення щодо технологічних схем з видобування і підготовляння нафти та газу, організації та забезпечення виробничого процесу, що приймаються під час обґрунтування кондицій, мають відповідати сучасним технічним досягненням, перевіреним у промислових або напівпромислових умовах.

3.8. Для обґрунтування техніко-економічних показників геолого-економічної оцінки родовища (ділянки) нафти або газу і доцільності подальшого проектування будівництва (реконструкції) нафтогазовидобувного підприємства використовуються розвідані та попередньо розвідані запаси коду класів 111 та 122. Можливість використання в ТЕО кондицій запасів вуглеводнів, ступінь вивчення яких не відповідає таким вимогам, має бути доведена спеціальним обґрунтуванням.

3.9. Вивченість нафтогазових родовищ (ділянок), для яких розробляється ТЕО постійних кондицій, має відповідати вимогам до родовищ, підготовлених до промислової розробки:

- установлено обсяги загальних запасів основних і супутніх корисних копалин та наявних у них корисних компонентів у межах ліцензійної ділянки, які враховуються під час проектування видобувного підприємства для визначення можливих перспектив його розвитку, глибини залягання покладу, його режиму і схеми розробки, опрацювання плану розташування видобувних свердловин, під'їзних шляхів, місць видалення відходів;

- визначено обсяги балансових розвіданих (код класу 111) і попередньо розвіданих (код класу 122) запасів корисних копалин, що використовуються для проектування розробки оцінюваного родовища. При цьому кількість розвіданих запасів має бути не меншою від визначеної величини компенсуючих запасів, що забезпечують діяльність видобувного підприємства на період повернення капітальних вкладень у промислове освоєння родовища;

- визначено й оцінено небезпечні екологічні фактори, що впливають або можуть вплинути на стан довкілля під час розробки родовища, підготовки товарної продукції до транспортування, видалення або утилізації виробничих відходів; розроблено раціональний комплекс заходів щодо охорони надр та навколишнього природного середовища.

3.10. Умови залягання продуктивних покладів, склад та фізико-хімічні властивості вуглеводневих флюїдів і фільтраційно-ємнісні властивості вміщуючих їх колекторів мають бути вивчені з повнотою та детальністю, які забезпечують отримання вихідних даних, достатніх для проектування раціональної технологічної схеми видобутку і переробки нафти та газу з комплексним вилученням наявних у них корисних компонентів, що мають промислове значення, а також визначення оптимального варіанта видалення виробничих відходів. Має бути вивчена також можливість використання супутніх вод нафтових і газонафтових родовищ та наявних у їх складі корисних компонентів, як джерел мінеральної сировини.

3.11. Кондиції для підрахунків запасів супутніх корисних компонентів у нафті, газі та супутніх водах, які придатні для господарського використання, розробляються та затверджуються одночасно з кондиціями на основні корисні копалини. Витрати на вилучення супутніх корисних компонентів та надходження від їх реалізації враховуються в показниках основного виробництва.

3.12. Під час розробки техніко-економічного обґрунтування кондицій для підрахунку запасів родовищ вуглеводнів нафтогазоносних ділянок надр слід дотримуватись такої послідовності робіт, що є найбільш раціональною:

3.12.1. Аналіз та узагальнення результатів геологічного, геофізичного, гідрогеологічного, літологічного, технологічного та іншого вивчення продуктивних покладів, визначення показників і параметрів кондицій для підрахунку запасів у надрах, підрахунок загальних запасів родовища за класами підготовленості їх до промислового освоєння;

3.12.2. Аналіз результатів пробної експлуатації свердловин, дослідно-промислової розробки (ДПР) родовища, визначення (встановлення) природного режиму покладів (ділянок, блоків), фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів; обґрунтування і виділення експлуатаційних об'єктів, режимів їх розробки, опрацювання їхніх геолого-технологічних моделей, визначення технологічних параметрів розробки для різних варіантів розміщення видобувних, нагнітальних та інших свердловин, їх кількості, порядку і темпів введення в експлуатацію;

3.12.3. Проведення польових досліджень щодо можливості розташування промислових площадок для буріння свердловин, будівництва об'єктів видобувного промислу, утилізації і захоронення відходів, охорони надр та навколишнього природного середовища, транспорту і збуту товарної продукції, а також маркетингових досліджень з придбання необхідного обладнання, визначення рівня цін, податків і обов'язкових платежів, умов оплати праці, забезпеченості трудовими та енергетичними ресурсами, визначення екологічних та соціально-економічних умов виробничої діяльності з видобутку вуглеводнів;

3.12.4. Визначення схеми розбурювання та черговості вводу у промислову розробку експлуатаційних об'єктів і аналіз темпів освоєння запасів родовища за різними варіантами, розрахунки видобутку вуглеводнів і технологічних коефіцієнтів вилучення нафти, газу і конденсату;

3.12.5. Аналіз техніко-економічних показників порівняльних варіантів освоєння запасів вуглеводнів та визначення оптимального варіанта промислової розробки родовища. Визначення за оптимальним варіантом розробки родовища переліку показників та параметрів кондицій і оптимальних коефіцієнтів вилучення.

4.1. Кондиціями для підрахунку запасів родовищ нафти та газу передбачаються такі основні показники для початкових пластових умов:

4.1.1. Мінімальна відкрита пористість (пустотність) колектора;

4.1.2. Мінімальна абсолютна проникність колектора для вуглеводневого компонента пластового флюїду, що підраховується;

4.1.3. Мінімальна нафтогазонасиченість продуктивного колектора;

4.1.4. Максимальна глинистість колектора;

4.1.5. Максимальна водонасиченість колектора;

4.1.6. Мінімальна ефективна товщина прошарку колектора;

4.1.7. Мінімальна ефективна товщина покладу нафти і газу;

4.1.8. Мінімальний промисловий вміст супутнього корисного компонента у нафті, газі, супутніх водах;

4.1.9. Максимально допустимий вміст шкідливих компонентів у вуглеводнях та супутніх водах;

4.1.10. Оптимальна система розробки покладів родовища;

4.1.11. Мінімальний робочий тиск на гирлі видобувної свердловини;

4.1.12. Мінімальний середній робочий дебіт видобувної свердловини по вуглеводневій складовій;

4.1.13. Максимальна обводненість продукції свердловини;

4.1.14. Ціна реалізації вуглеводневої товарної продукції;

4.1.15. Оптимальний коефіцієнт вилучення вуглеводнів із надр.

4.2. У разі наявності на оцінюваному нафтогазовому об'єкті інших обставин, що істотно впливають на визначення кількості і якості загальних і видобувних запасів вуглеводнів, можуть передбачатись додаткові до наведених вище показники кондицій.

4.3. Показники і параметри кондицій належить встановлювати на підставі комплексного геолого-геофізичного, гірничо-технічного, технологічного та економічного обґрунтування.

5.1. Геолого-геофізичному обґрунтуванню підлягають показники кондицій, пов'язані з геологічною будовою родовища, фільтраційно-ємнісними властивостями колекторів, оконтурюванням продуктивних покладів у перетинах їх свердловинами і по площі.

5.2. Виділення у розрізі свердловини пластів з колекторськими властивостями слід виконувати на підставі встановлених для них кількісних критеріїв (кондицій), а також прямих і непрямих якісних ознак.

5.3. Параметри кондицій належить визначати окремо для колекторів з різною насиченістю (газ, нафта, вода) на підставі статистичної обробки результатів стандартних і спеціальних петрофізичних досліджень представницької вибірки зразків керна продуктивного покладу і геофізичних досліджень з побудовою кореляційних залежностей між показниками (параметрами) кондицій типу "керн-керн", "керн-геофізика", "геофізика-геофізика", а також за результатами випробувань, виконаних в інтервалах з однозначними геофізичними характеристиками (залежність типу "геофізика-випробування").