Минимальные промышленные концентрации попутных компонентов

Новая классификация запасов и ресурсов (2005)

Временная классификация запасов и ресурсов (2001)

Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов 2001 г. [30] устанавливала:

1. … единые для России принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

2. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождению – для проектирования добычи и транспортировки нефти и газа.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологоразведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и технико-экономическими подсчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производится по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.

4. Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату.

5. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оцениваются в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 °С).

6. Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

7. 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 другие показатели 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.

Согласно Временной классификации 2001 г., запасы нефти, газа и конденсата и содержащихся в них компонентов по степени изученности подразделялись на разведанные – категории А+В+С₁, предварительно оцененные – категория С₂. Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделялись на перспективные – категория С₃, прогнозные локализованные – категория Д_1л и прогнозные – категории Д₁ и Д₂ (см. рис. 4.1).

Отнесение запасов и ресурсов к конкретной категории было строго регламентировано:

Категория А - 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, пьезопроводность и другие).

Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа.

Рис.4.6. Классификация запасов и ресурсов углеводородов России (2001 г.)

* В классификации СССР (1983 г) не выделялись ресурсы категории Д_1л

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 газонасыщенность 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. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным скважинам 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 геологоразведочных 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 неопробованных залежах 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 и планирования геологоразведочных работ; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С₂ частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Категория С₃ – перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленные для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проведенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытые бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания предполагаемой 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.

Категория Д_1л – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д₁ и установленной площади выявленного объекта.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С₃.

Категория Д_{1 –} 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.

Классификация 2001 г., в отличие от предыдущей классификации (1983), ввела новое понятие - категория Д_1л – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящихся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Классификация 1983 г. выделяла две группы запасов: балансовые и забалансовые. В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентах, имеющих промышленное значение, подсчитывались и учитывались извлекаемые запасы, которые определялись как часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Классификация 2001 г. трактовала понятие групп запасов несколько иначе:

При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются:

- геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах;

- извлекаемые запасы – часть геологических запасов, извлечение которых на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи, с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, оцениваются на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

Как видно, такое понятие, как балансовые и забалансовые запасы, в классификации 2001 г. отсутствует. Основная причина – отсутствие понятия «допустимый уровень затрат» в новых условиях недропользования.

Месторождения нефти и газа, согласно классификации 2001 г., по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделялись:

- на уникальные – более 300 млн т нефти или более 500 млрд м³ газа;

- крупные – от 60 до 300 млн т нефти или от 75 до 500 млрд м³ газа;

- средние – от 15 до 60 млн т нефти или от 40 до 75 млрд м³ газа;

- мелкие – менее 15 млн т нефти или менее 40 млрд м³ газа.

Принятая градация существенно отличалась от действующей в основных нефтедобывающих странах и в США. Там в разряд крупных попадают объекты с запасами более 3 млн т извлекаемой нефти. Следует отметить, что по сравнению с предыдущей градацией (1983), принятая классификацией 2001 г. отличалась в сторону увеличения параметров мелких, средних и крупных объектов.

По сложности геологического строения классификации 1983 и 2001 гг. выделяли залежи:

1) простого строения – однофазовые залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

2) сложного строения – одно- и двухфазовые залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породам либо тектонических нарушений;

3) очень сложного строения – одно- и двухфазовые залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Классификация 2005 г., ввод в действие которой определен приказом Министра природных ресурсов от 01.11.2005 г. № 298 с 01.01.2009 г. [31], (как и Классификация 2001 г .) в общих положениях [18]:

1. … 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 степени подготовленности к промышленному освоению подразделяются:

- 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 невскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах (далее – геологические ресурсы).

Как и в классификации 2001 г., здесь сохранены те же понятия и определенная доля преемственности (рис. 4.7, 4.8).

Состав и свойства нефти и газа являются основными показателями, определяющими их промышленную значимость и товарную стоимость. Определение свойств и оценка качества нефти, газа, конденсата и попутных компонентов производятся в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических условий. В соответствии с ними данный документ подтверждает следующие классификации (табл. 4.1 – 4.5).

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 в целом и при решении научных проблем, связанных с прогнозом нефтегазоносности.

Рис.4.7. Классификация запасов нефти Рис.4.8. Классификация ресурсов нефти

и горючих газов (2005) и горючих газов (2005)

Таблица 4.1

Классификация нефтей по содержанию серы*

Содержание серы	Типы нефти
≤0,6 %	Малосернистая
>0,6≤1,8 %	Сернистая
>1,8≤3,5 %	Высокосернистая
>3,5 %	Особо высокосернистая

Таблица 4.2

Классификация нефтей по содержанию парафинов*

Содержание парафина	Типы нефти
≤1,5 %	Малопарафинистая
>1,5 ≤6 %	Парафинистая
>6 %	Высокопарафинистая

* Государственный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 51858–2002 «Нефть. Общие технические условия».

Таблица 4.3

Классификация нефтей по содержанию смол и асфальтенов*

Содержание смол и асфальтов	Типы нефти
≤5 %	Малосмолистые
>5 ≤15 %	Смолистые
>15 %	Высокосмолистые

Таблица 4.4

Классификация нефтей по плотности*

Плотность нефти при 15 °С, г/см^3	Плотность нефти при 20 °С, г/см^3	Типы нефти
≤834,5	≤0,830	Особо легкая
>834,5≤854,4	>0,830≤0,850	Легкая
>854,4≤874,4	>0,850≤0,870	Средняя
>874,4≤899,3	>0,870≤0,895	Тяжелая
>899,3	>0,895	Битуминозная
П р и м е ч а н и е. В соответствии с ГОСТ Р 51858–2002. Нефть. Общие технические условия, плотность нефти начиная с 01.01.2004 г. определяется при 15 °С. Переход на определение плотности при 15 °С – обоснование для сопоставления плотности российских нефтей с зарубежными, плотность которых определяется в единицах API при 60 F, что соответствует 15 °С.

Таблица 4.5

Классификация нефтей по вязкости

Вязкость нефти МПа·с	Типы нефти
≤5	С незначительной вязкостью
>5≤10	Маловязкая
>10≤30	С повышенной вязкостью
>30	Высоковязкая

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 залежи) 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.

Для невыявленных объектов углеводородного сырья (для ресурсов категорий D₁, D₂ и D₃) критерием выделения групп ресурсов является показатель ожидаемой стоимости запасов (Expected Monetary Value – EMV) – стоимость запасов, прогнозируемая по результатам будущих геологоразведочных работ с учетом затрат на них и вероятности их успеха.

Стоимостная оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья должна отвечать принятым в мировой практике принципам анализа и оценки эффективности инвестиций, финансового анализа, а также учитывать реальные экономические условия в России.

Ожидаемая стоимость запасов рассчитывается по формуле

S _ожид = D _ср Р _усп – K _риск (1 – Р _усп),

где D _ср– среднее значение накопленного чистого дисконтированного дохода после налогообложения; Р _усп – вероятность успеха геологоразведочных работ; K _риск – рисковый капитал, под которым в данном случае понимаются затраты на проведение геологоразведочных работ, оплату бонусов и пр.

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 модели.

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 (Р90) – оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,9;

2) оптимальная или базовая (Р50)- оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,5;

3) максимальная (Р10)- оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,1.

15. При определении запасов месторождения подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов и содержащиеся в них компоненты (конденсат, этан, пропан, бутаны, 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 нефти, газового конденсата, а также содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются, а ресурсы нефти и газового конденсата оцениваются и учитываются в 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° С).

В классификации 2005 г. минимальные промышленные концентрации попутных компонентов, подлежащие раздельному подсчету и учету, определены табл. 4.6.

Таблица 4.6

Основные и попутные полезные ископаемые	Сопутствующие компоненты	Минимальная промышленная концентрация
Нефть	Сера Ванадий	0,5 % 120 г/т
Растворенный газ	Этан Пропан-бутан Сероводород Гелий	3 % 0,9 % 0,5 % 0,035 %
Свободный газ	Этан Пропан-бутан Сероводород Гелий Азот Диоксид углерода	3 % 0,9 % 0,5 % 0,005 % 15 % 15 %
Попутные воды	Йод Бром Оксид бора Литий Рубидий Цезий Стронций Германий Вольфрам Магний Калий	10 мг/л 200 мг/л 250 мг/л 10 мг/л 3 мг/л 0.5 мг/л 300 мг/л 0,05 мг/л 0,03 мг/л 100 г/л 1000 мг/л

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 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.

Новая классификация, в отличие от предшествующих, впервые выделяет группы запасов (табл. 4.7) и ресурсов (табл. 4.8) нефти и газа по экономической эффективности.

Таблица 4.7

Дата добавления: 2014-10-22