Войти в ЛК

Приказ Минприроды России № 639 от 20.09.2019 ​

Коротко: правила устанавливают требования к составу и содержанию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (УВС) — проекта пробной эксплуатации (ППЭ), технологической схемы разработки (ТСР) и технологического проекта разработки (ТПР), включая порядок выбора рекомендуемого варианта разработки, требования к геологическим и гидродинамическим моделям и к оформлению документа. Смежный порядок согласования и утверждения технических проектов месторождений — постановление Правительства РФ № 2127 от 30.11.2021; программы обучения по промышленной безопасности горных и нефтегазовых работ — в каталоге курсов промышленной безопасности.

Полное наименование. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 20 сентября 2019 г. № 639 «Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья».

Орган-издатель. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации.

Регистрация в Минюсте. 2 октября 2019 года, регистрационный № 56103.

Срок действия. Действует, без указания конечной даты; заменил главу II и признал утратившими силу отдельные приказы Минприроды № 254 от 08.07.2010 (частично), № 631 от 15.07.2011 и № 94 от 09.04.2012 (п. 2–3 приказа).

Редакция. С изменениями от 07.08.2020 (приказ № 570, действует с 10.11.2020) и от 06.10.2020 (приказ № 772, действует с 04.12.2020).

О чём документ ​

Правила устанавливают требования к составу и содержанию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (УВС), расположенных на территории России, во внутренних морских водах, в территориальном море, на континентальном шельфе, в исключительной экономической зоне, в Азовском и Чёрном морях, в российской части дна Каспийского моря и Мировом океане (п. 1.2). Правила распространяются на три вида проектных технических документов (ПТД): проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (ППЭ) и дополнение к нему; технологическую схему разработки (ТСР) и дополнение к ней; технологический проект разработки (ТПР) и дополнение к нему (п. 1.3, 2.1). Документ предназначен для использования Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра), его территориальными органами и пользователями недр (п. 1.2) при подготовке, согласовании и государственной экспертизе запасов проектных решений по разработке месторождений нефти и газа.

Ключевые положения и сроки ​

  • Три вида ПТД и когда они составляются. ППЭ — на стадии разведки для получения информации об уточнении геологического строения и добывных возможностях месторождения (п. 3.1.1); ТСР — для месторождения с начала промышленной разработки на период разбуривания эксплуатационного фонда скважин (п. 3.2.1); ТПР — для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А по основному полезному ископаемому более 75% (п. 3.3.1).
  • Сроки утверждения ППЭ (п. 3.1.4) — 3 года для мелких и очень мелких месторождений, 5 лет для средних, 7 лет для крупных и уникальных, а также для всех морских месторождений вне зависимости от категории; при пяти и более эксплуатационных объектах срок может увеличиваться до 5 или 7 лет соответственно; продление возможно ещё на срок до 3 лет при необходимости промышленных испытаний новой технологии.
  • Опытно-промышленная разработка (ОПР) (п. 3.2.11, 3.3.7) — допускается выделение участков ОПР для крупных и уникальных месторождений или новых для данных геолого-физических условий технологий; срок ОПР не превышает 7 лет, уровни добычи на этот период не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи по месторождению.
  • Минимальное число вариантов разработки эксплуатационного объекта (ЭО) (п. 5.3.5) — не менее трёх в ТСР и дополнениях к ней, не менее двух в ТПР и дополнениях к нему (без учёта базового варианта); меньшее число требует обоснования.
  • Условия выбытия скважин из эксплуатации при прогнозных расчётах (п. 5.3.13) — для нефтяных добывающих скважин: обводнённость 98%, дебит по нефти 0,5 т/сут или газовый фактор 2500 м³/т (любой из показателей); для газовых и газоконденсатных — снижение устьевого давления ниже уровня, обеспечивающего технологическую возможность подачи газа на подготовку и транспорт.
  • Ставка дисконтирования (п. 5.5.10) — принимается на уровне 10% в реальном выражении для расчёта чистого дисконтированного дохода (ЧДД); использование ставки выше (но не более 15%) требует дополнительного обоснования.
  • Выбор рекомендуемого варианта разработки (п. 5.4.1, 5.5.11, приложение № 5) — по максимальному значению интегрального показателя Tопт(i), учитывающего одновременно нормированный ЧДД пользователя недр и нормированный накопленный дисконтированный доход государства; варианты с отрицательным ЧДД (нерентабельные) исключаются из выбора.
  • Оформление ПТД (гл. VII) — формат листов А4 (таблицы — А3), печать через полтора интервала, высота шрифта не менее 1,8 мм (кегль 12), табличные приложения — в формате MS Excel (п. 7.3, 7.6); к ПТД прилагаются геологические и гидродинамические модели с пусковыми файлами, обеспечивающими запуск без участия исполнителей (п. 7.17), а также реферат с кратким изложением основных положений (п. 7.18–7.19).

Частые вопросы ​

Чем ППЭ отличается от технологической схемы и технологического проекта? ​

ППЭ составляется на стадии разведки для получения информации о геологическом строении и добывных возможностях месторождения (запасы С1+С2); ТСР определяет систему разработки с начала промышленной добычи на период разбуривания эксплуатационного фонда скважин; ТПР составляется для месторождений с долей запасов категории А более 75% и определяет структуру остаточных запасов и завершающую стадию разработки (гл. III Правил).

Сколько вариантов разработки нужно рассчитать для эксплуатационного объекта? ​

Не менее трёх — в технологической схеме и дополнениях к ней, не менее двух — в технологическом проекте и дополнениях к нему; в ППЭ допускается рассмотрение одного варианта (п. 5.3.5, 3.1.6).

По какому показателю выбирается рекомендуемый вариант разработки? ​

По максимальному значению интегрального показателя Tопт(i), объединяющего нормированный чистый дисконтированный доход пользователя недр и нормированный накопленный дисконтированный доход государства (приложение № 5 к Правилам); нерентабельные варианты (с отрицательным ЧДД) в расчёте не участвуют.

Связь с другими НПА ​

Связки с базой знаний ​

Полный текст документа ​

Главы I–V (общие положения, требования к подготовке ПТД, виды технических проектов, техническое задание, основные требования к проектированию) приведены по тексту официальной публикации целиком. Глава VI (детальные требования к содержанию каждого из 20 разделов ПТД — геология, модели, экономика, бурение, техника добычи и т. д.) и приложения № 1–5 (структура документа, титульный лист, свыше 80 форм таблиц, перечень графических приложений, формула выбора рекомендуемого варианта) даны структурным резюме — полный текст этих разделов представляет собой десятки страниц форм и таблиц, неприменимых вне контекста конкретного проекта; методика расчёта показателя Tопт(i) из приложения № 5 приведена в «Ключевых положениях» выше.

Главы I–V. Общие положения, виды ПТД, техническое задание, требования к проектированию

I. Общие положения

1.1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с Законом РФ от 21.02.1992 № 2395-I «О недрах», Положением о Минприроды России и Положением о Роснедрах.

1.2. Правила устанавливают требования к составу и содержанию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья, расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, в территориальном море, на континентальном шельфе, в исключительной экономической зоне, на участках недр в Чёрном и Азовском морях, в российской части дна Каспийского моря и в Мировом океане, и предназначены для использования Роснедрами, его территориальными органами, пользователями недр, иными органами и организациями.

1.3. Правила распространяются на проекты пробной эксплуатации месторождений (залежей), технологические схемы разработки, технологические проекты разработки и дополнения к ним.

II. Общие требования к подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

2.1. Техническими проектами разработки месторождений УВС являются проектные технические документы (ПТД), включающие: проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (ППЭ) и дополнение к нему (ДППЭ), технологическую схему разработки месторождения (ТСР) и дополнение к ней (ДТСР), технологический проект разработки месторождения (ТПР) и дополнение к нему (ДТПР), составленные на геологические запасы, прошедшие государственную экспертизу запасов, либо представленные на неё совместно с ПТД.

2.2. Проектные решения основываются на имеющейся у недропользователя геологической информации о недрах и на результатах расчётов технологических и экономических показателей разработки месторождений.

2.3. Исходная информация для составления ПТД включает: а) лицензию на пользование недрами и условия пользования участком недр; б) техническое задание на проектирование; в) протоколы ранее согласованных ПТД; г) результаты сейсмических, геофизических, гидродинамических (газодинамических) и промысловых исследований скважин и пластов; д) данные бурения всех категорий скважин; е) последний отчёт по подсчёту запасов УВС с заключением государственной экспертизы; ж) ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, включая справки по добыче и по использованию попутного нефтяного газа (ПНГ) с мероприятиями по доведению его использования до 95%; з) результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов; и) результаты промысловых испытаний технологий воздействия на пласт; к) гидрогеологические и инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия; л) информацию для технико-экономических расчётов (калькуляция себестоимости добычи, справка о стоимости работ по бурению и промысловому обустройству); м) дополнительные материалы по запросу организации-составителя ПТД.

III. Технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья

3.1. Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи).

3.1.1. ППЭ и ДППЭ составляются на стадии разведки для получения информации об уточнении геологического строения, добывных возможностей (в том числе с применением технологий интенсификации добычи), выполнения подсчёта запасов и подготовки месторождения к промышленной разработке.

3.1.2. Для крупных и уникальных месторождений ППЭ или ДППЭ могут составляться по части месторождения в пределах отдельного лицензионного участка при условии согласования проектных решений между пользователями недр прилегающих участков.

3.1.3. В ППЭ и ДППЭ выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категорий запасов С1+С2; недропользователь вправе вести бурение и добычу из скважин в границах запасов категории С2 при условии представления результатов пробной эксплуатации для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года начала добычи.

3.1.4. ППЭ утверждается на срок, начиная с года начала реализации: а) 3 года — для мелких и очень мелких месторождений; б) 5 лет — для средних; в) 7 лет — для крупных, уникальных и всех морских месторождений. При пяти и более эксплуатационных объектах срок может увеличиваться до 5 лет (мелкие/очень мелкие) или 7 лет (средние). Сроки могут быть дополнительно продлены на срок не более 3 лет при необходимости промышленных испытаний новой технологии, путём подготовки и согласования ДППЭ.

3.1.5. ППЭ или ДППЭ представляются недропользователем в Роснедра для государственной экспертизы запасов и согласования, как отдельно, так и одновременно с материалами по оперативному изменению состояния запасов (в редакции приказа № 570 от 07.08.2020, действует с 10.11.2020).

3.1.6. В ППЭ и ДППЭ представляется один вариант разработки с вовлечением запасов категории С1+С2 для перспективного планирования обустройства месторождения.

3.1.7. ППЭ и ДППЭ должны включать программу научно-исследовательских работ и доразведки, обеспечивающую получение данных о литолого-стратиграфическом разрезе, тектонических нарушениях, положении контактов газ-нефть-вода, толщине продуктивных пластов, их фильтрационно-ёмкостных и геомеханических свойствах, начальных пластовых давлениях и температурах, гидрогеологических условиях, физико-химических свойствах пластовых флюидов (нефти, газа, конденсата, воды) и других параметрах для построения геологической и гидродинамической моделей.

3.1.8. ДППЭ составляется по данным разведочного и эксплуатационного бурения при: изменении границ месторождения или участков пробной эксплуатации; выявлении новых продуктивных пластов; выделении дополнительных участков пробной эксплуатации; необходимости изменения выделенных эксплуатационных объектов (ЭО); уточнении технологических решений по системе разработки.

3.1.9. При отсутствии необходимых исходных данных в ППЭ и дополнения к нему допускается не включать разделы: состояние разработки месторождения; модели месторождения; методы интенсификации добычи и повышения коэффициента извлечения УВС; анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин.

3.1.10. Для газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и морских месторождений проектирование может начинаться с ТСР — в этом случае данные по п. 3.1.7 определяются на этапе разведки.

3.2. Технологическая схема разработки.

3.2.1. ТСР и ДТСР — ПТД, определяющие систему разработки месторождения с начала промышленной разработки на период разбуривания эксплуатационного фонда скважин.

3.2.2. ТСР и материалы по подсчёту запасов представляются одновременно для государственной экспертизы запасов и согласования ТСР (в редакции приказа № 570 от 07.08.2020).

3.2.3–3.2.6. Для крупных и уникальных месторождений допускается составление ТСР по одному или нескольким ЭО с общей системой сбора и подготовки продукции; допускается составление единых ТСР для группы месторождений; при выходе части месторождения за пределы лицензионного участка ТСР составляется для месторождения в целом с разделением показателей по участкам.

3.2.7. Основные задачи ТСР и ДТСР: выделение ЭО; создание трёхмерной гидродинамической модели (ГДМ) на основе геологической модели; обоснование систем разработки и технологий воздействия; планирование методов интенсификации добычи; прогноз технологических показателей; обоснование коэффициентов извлечения УВС; технико-экономическое обоснование рекомендуемого варианта; подготовка программы исследовательских работ и доразведки.

3.2.9. Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС, обоснованные в ТСР и ДТСР, проходят государственную экспертизу запасов с постановкой на государственный баланс запасов (ГБЗ).

3.2.11. При необходимости опробования новой технологии или для крупных и уникальных месторождений допускается выделение участков опытно-промышленной разработки (ОПР); срок ОПР для утверждённой технологии — не более 7 лет, уровни добычи на этот период не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи по месторождению.

3.2.12–3.2.15. ДТСР представляются на согласование одновременно с материалами по подсчёту запасов (при изменении запасов более чем на 20%) или по оперативному изменению состояния запасов (при изменении менее чем на 20%); без таких материалов — при отклонении фактической добычи от проектной сверх установленного значения, положительных результатах ОПР или необходимости изменения технологии разработки; допускается составление ДТСР по упрощённой схеме для месторождений с несколькими ЭО при выявлении новых залежей или изменении решений по отдельным ЭО.

3.3. Технологический проект разработки.

3.3.1. ТПР составляется для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А по основному полезному ископаемому более 75%.

3.3.2. Основные задачи ТПР и ДТПР: определение структуры остаточных запасов; уточнение ГДМ продуктивных пластов; подготовка мероприятий по рациональному использованию пробуренного фонда скважин; программа методов интенсификации добычи и повышения коэффициента извлечения; обоснование коэффициентов извлечения и остаточных запасов на момент завершения разработки; определение требований к экологической безопасности при консервации и ликвидации промысловых объектов.

3.3.3–3.3.10. Правила составления ТПР и ДТПР (по группе месторождений, по отдельному лицензионному участку, выделение участков ОПР, условия представления ДТПР с материалами по подсчёту запасов или без них, упрощённая схема ДТПР) зеркально повторяют правила для ТСР и ДТСР (п. 3.2.3–3.2.15), применительно к завершающей стадии разработки.

3.3.11–3.3.12. В ТПР и ДТПР анализируется реализуемая система разработки и предлагаются мероприятия по достижению максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения УВС и использования ПНГ; ДТПР составляются по результатам реализации мероприятий, предусмотренных в ТПР, с анализом выполнения утверждённого ПТД.

IV. Техническое задание

4.1. Для составления ПТД предусматривается составление технического задания, в котором для каждого вида ПТД прописываются основные положения, отвечающие целям и задачам данного ПТД.

4.2. В техническом задании указываются перечень информации, предоставляемой составителю (проектировщику) ПТД, и дата, по состоянию на которую составляется ПТД.

V. Основные требования к проектированию разработки месторождений углеводородного сырья

5.1. Принимаемые для проектирования запасы УВС. Геологические запасы месторождений в разведке (категории С1 и С2) утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов; извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК) — на основании государственной экспертизы запасов по рекомендуемому варианту разработки ППЭ или экспертных оценок (эмпирические методы, покоэффициентный метод, метод аналогий); коэффициенты, рассчитанные по ГДМ, не приоритетны и рассматриваются как дополнительный инструмент обоснования (п. 5.1.1 в редакции приказа № 570 от 07.08.2020).

5.2. Выделение эксплуатационных объектов (ЭО). ЭО включает залежь, часть залежи или несколько залежей нефти (газа); цель выделения — рациональная разработка и максимальные экономически целесообразные коэффициенты извлечения; ЭО выделяется при достаточных удельных запасах и наличии непроницаемых разделов между соседними ЭО. Геологические критерии объединения залежей в один ЭО (п. 5.2.5): единый этаж нефтегазоносности и близкие литологические характеристики; идентичность по литологии и типу коллекторов; незначительные отличия по проницаемости и неоднородности; близкие свойства нефтей; близкие характеристики состава флюидов для газовых и газоконденсатных залежей. Уточнение (укрупнение, разукрупнение) ЭО допускается в ПТД по геологическим или технологическим причинам.

5.3. Обоснование вариантов разработки. ПТД должен содержать несколько вариантов разработки по каждому ЭО (кроме отдельно оговорённых случаев упрощённой схемы): не менее трёх — в ТСР и ДТСР, не менее двух — в ТПР и ДТПР (без учёта базового варианта); в ППЭ допускается один вариант (п. 5.3.5). Базовый вариант — добыча УВС фондом скважин, пробуренным и действующим на начало первого проектного года (п. 5.3.2). Варианты должны включать разные конструкции скважин и системы воздействия, методы увеличения нефте-, газо- и конденсатоотдачи (МУН, МУГ, МУК, п. 5.3.4). Условия выбытия скважин из эксплуатации при прогнозных расчётах (п. 5.3.13): для нефтяных — обводнённость 98%, дебит по нефти 0,5 т/сут или газовый фактор 2500 м³/т; для газовых и газоконденсатных — снижение устьевого давления ниже уровня, обеспечивающего технологическую подачу газа на подготовку и транспорт; для морских месторождений — с учётом нормативных сроков службы установок и сооружений.

5.4. Рекомендуемый вариант разработки. Выбор проводится на основе технико-экономической оценки вариантов по ЭО (п. 5.4.1); для месторождения в целом формируется один рекомендуемый вариант как совокупность рекомендуемых вариантов по каждому ЭО (п. 5.4.4); проектные показатели по категории А+В1 утверждаются на рентабельный период, по категории А+В1+В2 — до конца разработки для проектирования обустройства (п. 5.4.5).

5.5. Технико-экономическая оценка вариантов разработки. Экономическая оценка проводится недропользователем в соответствии с нормативными документами по оценке эффективности инвестиционных нефтегазовых проектов (п. 5.5.1, в редакции приказа № 772 от 06.10.2020). Рентабельный срок разработки — часть проектного срока с положительным значением дисконтированных годовых денежных потоков. Ставка дисконтирования — 10% в реальном выражении, использование ставки выше (но не более 15%) требует дополнительного обоснования (п. 5.5.10, в редакции приказа № 772). Капитальные затраты определяются по направлениям: геологоразведочные работы, бурение скважин, обустройство, промысловая инфраструктура, применение МУН/МУГ/МУК (п. 5.5.8). Рекомендуемый вариант — с максимальным значением интегрального показателя Tопт(i) (п. 5.5.11, формула — приложение № 5 к Правилам, приведена в «Ключевых положениях» выше).

5.6. Качество геологических и гидродинамических моделей. Трёхмерные геологические (ГМ) и гидродинамические (ГДМ) модели строятся по каждой залежи, числящейся на ГБЗ, в соответствии с выделенными ЭО; должны обеспечивать возможность получения средних подсчётных параметров по каждому ЭО и расчёта прогнозных показателей по всем категориям запасов; запасы и подсчётные параметры в моделях должны соответствовать данным, прошедшим государственную экспертизу запасов (п. 5.6.3 в редакции приказа № 570 от 07.08.2020); модель представляется по всем вариантам разработки с возможностью запуска расчёта.

Главы VI–VII и приложения № 1–5 (структурное резюме)

VI. Содержание разделов проектного технического документа. Глава детализирует, что должен содержать каждый из 20 нумерованных разделов ПТД (структура полностью совпадает с оглавлением по приложению № 1): 1 — общие сведения о месторождении и лицензионном участке (обзорная схема, климатические условия, соседние месторождения); 2 — геолого-физическая характеристика (геологическое строение, гидрогеологические условия, физико-гидродинамическая характеристика пластов, свойства флюидов, запасы УВС); 3 — состояние разработки месторождения (этапы проектирования, текущее состояние по ЭО, анализ выработки запасов, сопоставление фактических и проектных показателей); 4 — модели месторождения (геологическая и гидродинамическая); 5 — проектирование разработки (выделение ЭО, технологические показатели вариантов и выбор рекомендуемого); 6 — методы интенсификации добычи и повышения коэффициента извлечения (анализ эффективности, программа применения, опытно-промышленные работы); 7 — экономическая оценка вариантов (методика, макроэкономические показатели, налоги, капитальные и текущие затраты, технико-экономические показатели, анализ чувствительности); 8 — характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения; 9 — конструкции скважин, буровые работы, вскрытие и освоение пластов, консервация и ликвидация скважин, включая меры по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами (п. 6.14, подраздел 9.4); 10 — техника и технология добычи (режимы эксплуатации, способ и параметры эксплуатации скважин, борьба с осложнениями, система сбора и подготовки продукции, поддержание пластового давления); 11 — обустройство месторождения; 12 — автоматизация технологических процессов; 13 — охрана окружающей среды; 14 — техника безопасности (при наличии отдельного раздела по условиям лицензии); 15 — кадровое обеспечение; 16 — контроль процесса разработки (виды исследований скважин и пластов, периодичность); 17 — доразведка и научно-исследовательские работы (программа, обоснование); 18 — мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению экологической безопасности; 19 — заключение (основные проектные решения, показатели рекомендуемого варианта); 20 — список использованных источников.

VII. Оформление проектного технического документа. ПТД представляется в виде текстовой части, табличных и графических приложений (табличные — в формате MS Excel); текстовая часть нумеруется главами по разделам 6.6–6.8 и далее (п. 7.3); формат листов — А4, для таблиц допускается А3 (п. 7.5); печать — через полтора интервала, чёрным цветом, высота знаков не менее 1,8 мм / кегль 12 (п. 7.6); сквозная нумерация страниц по каждой книге (п. 7.8); графические материалы — по требованиям к горной графической документации, перечень рекомендуемых приложений — в приложении № 4 (п. 7.16); к ПТД прилагаются геологические и гидродинамические модели с пусковыми файлами для запуска без участия исполнителей (п. 7.17); для согласования по постановлению № 118 к ПТД прилагается реферат отдельной книгой с кратким изложением 11 позиций — от общих сведений о месторождении до раздела «Охрана недр» (п. 7.18–7.19), с приложением ключевых таблиц (состояние запасов, геолого-геофизическая характеристика, сравнение проектных и фактических показателей, характеристика фонда скважин, технологические показатели по рекомендуемому варианту) и графических материалов (обзорная карта, геологические профили, карты отборов, схема размещения скважин).

Приложение № 1 — содержание ПТД: полное оглавление из 20 разделов с подразделами (совпадает со структурой главы VI выше).

Приложение № 2 — образец титульного листа ПТД.

Приложение № 3 — свыше 80 форм таблиц (геолого-физическая характеристика, состояние запасов, характеристика фонда скважин, технологические показатели по вариантам разработки, технико-экономические показатели, программа исследовательских работ и др.) — основной объём документа (порядка 3100 строк исходного текста), не приводится дословно как не применимый вне конкретного проекта.

Приложение № 4 — перечень из 17 рекомендуемых графических приложений: геологические профили вдоль и вкрест простирания месторождения, структурная карта по кровле коллектора, карты эффективных нефте-/газо-/нефтегазонасыщенных толщин, карта текущего состояния разработки ЭО, карта накопленных отборов, карта изобар, карты подвижных запасов по ГДМ, карта социально-экологических ограничений (водоохранные зоны, защитные леса, территории коренных малочисленных народов, ООПТ) и другие.

Приложение № 5 — методика определения рекомендуемого варианта разработки ЭО через интегральный показатель Tопт(i) = HNPV(i) + Нддг(i), где HNPV(i) и Нддг(i) — нормированные (делённые на максимальное среди вариантов значение) чистый дисконтированный доход пользователя недр и накопленный дисконтированный доход государства соответственно; рекомендуемым признаётся вариант с максимальным Tопт(i), округлённым до третьего знака после запятой; нерентабельные варианты (отрицательный ЧДД) в расчёте не участвуют.

Официальный источник ​

Приказ Минприроды России от 20.09.2019 № 639 на pravo.gov.ru.