Ответственное лицо: Танин Евгений Викторович

Адрес электронной почты ответственного лица: This email address is being protected from spambots. You need JavaScript enabled to view it.

Контактный телефон ответственного лица: (499) 254-01-74

Ключевые слова:

недра, правила разработки месторождение, месторождения углеводородного сырья

https://regulation.gov.ru/project/24739.html?point=view_project&stage=1&stage_id=8224 

 

Скачать

 

Проект Приказа Минприроды России «Об утверждении Правил проектирования разработки месторождений углеводородного сырья»

Проект размещен 27.04.2015 г. на сайте https://regulation.gov.ru

Идет публичное обсуждение с 27.04.2015 г. по 26.06.2015 г.

Рассматриваемый проект Правил устанавливает виды, структуру, содержание и порядок оформления проектных документов на разработку месторождений и залежей углеводородного сырья.

Проект предполагает, что требования Правил обязательны для исполнения:

- органами исполнительной власти, осуществляющими управление государственным фондом недр, контроль и надзор за работами при пользовании недрами, государственную экспертизу запасов, согласование проектной документации на разработку и обустройство месторождений углеводородного сырья;

- пользователями недр, независимо от формы собственности (юридическими и физическими лицами), осуществляющими разведку, добычу углеводородного сырья, строительство и эксплуатацию скважин и других промысловых сооружений;

- организациями, осуществляющих подготовку проектных документов на разработку месторождений углеводородного сырья.

В соответствии с рассматриваемыми Правилами основой для проектирования обустройства месторождений, технического проектирования строительства скважин, составления годовых и долгосрочных планов добычи углеводородного сырья является проектный технологический документ на разработку месторождений углеводородного сырья, подготавливаемый пользователем недр.

Устанавливается, что проектные технологические документы на разработку месторождений углеводородного сырья составляются на геологические запасы, прошедшие государственную экспертизу и основываются на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки месторождений.

Правила предусматривают  закрытый перечень исходной информации для составления проектных технологических документов на разработку месторождений.

Правила предусматривают, право пользователя недр на получение информации в федеральном органе управления государственным фондом недр или в его территориальном органе по части месторождения, находящегося в нераспределенном фонде.

Среди видов проектных документов Правила предусматривают:

- проект пробной эксплуатации месторождения (залежи);

- технологическая схема разработки;

- технологический проект разработки.

Также Правила устанавливают:

- требования к техническому заданию, в котором закрепляется перечень информации, предоставляемой недропользователем проектировщику и фиксируется дату, по состоянию на которую составляется проектный документ;

- требования к проектированию разработки месторождений, в которые входят требования к запасам углеводородного сырья, принятым для проектирования, к выбору вариантов разработки, к качеству геологических и гидродинамических моделей и др.;

- содержание разделов проектного документа, в том числе общие сведения о месторождении и лицензионном участке, геолого-физическая характеристика месторождения, состояние разработки месторождения, экономическая оценка вариантов разработки, техника и технология добычи углеводородного сырья и др.;

- правила оформления проектного документа.

https://www.ecospecialist.ru

  

Министерство природных ресурсов и экологии

 

Российской Федерации 

 

Приложение

 

к приказу Минприроды России

 

от «__» ________ 201_ г. № ___

 

 

 

ПРОЕКТ ДОКУМЕНТА

 

 

 

 

 

 

ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ

 

МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

 

 

Москва – 2015г

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

Область применения..................................................................................................................... 3

 

Нормативные документы............................................................................................................. 4

 

Термины и определения............................................................................................................... 5

 

Основные сокращения................................................................................................................ 10

 

1. Общие положения................................................................................................................... 12

 

2. Технологические проектные документы на разработку месторождений увс.................. 12

 

3. Стадия разведки - подготовка месторождения к промышленной разработке.................. 14

 

4.Промышленная разработка месторождения УВС………………………………………... 16

 

5. Допустимые отклонения в добыче увс................................................................................ .17

 

6. Государственный надзор за геологическим изучением, рациональным использо ванием                 

  и охраной недр и обоснование обновления проектной документации................................... 19

 

7. Требования к системе разработки месторождения УВС..................................................... 20

 

8. Категории скважин................................................................................................................. 22

 

9. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных           

пластов и освоения скважин......................................................................................................... 23

 

10. Учет фонда скважин............................................................................................................. 24

 

11. Ввод скважин в эксплуатацию............................................................................................ 26

 

12. Требования к эксплуатации скважин................................................................................. 27

 

13. Ремонт скважин..................................................................................................................... 28

 

14. Контроль и регулирование процесса разработки.............................................................. 29

 

15. Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспорт увс................... 30

 

16. Учет и отчетность при разработке месторождений увс.................................................... 31

 

17. Документация по разработке месторождения увс и эксплуатации скважин................. 32

 

18. Охрана недр........................................................................................................................... 34

 

19. Завершение разработки месторождения............................................................................. 34

 

 

 

  

 

Область применения

 

Настоящие Правила разработки месторождений углеводородного сырья (далее - Правила) устанавливают основные нормы и требования к разработке месторождений углеводородов, расположенных на территории Российской Федерации и ее континентальном шельфе и внутренних морях,  обеспечивающие применение рациональных систем разработки, технологий разработки и управление процессами разработки месторождений.

 

Правила составлены с учетом требований законодательства Российской Федерации о недрах, нормативных актов федерального органа управления государственным фондом недр по вопросам, связанным с пользованием недрами для рациональной добычи углеводородов.

 

Соблюдение настоящих Правил обязательно органами исполнительной власти, осуществляющими управление государственным фондом недр, контроль и надзор за работами при пользовании недрами, государственную экспертизу запасов, согласование проектной документации на разработку и обустройство месторождений углеводородного сырья, и пользователями недр, независимо от формы собственности (юридическими и физическими лицами), осуществляющими разведку, подсчет запасов, проектирование разработки и обустройства месторождений, добычу углеводородного сырья, строительство и эксплуатацию скважин и других промысловых сооружений.

 

Издаваемые органами исполнительной власти нормативные акты, связанные с разработкой месторождений углеводородов, не могут противоречить настоящим Правилам.

 

  

 

Нормативные документы

 

• Федеральный закон РФ от 21 февраля 1992 года N 2395-1 "О недрах" (в редакции Федерального закона от 3 марта 1995 года N 27-ФЗ) (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N16, ст.834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N10, ст.823; 1999, N7, ст.879; 2000, N2, ст.141; 2001, N33, ст.3429; 2002, N22, ст.2026; 2004, N35, ст.3607; 2006, N17, ст.1778; 2008, N18, ст.1941; N29, ст.3418, 3420; 2009, N1, ст.17; 2010, N21, ст.2527; 2011, N15, ст.2025; N30, ст.4570, 4590; N49, ст.7042; 2012, N53, ст.7648;2013, N19, ст.2312; N30, ст.4060, 4061).
• «Правила охраны недр», введенные Постановлением Федерального горного и промышленного надзора РФ №71 от 06.06.2003 года и с учётом поправок внесённых приказом от 30.06.2009 года №183 «О внесении изменений в «Правила охраны недр».
• Постановление Верховного Совета РФ от 15 июля 1992 года N3314-1 "О порядке введения в действие Положения о порядке лицензирования пользования недрами" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N33, ст.1917).
• Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 1 ноября 2013 года №477 «Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов».

 

 

 

Термины и определения

 

В настоящих Правилах применены следующие термины с соответствующими определениями:

 

•    Воздействие на залежь углеводородов: комплекс технологических и технических мероприятий, связанных с нагнетанием в пласт рабочих агентов и направленных на создание благоприятных условий для вытеснения углеводородов из пород-коллекторов к забоям добывающих скважин с целью интенсификации добычи и увеличения коэффициента извлечения углеводородов.

 

•    Выборочная отработка: первоочередная эксплуатация наиболее продуктивных пластов и участков месторождения, не предусмотренная утвержденным в установленном порядке проектным технологическим документом (ПТД) на разработку месторождений углеводородов, приводящая к разбалансированности проектной системы разработки и уменьшению утвержденных коэффициентов извлечения углеводородов.

 

•    Геологическая модель: представленный в электронном виде аналог месторождения (залежи, ЭО), характеризующий продуктивные пласты и содержащиеся в них флюиды в виде статического цифрового трехмерного массива геолого-физических данных. 

 

•    Геолого-технологические (технические) мероприятия: комплекс мероприятий, проводимый в (на) скважинах, с целью интенсификации добычи УВС и оптимизации разработки месторождения (ЭО), с целью увеличения коэффициентов извлечения углеводородов.

 

•    Геофизические исследования скважин: исследования естественных или искусственно созданных физических полей  в скважинах, с целью изучения состава и свойств  горных пород, флюидов, элементов конструкции и технического состояния скважин.

 

•    Гидравлический разрыв пласта: способ увеличения продуктивности/ приемистости скважин за счет развития естественных и/или создания искусственных трещин в продуктивной части пласта, вскрытого скважиной, путем создания на забое давлений, превышающих пределы прочности породы на разрыв.

 

•    Гидродинамическая модель: совокупность цифрового трехмерного массива геолого-физических параметров, характеризующая моделируемое месторождение (залежь, ЭО), и управляющих воздействий на него в процессе разработки, описывающая основные закономерности фильтрации пластовых флюидов под влиянием этих воздействий и применяемых технико-технологических решений.

 

•    Гидродинамические исследования скважин и пластов: комплекс методов определения фильтрационно-емкостных характеристик пластов-коллекторов и параметров, характеризующих производительность скважин, взаимосвязи между скважинами, забойных и пластовых давлений.

 

•    Дело скважины: комплект всех первичных документов о бурении (в т.ч. паспорт скважины), технологии перфорации, вводе в эксплуатацию и режимах эксплуатации, проводимых текущих и капитальных ремонтах в скважине, промысловых геофизических, гидродинамических и других исследованиях в скважине, а также сведения о любых работах, проведенных на скважине от момента начала бурения до ликвидации.

 

•    Залежь (углеводородов): естественное единичное скопление нефти и/или газа в ловушке, образованное в одном или нескольких пластах-коллекторах, ограниченное в кровле и подошве непроницаемыми породами и (или) ВНК (ГВК), имеющая единую гидродинамическую систему и единый контур нефте- и (или) газоносности.

 

•    Испытание пласта: комплекс исследовательских работ, в  пробуренных скважинах (в обсаженном или в открытом стволе), проводимых с целью установления начальных фильтрационно-емкостных, добычных характеристик пласта и физико-химических свойств флюидов.

 

•    Капитальный ремонт скважины: работы, связанные с восстановлением целевого назначения скважины в том числе: восстановлением герметичности цементного камня, обсадной колонны и устранением ее деформаций, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, ловильными и другими сложными работами в стволе скважины в виде зарезки второго ствола, перевода на другой ЭО и т.д.

 

•    Коэффициент извлечения УВС (нефти, конденсата и газа): отношение количества извлекаемых из залежи углеводородов к их начальным геологическим запасам.

 

•    Лицензия на пользование недрами: документ, удостоверяющий право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах, в соответствии с указанной в ней целью, в течение установленного срока, при соблюдении владельцем заранее оговоренных требований и условий пользования недр (лицензионное соглашение).

 

•    Лицензионное соглашение: договор, заключенный между владельцем (распорядителем) недр и недропользователем, в котором определены границы лицензионного участка, и оговорены требования и условия пользования недр.

 

•    Месторождение: совокупность залежей нефти и/или газа, приуроченных к одной или нескольким ловушкам (куполам), контролируемых единым структурным элементом и расположенных в пределах одной локальной площади.

 

•    Методы увеличения нефтеотдачи/газоотдачи/конденсатоотдачи (третичные): способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности (остаточной газонасыщенности), путем изменения физико-химических свойств пород и флюидов, динамики и направления фильтрационных потоков, нагнетаемых агентов с целью вовлечения в процесс выработки слабо/недренируемых запасов углеводородов.

 

•    Мониторинг (надзор) разработки месторождения: комплексная система наблюдений за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр месторождения для оперативного управления процессом добычи основных, попутных полезных ископаемых и компонентов из ЭО.

 

•    Недропользователь: юридическое или физическое лицо, получившее в установленном  порядке лицензию на пользование участком недр с целью поисков, разведки и/или добычи УВС, а также сопутствующих ему попутных им полезных ископаемых.

 

•    Опробование пласта: получение притока с целью установления нефтегазоносности пласта, отбора проб содержащихся в нем флюидов, изучение их количественного и качественного состава.

 

•    Опытно-промышленные работы: мероприятия, проводимые на скважинах, расположенных на локальных участках месторождения (ЭО) по испытанию новых технических средств и технологий разработки с целью увеличения дебита/приемистости скважин или повышения нефте- (газо-, конденсато-) отдачи для данных геолого-физических условий. 

 

•    Освоение скважины: вызов притока жидкости (газа) из пласта или закачка в него рабочего агента.

 

•    Пласт (продуктивный):стратиграфически выделенный геологический объект, представленный породами-коллекторами и породами-неколлекторами, ограниченный непроницаемыми кровлей и подошвой, выделенными в региональных и локальных осадочных комплексах.

 

•    Плотность сетки скважин: отношение площади ЭО к количеству проектных (пробуренных) вертикальных (условно вертикальных или наклонно-направленных) скважин (стволов).

 

•    Попутный газ: добываемый совместно с нефтью растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки, добываемый через нефтяные скважины, в том числе без вскрытия перфорацией газонасыщенныхпропластков, вследствие особенностей геологического строения и/или технологии разработки, принятой в утвержденном проектном технологическом документе.

 

•    Приведенная плотность сетки скважин: отношение площади эксплуатационного объекта к количеству проектных (пробуренных) скважин, включая горизонтальные, многоствольные скважины, боковые стволы, гидроразрыв пласта в пересчете на количество вертикальных (или наклонно-направленных) скважин.

 

•    Пробная эксплуатация: начальный период разработки месторождения УВС или его части разведочными и/или эксплуатационными скважинами с целью получения необходимого количества информации, используемой для обоснования ввода его в промышленную разработку.

 

•    Проектный технологический документ: составленный в соответствии с утвержденными нормативами, регламентами, инструкциями и условиями ЛС документ (дополнения к нему), определяющий основные технико-технологические решения по разработке ЭО и технологические показатели добычи УВС и воды, закачки агента вытеснения по эксплуатационным объектам разработки и месторождению в целом.

 

•    Проектный срок разработки: период времени, за который средняяобводненность продукции всех добывающих нефтяных скважин достигает не менее 98% и/или средний дебит скважин по нефти всех скважин равен или менее 0,5т/сут; по добывающим газовым и газоконденсатным скважинам устьевое давление достигает предельного обоснованного технико-экономическими расчетами минимального давления

 

•    Промышленная разработка месторождения УВС: совокупность технологических процессов рационального извлечения из недр УВС и других попутных полезных ископаемых и компонентов второй группы, в соответствии с технологической схемой (проектом) разработки или дополнениями к ним, утвержденными в установленном порядке.

 

•    Рабочий агент: флюид (вода, в том числе с различными добавками; пар; газ или их сочетание), закачиваемый в залежь для поддержания пластового давления и вытеснения углеводородов.

 

•    Разработка месторождения УВС: технологический процесс, направленный на извлечение из недр УВС и других попутных полезных ископаемых и компонентов второй группы на основе ПТД.

 

•    Растворенный нефтяной газ: смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в растворенном виде в нефти.

 

•    Регулирование процесса разработки: комплекс геолого-технологических мероприятий, проводимый в (на) скважинах в целях совершенствования процесса разработки месторождения (объекта разработки) в рамках утвержденных проектных решений.

 

•    Свободный природный газ: смесь углеводородных (С1-С4) и неуглеводородных компонентов, находящихся в начальных пластовых условиях в газообразном состоянии. 

 

•    Система обустройства месторождения: технологический комплекс сооружений, предназначенный для сбора, подготовки и транспорта УВС и попутных полезных ископаемых, позволяющий осуществлять разработку месторождения в соответствии с утвержденным проектным документом на обустройство. 

 

•    Система разработки: обоснованный в проектном технологическом документе комплекс технико-технологических решений, направленных на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН (КИГ, КИК).

 

•    Скважина:горно-техническое сооружение круглого сечения, диаметр которого много меньше его длины.

 

•    Текущий ремонт скважины: работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, обеспечением заданного технологического режима работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина, солей и других отложений.

 

•    Технологические показатели разработки: ежегодные величины отборов углеводородов и воды; закачки рабочих агентов; метража бурения, ввода в эксплуатацию и вывода из нее скважин всех категорий; количество действующего эксплуатационного фонда скважин; средние дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин, и другие показатели, устанавливаемые проектным технологическим документом на разработку месторождения.

 

•    Технологический режим эксплуатации скважины: совокупность параметров, устанавливающая режим эксплуатации с учетом геологических и технико-технологических ограничений.

 

•    Технологические потери углеводородов: безвозвратное уменьшение количества извлеченного из недр углеводородного сырья, связанное с реализуемыми проектами обустройства элементов производственного цикла (скважин, установок, сооружений), а также физико-химическими характеристиками добываемого из недр углеводородного сырья.

 

•    Углеводородное сырье: полезные ископаемые (нефть, свободный газ и газ из газовой шапки) и попутные полезные компоненты первой группы (растворенный газ и газовый конденсат), добываемые эксплуатационными скважинами с использованием различных технологий разработки месторождений.

 

•    Эксплуатация добывающих скважин: создание условий, обеспечивающих извлечение УВС и попутных полезных ископаемых  и компонентов второй группы из продуктивных пластов на поверхность.

 

•    Эксплуатационный объект (самостоятельный): залежь нефти (газа), часть залежи или несколько залежей нефти (газа), разрабатываемых единой сеткой эксплуатационных скважин.

 

•    Эксплуатационный объект (возвратный): залежь нефти (газа) или несколько залежей нефти (газа) объединенных в один ЭО, разработка которой/ых, как самостоятельного ЭО, технико-экономически нерентабельно, что обосновано в ПТД.

 

 

 

Основные сокращения

 

 

 

БС                   боковой ствол

 

БГС                боковой горизонтальный ствол

 

ВНК               водонефтяной контакт

 

ГБ РФ           государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ

 

ГВК                газоводяной контакт

 

ГДИ                гидродинамические исследования пластов в скважинах

 

ГИС               геофизические исследования скважин

 

ГДМ               гидродинамическая модель

 

ГМ                  геологическая модель

 

ГРП                гидравлический разрыв пласта

 

ГС                  горизонтальная скважина

 

ГТМ               геолого-технологические (технические) мероприятия

 

ДКС               дожимная компрессорная станция

 

ДТПР             дополнение к технологическому проекту разработки

 

ДТСР             дополнение к технологической схеме разработки

 

КРС               капитальный ремонт скважин

 

КИГ               коэффициент извлечения газа

 

КИН               коэффициент извлечения нефти

 

КИК               коэффициент извлечения конденсата

 

ЛС                  лицензионное соглашение

 

ЛУ                  лицензионный участок

 

МГС               многоствольная горизонтальная скважина

 

МЗС               многозабойная скважина

 

НКС               нагнетательная компрессорная станция

 

ОПР               опытно-промышленные работы

 

ППД               поддержание пластового давления

 

ППЭ               проект пробной эксплуатации

 

ПТД               проектный технологический документ

 

РФ                  Российская Федерация

 

ТПР                технологический проект разработки

 

ТРС                текущий ремонт скважин

 

ТСР                технологическая схема разработки

 

ТЭО               технико-экономическое обоснование

 

УВС               углеводородное сырье

 

УКПГ                        установка комплексной подготовки газа

 

УППГ                        установка предварительной подготовки газа

 

ЦКР               Центральная комиссия по согласованию технических проектов

 

разработки месторождений  УВС Федерального агентства по недропользованию 

 

ЭО                  эксплуатационный объект

 

 

 

 

 

1.                  Общие положения

 

1.1.   Владельцем и распорядителем недр является государство.

 

1.2. Документом, удостоверяющим право пользование недрами, является лицензия, предоставляемая недропользователю в соответствии с порядком, установленным законодательством РФ.

 

1.3.   Основные требования к порядку использования недр устанавливаются в лицензионном соглашении, являющемся неотъемлемой частью лицензии.

 

1.4. Недра могут предоставляться в пользования для геологического изучения, включающего поиск, разведку и оценку запасов месторождений, добычи УВС; для целей, не связанных с добычей, в том числе строительства подземных хранилищ, отбора подземных вод для поддержания пластового давления, сброса попутных пластовых и сточных вод. Лицензия может предусматривать право как отдельно каждого из указанных видов пользования, так и несколько видов пользования одновременно.

 

1.5. Добыча УВС может осуществляться как на стадии геологического изучения (разведки), так и на стадии промышленной разработки месторождения при выполнении следующих обязательных требований:

 

• наличие лицензии на право пользования недрами, предусматривающей право добычи углеводородов;
• запасы углеводородов прошли государственную экспертизу;
• наличие утвержденного в установленном порядке ПТД на разработку месторождения;
• наличие горного и земельных отводов;
• наличие утвержденных в установленном порядке проектных документов на обустройство месторождений и строительство скважин;
• наличие разрешений на ввод в эксплуатацию построенных  промысловых объектов и  скважин;
• заключен договор с противофонтанной службой на оперативно-профилактическое обслуживание.

 

1.6.   При разработке месторождений недропользователь обязан обеспечить применение наилучших доступных технологий, обеспечивающих наиболее полное экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

 

1.7. При выполнении работ по поискам, разведке и разработке месторождения  недропользовательобязан обеспечить выполнение требований законодательства, ЛС, утвержденных в установленном порядке действующих нормативных документов в области промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды, технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами и несет ответственность за их выполнение.

 

2.                  Технологические проектные документы на разработку месторождений УВС

 

2.1. К проектным технологическим документам на разработку месторождений, разрешающим осуществлять работы по разработке участка недр и добыче УВС относятся:

 

• Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему;
• Технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней;
• Технологический проект разработки месторождения и дополнения к нему.

 

2.2. ППЭ составляется и  реализуется на стадии разведки с целью получения необходимой информации для уточнения геологического строения, добычных возможностей, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению.

 

2.3. Срок действия ППЭ не более трех лет для мелких и очень мелких  месторождений, не более  пяти лет для средних, не более семи лет для крупных и уникальных с года начала его реализации (получения углеводородов из предусмотренных проектом скважин).

 

2.4. ТСР составляется для подготовленных к промышленному освоению месторождений.

 

2.5. Проектные технологические документы на разработку месторождений УВС составляются на геологические запасы, прошедшие государственную экспертизу, либо представляемые совместно с ПТД.

 

2.6. В проектном технологическом документе (кроме ППЭ) проводится обоснование извлекаемых запасов УВС на основании многовариантных технико-экономических расчетов, с последующим учетом извлекаемых запасов в ГБ РФ.

 

2.7. Требования к подготовке и содержанию ПТД на разработку месторождений определены в «Правилах проектирования разработки месторождений углеводородного сырья».

 

2.8. Сроки подготовки ПТД на разработку месторождений и ввода месторождений в пробную эксплуатацию или промышленную разработку должны соответствовать условиям, определенным в ЛС.

 

2.9.    Фактическим годом ввода месторождения в пробную эксплуатацию или промышленную разработку считается год получения добычи углеводородов из первой, предусмотренной соответствующим ПТД скважины.

 

2.10.  ТПР составляется для месторождений с запасами категории А более 75%.

 

2.11.  Действие ТСР и ТПР и дополнений к ним распространяется на весь период разработки месторождений до полной выработки извлекаемых запасов и проведения ликвидационных работ.

 

2.12.  В составе ТСР, ТПР и дополнений к ним  могут быть выделены участки для проведения опытно-промышленной разработки с целью испытания новых технологий разработки, либо известных технологий, не апробированных в данных конкретных условиях.

 

2.13.  ТСР, ТПР и дополнения к ним составляются для месторождения в целом.

 

2.14.  Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается составление ТСР, ТПР и дополнений к ним для одного или нескольких ЭО, разрабатываемых с использованием общей системы сбора и подготовки продукции.

 

2.15.  Допускается составление единых ТСР, ТПР и дополнений к ним для группы мелких и очень мелких месторождений УВС с общей системой сбора и подготовки продукции с разделением показателей разработки по месторождениям. 

 

2.16.  В случае, когда часть месторождения выходит за пределы ЛУ и находится в нераспределенном фонде или принадлежит другим недропользователям, ТСР, ТПР и дополнения к ним составляются для месторождения в целом с разделением показателей разработки по ЛУ всех недропользователей, а также части месторождения, находящейся в нераспределенном фонде недр. 

 

2.17.  При составлении ПТД на разработку месторождений должна быть использована вся имеющаяся геолого-геофизическая информация. Недропользователь имеет право на получение информации в федеральном органе управления государственным фондом недр или в его территориальном органе по части месторождения, которая находится в нераспределенном фонде.

 

2.18.  Новые ПТД на разработку месторождений могут подготавливаться в течение всего срока действия ранее утвержденных, при этом срок действия ППЭ не может быть увеличен.

 

2.19.  ПТД на разработку месторождений подлежат согласованию с уполномоченными органами власти в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

 

2.20.      Проектные решения и технологические показатели разработки действующего ПТД на разработку месторождения утрачивают силу с момента (даты) согласования нового.

 

3.                  Стадия разведки - подготовка месторождения к промышленной разработке

 

3.1. Месторождение считается находящимся в разведке после постановки запасов УВС на ГБ РФ.

 

3.2. Главной целью стадии разведки месторождения УВС является получение необходимых геолого-геофизических, технико-технологических и других материалов, позволяющих подготовить месторождение к подсчету запасов УВС, составлению ТСР и вводу в промышленную разработку.

 

3.3. Для месторождения, находящегося на стадии разведки составляются соответствующие документы проекты на разведку, на пробную эксплуатацию единичных поисковых или разведочных скважин или проект на пробную эксплуатацию месторождения (залежи). Содержание и виды работ на разведку, и пробную эксплуатацию единичных поисковых (разведочных) скважин или пробную эксплуатацию месторождения (залежи) определяются в документах, утвержденных в соответствии с законодательством РФ.

 

3.4. Месторождение считается введенным в разработку при начале добычи из эксплуатационных скважин в соответствии с ПТД – проектом пробной эксплуатации. На этапе пробной эксплуатации средних, крупных и уникальных месторождений может добываться не более 20% извлекаемых запасов.

 

3.5. Под пробной эксплуатацией единичных поисковых и разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добычных возможностей скважин (в том числе с применением технологий интенсификации притока), состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов (коэффициенты продуктивности, дебиты флюидов из скважин, газовый фактор и т.п.) и выявления изменений этих параметров во времени.

 

3.6. Целесообразность и сроки (не более одного года) проведения пробной эксплуатации единичных поисковых (разведочных) скважин до составления ПТД на разработку месторождения согласовываются органами, выдавшими лицензию и органами государственного контроля по индивидуальным проектам пробной эксплуатации скважин, составляемым недропользователем.

 

3.7. Виды исследовательских работ по разведочным, поисковым скважинам (отбор и лабораторные исследования керна, шлама, глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, промыслово-геофизические и гидродинамические исследования скважин и т.п.), объемы и порядок их проведения определяются проектом на строительство поисковой или разведочной скважины, проектом поисково-разведочных работ и (или) ППЭ месторождения. Если разведочные скважины бурятся на месторождении находящемся в промышленной разработке, то виды, объемы и порядок проведения работ определяется проектом доразведки месторождения и ПТД на разработку (ТСР, ТПР или дополнениями к ним).

 

3.8. Интервалы отбора керна, опробований и испытаний, геофизических, гидродинамических и других исследований (с указанием их видов) в каждой разведочной или другой по категории скважине устанавливаются геолого-техническим нарядом или отдельными планами работ на скважине.

 

3.9. При опробовании вскрытого в скважине пласта в обязательном порядке осуществляется отбор проб жидкостей и газов с целью изучения их количественного и качественного состава. Отбор проб может осуществляться в процессе бурения скважин различных категорий с помощью опробователей на каротажном кабеле или испытателей пласта на трубах.

 

3.10. При испытании в скважине вскрытых продуктивных пластов необходимо проведение работ по определению следующих начальных характеристик:

 

• пластового давления и температуры;
• положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов;
• дебитов пластовых флюидов;
• продуктивных характеристик;
• геолого-физических характеристик пласта;
• состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.

 

3.11.  После завершения стадии разведки недропользователь обязан представить подсчет запасов УВС, попутных полезных компонентов второй группы (сера, ванадий, титан, никель и др.), попутных полезных ископаемых и проектный технологический документ (ТСР) для перевода запасов в промышленную категорию.

 

3.12.  После реализации ППЭ, подсчета запасов УВС и выделения категорий запасов, подготовленных по геологической изученности и промышленного освоения, стадия разведки месторождения считается завершенной.

 

3.13.  Для газовых и газоконденсатных месторождений расположенных на суше, а также для морских месторождений УВС в период разведки месторождения, пробная эксплуатация скважин может не проводиться, ППЭ может не составляться.

 

3.14.  Вопросы дальнейшего использования поисковых и разведочных скважин, оказавшихся за пределами контуров нефтегазоносности месторождения (залежи), решаются недропользователем по согласованию с распорядителем недр и соответствующими государственными органами.

 

4.                  Промышленная разработка месторождения УВС

 

4.1. К подготовленным для промышленной разработки относятся месторождения, по которым проведены исследования и мероприятия в соответствии с требованиями п.п.3.6-3.10 настоящих Правил и выполнены следующие требования:

 

• подсчитаны и прошли государственную экспертизу геологические запасы нефти и газа и содержащиеся в них попутные полезные компоненты и основные полезные ископаемые, имеющие промышленное значение;
• прошедшие государственную экспертизу геологические запасы нефти и/или газа по категориям А+В1 составляют более 50% для очень мелких, мелких, средних, 30% для крупных, уникальных месторождений от всех запасов и при соблюдении требований к изученности для категории запасов В1;
• определены добычные возможности скважин, изучены свойства нефти, свободного и растворенного газа, газового конденсата и содержащиеся в них основные полезные ископаемые, имеющие промышленные значения;
• гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки изучены с полнотой, достаточной для достоверного технического и экономического обоснования решения о порядке и условиях их промышленного освоения;
• составлена, согласована и утверждена в установленном порядке технологическая схема разработки месторождения;
• в пределах горного отвода оценены наличие и возможность добычи подземных вод для собственных нужд недропользователя;
• составлены рекомендации по разработке мероприятий, обеспечивающих предотвращение загрязнения окружающей среды;
• установлено наличие (либо отсутствие) поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы для сброса промышленных и сточных вод.

 

4.2. Подготовленная недропользователем(ями) ПТД (ТСР, ТПР или дополнения к ним) передается на проведение экспертизы и рассмотрение в установленном порядке в государственные органы, совместно с подсчетом запасов.

 

4.3. Месторождение, по которому составлена, утверждена в установленном порядке и реализуется ТСР, считается введенным в промышленную разработку.

 

4.4. Для очень мелких и мелких месторождений составление ТСР и перевод в группу разрабатываемых возможны при условии, что подсчитанные в оперативном порядке геологические запасы не требуют дополнительного проведения геологоразведочных работ, и уточнение геологического строения месторождения может быть проведено в процессе его освоения.

 

4.5. Выборочная отработка (разработка) запасов УВС пластов и (или) их участков запрещается.

 

4.6. Необходимость обновления ТСР/ТПР в виде дополнения обосновываются недропользователем(ями) самостоятельно. 

 

4.7. Дополнения к ТСР/ТПР представляются одновременно с подсчетом запасов при изменении ранее утвержденных в ГКЗ РФ геологических запасов категорий А+В1+В2 более чем на 20% от начальных запасов по месторождению, подсчетных параметров и/или принципиальном изменении геологической модели месторождения. Изменение запасов очень мелких месторождений рассматривается в рамках оперативного подсчета запасов.

 

4.8. В случае отсутствия изменений в числящихся на ГБ РФ запасах или открытия и постановки на ГБ РФ, на промышленно-разрабатываемом месторождении новой залежи с запасами УВС, не превышающими 20% от числящихся на ГБ РФ, дополнения к ТСР/ ТПР могут быть переданы на проведение экспертизы и рассмотрение в установленном порядке в государственные органы без проведения подсчета запасов.

 

Кроме того, дополнения к ТСР/ТПР могут быть представлены без подсчета геологических запасов и сохранении ранее принятой геологической модели при:

 

• отклонении фактической годовой добычи нефти и/или свободного газа от проектной, превышающем установленное значение отклонений в соответствии распоряжением распорядителя недр (п.5.4) при выполнении ежегодных проектных показателей по бурению и вводу скважин в эксплуатацию, количеству действующих добывающих и нагнетательных скважин и объемов ГТМ (ГРП, БС и БГС);
• несоответствии динамики обводнения пробуренных скважин разрабатываемых объекта(ов) проектным показателям обводнения и необходимости изменения технологии разработки;
• положительных результатах проведенных на месторождении ОПР и возможности их распространения на объект разработки или изменении (не подтверждении) эффективности проводимых ГТМ;
• необходимости изменения технологии и системы разработки.

 

4.9. Невыполнение проектных решений по причинам, отличным от изложенных в п.п.4.7.,4.8., не являются основанием для составления ДТСР.

 

4.10.  Решение о сроке завершения разработки и переходе к ликвидационным работам обосновывается в ПТД или в дополнении к нему.

 

5.                  Допустимые отклонения в добыче УВС

 

5.1.       Уровни добычи нефти и свободного газа устанавливаются действующим проектным технологическим документом, согласно утвержденному ЦКР по УВС Федерального агентства по недропользованию варианту разработки.

 

5.2.       Уровни добычи нефти и свободного газа для ППЭ (дополнений к нему) и участков (ЭО) ОПР, выделенных в ТСР (ТПР) или дополнений к ним, устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми.

 

5.3.       Уровни отборов попутного газа и конденсата устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми. При наличии в продукции нефтяных добывающих скважин свободного газа из газовой шапки его объемы должны быть учтены отдельно в истории добыче по скважине (в месячном эксплуатационном рапорте).

 

5.4.       Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти и свободного газа от проектной, утвержденной в ПТД и дополнениях к ним, установлены распоряжением владельца (распорядителя) недр в следующих величинах:

 

 

 

Проектный уровень годовой добычи нефти,  по ЭО, млн.т.	Допустимое отклонение (±) фактической годовой добычи от проектной, %
до 0,025	50,0
от 0,025 до 0,05	40,0
от 0,05 до 0,10	30,0
от 0,10 до 1,0	27,0
от 1,0 до 5,0	20,0
от 5,0 до 10,0	15,0
от 10,0 до 15,0	12,0
от 15,0 до 20,0	10,0
от 20,0 до 25,0	8,5
свыше 25,0	7,5
Уровень годовой добычи свободного газа, по ЭО, млрд. м3	Допустимое отклонение (±) фактической годовой добычи от                                проектной, %
до 0,5	50
от 0,5 до 2	40
от 2 до 10	30
свыше 10	20

 

 

 

5.5.       В случае отклонения уровня фактической годовой добычи нефти или свободного газа от проектной сверх допустимых значений (пункт 5.4), недропользователю необходимо установить причины отклонений и внести соответствующие изменения в процесс разработки месторождения или подготовить новый ПТД не позднее следующим за отчетным периодом года.

 

5.6.       Отклонения фактической годовой добычи нефти или свободного газа от проектной, в случае ограничений на их реализацию (форс-мажор), принимаются, как допустимые при условии выполнения недропользователем остальных проектных решений.

 

5.7.       Допустимые отклонения фактической годовой добычи газа от проектной газовых и газоконденсатных месторождений, обеспечивающих газоснабжение исключительно местных потребителей, не регламентируются, если связаны с изменением спроса и при условии выполнения недропользователем остальных проектных решений.

 

6.                  Государственный надзор за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр и обоснование обновления проектной документации

 

6.1.       В целях Государственного надзора согласно ФЗ «О недрах», уполномоченные органы осуществляют надзор за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр, который предусматривает надзор за выполнением утвержденных проектных решений, включая геологическое изучение залежей УВС и технологических показателей разработки ЭО месторождения в сравнении с фактическими полученными недропользователем(ями) по следующим годовым показателям:

 

6.1.1.      Уровни добычи нефти и свободного газа.

 

Допустимые отклонения  регламентируются п. 5.4 Правил разработки.

 

6.1.2.      Уровни добычи жидкости.

 

Допустимые отклонения аналогичные допустимым отклонениям   годового уровня добычи нефти или свободного газа(п.5.4)

 

6.1.3.      Количество введенных новых скважин.

 

Превышение не регламентируется.  Нижнее отклонение – не более 20%.

 

6.1.4.      Действующий фонд добывающих скважин.

 

Превышение не регламентируется. Нижнее отклонение – не более 20%.

 

6.1.5.      Действующий фонд нагнетательных скважин.

 

Превышение не регламентируется. Допустимое отклонение ± 20%  от соотношения действующего фонда нагнетательного к добывающему.

 

6.1.6.      Компенсация объемов добычи жидкости закачкой рабочего агента.

 

При проектных значениях менее 100% - допустимые отклонения ± 20%,  при проектных значениях более 100% - согласно п.7.5.3.

 

6.1.7.      Процент использования растворенного газа.

 

6.2.       Недропользователь обеспечивает научное изучение и сопровождение разработки месторождения (ЭО), самостоятельный мониторинг (надзор) выполнения проектных решений, технологических показателей разработки ЭО и рациональной выработки (использованию) запасов УВС.

 

6.3.       Недропользователю разрешается принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех категорий:

 

• изменение местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных участках залежей УВС (не более 5% от площади залежи) по результатам уточнения геологического строения или изысканий на местности;
• перевод скважин, выполнивших проектное назначение, на другой ЭО;
• проведение ГТМ, не меняющие принципиальные положения ПТД при условии, что уровни отбора нефти и/или свободного газа находятся в пределах  допустимых отклонений (согласно п.5.4.).

 

4.5.      В случае, если предлагаемый объем ГТМ по рациональному использованию фонда скважин принципиально меняет утвержденные положения (решения) ПТД или реализация ГТМ приводит к превышению допустимых установленных отклонений уровней добычи нефти и/или свободного газа, необходимо составление нового ПТД.

 

7.                  Требования к системе разработки месторождения УВС

 

7.1.       Общие требования

 

7.1.1. Содержание, полнота обоснований и виды работ входящих в ТСР/ТПР (дополнения к ним) устанавливаются в соответствии с «Правилами проектирования разработки месторождений УВС».

 

7.1.2. Для составления ПТД недропользователем выдаётся Техническое задание, организации выполняющей проектирование разработки месторождения.

 

7.2.       Выделение эксплуатационных объектов разработки

 

7.2.1. Целью выделения ЭО на месторождении является обеспечение рациональной разработки месторождения и достижение максимально возможных коэффициентов извлечения УВС (КИН, КИГ, КИК).

 

7.2.2. Эксплуатационный объект должен выделяться с запасами, достаточными для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин. Выделяются и обосновываются самостоятельные (основные) и возвратные ЭО.

 

7.2.3. Междувыделяемыми ЭО должны быть выдержанные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков флюидов между близкими по глубине эксплуатационными объектами.

 

7.2.4. Залежи, объединяемые в один ЭО, должны быть близки по составу и физико-химическим свойствам флюидов, величинам начальных пластовых давлений. Продуктивные пласты, к которым приурочены залежи одного ЭО, должны иметь одинаковые литологические характеристики и близкие фильтрационно-емкостные свойства. Не рекомендуется объединять в один ЭО залежи, приуроченные к гидрофильным и гидрофобным пластам-коллекторам, различным по типу породы коллектора (карбонатный, терригенный), по типу пустотного пространства (поровый, трещинный, кавернозный).

 

7.2.5. По залежам, запасы УВС которых самостоятельно учтены в ГБ РФ и объединенные в ПТД в один ЭО, должен осуществляться раздельный учет закачки рабочего агента и раздельный учет добываемых нефти, конденсата, газа, воды.

 

7.2.6. Для крупных многопластовых месторождений природного газа очередность ввода ЭО в разработку определяется с учетом динамики пластовых давлений, сроков ввода ДКС или НКС, возможности использования энергии залежей с высоким пластовым давлением для бескомпрессорного транспорта газа, добываемого из залежей с низким пластовым давлением или соседних месторождений.

 

7.2.7. Целесообразность объединения залежей в ЭО обосновывается в ПТД на разработку месторождения.

 

7.2.8. Разработка возвратного ЭО, нерентабельность которого доказана в ПТД, должна быть предусмотрена скважинами, переводимыми с других самостоятельных ЭО, после выполнения ими проектного назначения.

 

7.3.       Системы разработки

 

7.3.1. Система разработки определяет: схему размещения скважин, назначение и количество скважин, тип скважины и способы заканчивания, плотность/ приведенную плотность сетки, режимы работы залежи в ЭО, рабочий агент для поддержания пластового давления и вытеснения углеводородов.

 

7.3.2. Система разработки ЭО обосновывается в ПТД.

 

7.3.3. Требования по обоснованию систем разработки для стадий разведки и пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения УВС определены в «Правилах проектирования разработки месторождений углеводородного сырья».

 

7.4.       Технологические показатели разработки

 

7.4.1. Технологические показатели разработки месторождения, рассчитанные в ПТД в границах запасов УВС категорий А+В1, (в ППЭ по категории запасов С1) утверждаются уполномоченными государственными органами и являются предметом государственного надзора за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр.

 

7.4.2. Технологические показатели разработки месторождения рассчитанные в границах запасов УВС категорий А+В1+В2 (в ППЭ по категории запасов С1+С2) используются для перспективного планирования добычи УВС, обустройства, объемов буровых и строительных работ и др.

 

7.4.3. Расчёт технологических показателей разработки ЭО месторождения проводится с использованием построенных трёхмерных ГМ и ГДМ, требования к которым определяются соответствующими утверждёнными инструкциями и методическими рекомендациями.

 

7.5.       Выбор рабочего агента для ППД и воздействия на залежь УВС

 

7.5.1. Рабочий агент, закачиваемый в ЭО должен обеспечивать:

 

• химическую совместимость с пластовыми флюидами и не образо-вывать вторичные осадки, ухудшающие свойства  пласта;
• не ухудшать свойства УВС в пластовых условиях;
• обеспечивать проектную  приемистость.

 

7.5.2. Система ППД должна обеспечивать:

 

• объемы закачки рабочего агента в ЭО и давление его нагнетания по скважинам, в соответствии с ПТД на разработку;
• подготовку рабочего агента до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, се-роводорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям ПТД на разработку;
• возможность систематических замеров рабочего давления и приемистости каждой скважины;
• контроль качества рабочего агента с периодичностью, предусмотренной ПТД на разработку;
• требования по охране недр.

 

7.5.3. Допустимые отклонения компенсации объемов добычи жидкости закачкой рабочего агента устанавливаются от -20% до +5% от базового значения 115%.

 

7.5.4. При закачке в пласты сточных вод или других коррозионно-агрессивных рабочих агентов обсадные колонны скважин (эксплуатационное оборудование) должны быть защищены пакерами, соответствующими ингибиторами или иметь коррозионностойкое покрытие.

 

7.5.5. Закачка в продуктивные пласты растворов химических реагентов, с целью интенсификации добычи или повышения КИН (КИГ, КИК) проводится в соответствии с технологией, обоснованной в ПТД.

 

7.5.6. Недропользователь должен обеспечить ведение раздельного учета закачки рабочих агентов и добычи УВС поскважинно, с целью оценки дополнительной добычи по каждому применяемому методу интенсификации добычи или повышения КИН (КИГ, КИК).

 

8.                  Категории скважин

 

8.1.       На стадиях поиска, разведки и разработки месторождений УВС бурятся и выделяются следующие категории скважин:            

 

• Опорные – проектируются и бурятся для изучения общего геологического строения и гидрогеологических условий залегания всей толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, в которых стремятся вскрыть кристаллический фундамент, а где он залегает глубоко, бурят до технически возможных в настоящее время глубин.
• Параметрические – проектируются, бурятся на выявленных структурах с целью регионального изучения недр, увязкой с другими методами региональных исследований; более детального изучения геологического строения разреза с полным отбором керна и максимальными данными по ГИС для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геолого-поисковых работ.
• Структурные – проектируются, бурятся и служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры.
• Поисковые – проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью опоискования и открытия новых месторождений УВС или новых залежей на ранее открытых месторождениях.
• Оценочные – проектируются и бурятся для уточнения нефтенасыщенности, коллекторских свойств продуктивного пласта, свойств пластовых флюидов;
• Разведочные – проектируются и бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью геологического изучения и оконтуривания залежей УВС, получения исходной информации для подсчета запасов УВС и составления ППЭ.
• Эксплуатационные – проектируются и бурятся на стадиях разведки, пробной эксплуатации и промышленной разработки месторождения:

 

-       Добывающие (нефтяные и газовые) – для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды;

 

-       Нагнетательные – для проведения воздействия на залежь с целью ППД путем закачки воды, газа (их смеси) и других рабочих агентов вытеснения, для закачки УВС и рабочих агентов с целью временного хранения, а также для добычи УВС в период отработки.

 

• Специальные скважины – проектируются и бурятся для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, добычи технической воды, сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, экологического мониторинга подземных (питьевых) вод и других целей.
• Контрольные подразделяются на наблюдательные и пьезометрические:

 

-       наблюдательные – проектируются и бурятся для осуществления систематического контроля над изменением пластовой температуры, межфлюидальных (водонефтяного, газонефтяного, газоводяного) контактов и за изменением других параметров (нефтегазоводонасыщенности пласта и т.д.) в процессе разработки залежи;

 

-       пьезометрические – проектируются и бурятся для контроля за изменением пластового давления.

 

8.2.       Скважины могут переводиться из одной категории в другую в процессе разработки месторождения на основании утвержденного ПТД или в соответствии с п.6.3.

 

9.                  Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных пластов и освоения скважин.

 

9.1.       Проектная документация, согласно которой на месторождении проводится строительство поисковых, разведочных, эксплуатационных и других по назначению скважин (рабочий проект) является самостоятельным ПТД и проходит экспертизу в соответствии с законодательством РФ.

 

9.2.       Представленные в ПТД на разработку рекомендации по технологиям вскрытия продуктивных пластов бурением и крепления скважин, вскрытия продуктивных пластов перфорацией и освоения скважин являются предварительными, кроме типов профилей скважин (условно ВС, МЗС, ГС, МГС) и уточняются в рабочем проекте на строительство скважин. 

 

9.3.       Проектная документация на строительство скважин (индивидуальный или групповой рабочий проект) всех категорий должна обеспечить надежную конструкцию скважин, качественное первичное вскрытие продуктивных пластов, крепление и разобщение пластов, возможность проведения геофизических, гидродинамических исследований и ремонтных работ, выполнение всех требований технологических проектных документов на разработку месторождения. При проектировании строительства скважин следует руководствоваться утвержденными нормативными документами РФ.

 

9.4.       Геологическая служба недропользователя, в соответствии с общей рекомендацией ПТД на разработку, назначает интервалы перфорации в каждой скважине по данным ГИС.

 

Порядок проведения перфорационных работ в скважинах регламентируется нормативными документами РФ. Контроль интервала перфорации должен осуществляться геофизическими методами.

 

Кроме того, в соответствии с общими рекомендациями ПТД и данными ГИС в каждой скважине геологическая служба недропользователя может назначать интервал вторичного вскрытия и виды оборудования  забоя скважины.

 

9.5.       Комплекс работ по освоению, включая работы по сохранению, восстановлению и повышению продуктивности пласта, необходимые для их реализации технические средства и материалы должны быть, предусмотрены в проектной документации на строительство скважин. Освоение скважин проводят по индивидуальным планам, составленным недропользователем, в которых должны быть предусмотрены условия, препятствующие разрушению породы пласта в ПЗП и обеспечивающие сохранение целостности цементного камня за эксплуатационной колонной, а также мероприятия по предотвращению:

 

• деформации эксплуатационной колонны;
• прорыва пластовых вод (подошвенных, верхних, нижних), газа из газовой шапки;
• открытых нефтегазоводопроявлений;
• снижения проницаемости призабойной зоны;
• загрязнения недр.

 

9.6.       Порядок ведения документации на строительство скважин определяется действующими в РФ технологическими регламентами или правилами.

 

Ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на недропользователя.

 

9.7.       Строительство скважины считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных проектной документацией на строительство и принятием скважины в состав основных производственных фондов недропользователя согласно п.11.

 

10.              Учет фонда скважин

 

10.1.   Учет принятых на баланс нефтегазодобывающей организации скважин производится согласно приведенным в данном разделе категориям, утвержденным формам статистической отчетности РФ.

 

10.2.   К эксплуатационному фонду относятся добывающие и нагнетательные скважины, находящиеся в отчетный период в действующем, бездействующем фонде или в фонде освоения после бурения.

 

Действующими считаются скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

 

В действующем фонде находятся дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

 

Бездействующими считаются скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода.

 

В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, останов-ленные в отчетном году и до начала года.

 

К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, законченные строительством (бурением), принятые в фонд нефтегазодобывающей организации и не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в отчетном периоде.

 

10.3.   Допустимые отклонения бездействующего фонда скважин в процентах от количества скважин эксплуатационного фонда устанавливаются в следующих величинах:

 

 

 

Фактический  эксплуатационный фонд скважин, шт.	Допустимое отклонение, %
менее 10	не регламентируется
от 10 до 50	20,0
от 51 до 100	15,0
от 101 до 500	12,5
более 500	10,0

 

 

 

Для газовых и газоконденсатных месторождений допустимое количество процента бездействующего фонда в период сокращения добычи газа, связанное с ограничением поставок газа в единую газотранспортную систему, не регламентируется при условии соблюдения допустимых технологических режимов их эксплуатации.

 

10.4.   Скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда, могут переводиться в контрольный фонд для проведения исследовательских работ или консервироваться. Консервацию скважин и оформление соответствующей документации осуществляют в соответствии с положением о порядке  временной консервации нефтяных и газовых скважин и другими руководящими документами органов Ростехнадзора РФ.

 

10.5.   Скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда и/или выполнившие свое проектное назначение, на одном из ЭО разработки могут использоваться на другом ЭО (возвратный фонд)

 

10.6.   Недропользователю разрешается принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех категорий.

 

Использование скважин допускается только в соответствии с ПТД на разработку (дополнением к нему) или в соответствии с п.6.3. 

 

10.7.   Скважины, выполнившие свое проектное назначение и/или дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно, в т.ч. по техническим причинам, подлежат ликвидации в установленном порядке. Ликвидация скважин производится и оформляется в соответствии с руководящими документами согласованными службами Ростехнадзора.

 

10.8.   Организация, владеющая лицензией на пользование недрами с правом добычи УВС, осуществляет ежемесячный учет фонда скважин по формам, утвержденным федеральным органом исполнительной власти РФ, осуществляющим государственную статистическую отчетность.

 

11.              Ввод скважин в эксплуатацию

 

При вводе скважины в эксплуатацию и включении ее в состав основных производственных фондов недропользователь должен иметь следующие документы на бумажном и электронном носителях:

 

• акт о заложении скважины;
• проект бурения скважины и геолого-технический наряд;
• акты о начале и окончании бурения скважины;
• акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны и стола ротора;
• материалы всех ГИС и заключения по ним;
• замеры длин труб (мера труб), информацию о диаметре, толщине стенки и марке стали по интервалам, необходимые характеристики для неметаллических колонн;
• акты на цементирование обсадных колонн, лабораторные анализы качества цемента и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема цемента (диаграмму цементомера), мера труб, компоновка колонн, данные об удельном весе бурового раствора в скважине перед цементированием;
• акты испытания на герметичность всех обсадных колонн, а также устьевого  и при необходимости внутрискважинного оборудования;
• планы работ по опробованию или освоению каждого объекта;
• акты на перфорацию обсадной колонны, с указанием интервала перфорации, типа и способа перфорации, количества отверстий;
• акты опробования или освоения каждого ЭО, с приложением данных исследования скважин (дебиты скважины с указанием объемов добычи флюидов и обводненности продукции, давлений пластового, забойного, устьевого, затрубного, межтрубного, анализы нефти, газа, конденсата и воды, данными ГДИ, ПГИС и т.д.);
• заключения (акты) на испытания пластов в процессе бурения;
• мера и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования низа, глубины установки пусковых клапанов с приложением полной схемы внутрискважинного оборудования;
• геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважины;
• описание отобранного керна;
• документация о результатах геолого-технического контроля в процессе бурения;
• паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазоводопроявлениях и поглощениях, о конструкции скважины;
• акты о натяжении колонн (если натяжение предусмотрено проектом);
• акты об оборудовании устья скважины;
• акты о сдаче подрядчиком заказчику геологической и технической документации по скважине.

 

12.              Требования к эксплуатации скважин

 

12.1.   Эксплуатация добывающих скважин осуществляется фонтанным и механизированным способом с подъемом пластовых флюидов по насосно-компрессорным трубам.

 

12.2.   Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторождения.

 

12.3.   Глубину спуска и типоразмеры скважинного оборудования указывают в планах ввода скважин в эксплуатацию (освоения) или в планах проведения ремонтных работ, в соответствии с технологическими и техническими расчетами по действующим нормативно-техническим документам.

 

12.4.   Для эксплуатации добывающей скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые отборы нефти, газа, конденсата и жидкости, предусмотренные технологическим проектным документом при соблюдении условий надежности и безопасности эксплуатации скважин.

 

12.5.   Технологический режим работы эксплуатационных скважин характеризуется следующими основными параметрами:

 

• пластовым, забойным и устьевым давлением;
• забойные и устьевые температуры;
• дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата);
• типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования, режимами и временем его работы.

 

12.6.   Для эксплуатации нагнетательной скважины устанавливается технологический режим, который обеспечивает закачку требуемых объемов рабочего агента в планируемом периоде, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным технологическим документом и нормами закачки.

 

12.7.   Технологический режим работы нагнетательных скважин характеризуется следующими основными параметрами:

 

• пластовым, забойным и устьевым давлением;
• приемистостью скважины;
• температурой закачиваемого агента;
• типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы.

 

12.8.   При одновременно-раздельной эксплуатации нескольких ЭО в скважине должен быть обеспечен раздельный учет добываемой продукции и проведение промысловых исследований.

 

12.9.   При одновременно-раздельной закачке рабочего агента в несколько ЭО в скважине должен быть обеспечен раздельный учет и проведение исследований.

 

12.10.    Технологические режимы эксплуатации скважин ежемесячно назначает и утверждает недропользователь, исходя из обеспечения проектных показателей. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технологических мероприятий по их выполнению.

 

12.11.    В процессе эксплуатации скважин должен быть обеспечен регулярный контроль технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, получение исходных данных, необходимых для оптимизации технологического режима.

 

12.12.    Все первичные материалы контроля за эксплуатацией скважины и скважинного оборудования (на бумажных, магнитных и электронных носителях) подлежат обязательному хранению в фондах недропользователя на протяжении всего периода разработки месторождения (исключая оперативные журналы ежесуточного учета нефти, суточные рапорта по эксплуатации скважин, эхограммы и динамограммы, срок хранения которых ограничивается тремя годами).

 

13.              Ремонт скважин

 

13.1.   Ремонт скважин подразделяется на капитальный и текущий.

 

13.2.   При производстве КРС (ТРС) не допускается применение технологических жидкостей, безвозвратно снижающих проницаемость ПЗП (кроме изоляционных работ по отключению или водоограничению). В случае применения технологических жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта, в дальнейшем должны применяться мероприятия по ее восстановлению. Оборудование устья и ствола скважины, плотность технологических жидкостей должны исключать открытые нефте-, газо- и водопроявления.

 

13.3.   КРС (ТРС) производят в строгом соответствии с разработанными методами и технологиями применения; действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности; требованиями охраны недр и окружающей среды, а также правилами и инструкциями по эксплуатации применяемого оборудования и реализации технологических процессов.

 

13.4.   Необходимость применения мероприятий по КРС (ТРС) определяется текущим состоянием эксплуатации скважины, и осуществляется в соответствии со специальными планами, утвержденными недропользователем.

 

13.5.   Работы по КРС (ТРС) оформляют специальным актом и регистрируют в деле скважины.

 

14.              Контроль и регулирование процесса разработки

 

14.1.   Контроль за разработкой залежей УВС осуществляется в целях:

 

• оценки эффективности принятой системы разработки ЭО в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;
• получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

 

14.2.   Виды, объемы и периодичность исследований в процессе разработки месторождения УВС определяются технологическими проектными документами в соответствии с утвержденными методическими рекомендациями, в отдельных случаях,  специальными программами.

 

14.3.   К основным мероприятиям по регулированию процесса разработки относятся:

 

• изменение режимов работы эксплуатационных скважин;  
• перераспределение объемов добычи продукции и закачки рабочего агента по отдельным участкам ЭО;
• изоляция или ограничение притока поступления воды в скважинах;
• выравнивание профиля притока флюидов или расхода рабочего агента в скважинах.

 

14.4.   Планирование и реализацию мероприятий по регулированию процесса разработки (составление планов геолого-технических мероприятий) недропользователи осуществляют на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, осуществляющих научное сопровождение и/или надзор (мониторинг) реализации ПТД.

 

14.5.   Для выполнения работ по контролю за процессом разработки и технологическими режимами эксплуатации, скважины должны быть оборудованы в соответствии с проектными документами (на разработку, обустройство месторождения), прошедшими предусмотренную законодательством РФ экспертизу.

 

14.6.   Для наблюдения за режимом эксплуатации скважины на устье устанавливают контрольно-измерительную аппаратуру и устройства для отбора проб добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевых давлений, эхометрирование, динамометрирование (для скважин оборудованных штанговыми глубинными насосами), спуск глубинных приборов.

 

• Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных замеров и исследований, не допускается.

 

14.7.   Для наблюдения за режимом работы нагнетательных скважин на устье устанавливают контрольно-измерительную аппаратуру и устройства для отбора проб закачиваемого агента. Обвязка скважин должна обеспечивать индивидуальный замер объемов закачки (приемистости) устьевых давлений, спуск глубинных приборов.

 

• Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных замеров и исследований, не допускается.

 

15.              Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспорт УВС

 

15.1.   Основой для проектирования объектов обустройства месторождения является технологический проектный документ по разработке УВС или дополнение к нему, а также техническое задание, утвержденное недропользователем.

 

Технические решения по обустройству месторождения, рекомендованные в технологическом проектном документе по разработке УВС или в дополнениях к нему, могут уточняться на стадии проектирования объектов обустройства при условии сохранения принятых систем разработки ЭО.

 

15.2.   Проектирование обустройства месторождения допускается выполнять на основе прогнозных показателей разработки (7.4.2).

 

15.3.   В составе проектной и рабочей документации по обустройству промысловых объектов определяют инженерно-технические решения по:

 

• системам сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа                      (конденсата) и пластовой воды;
• технологическим установкам, оборудованию и аппаратуре для промысловой подготовки нефти, газа, газового конденсата к транспорту или использованию на собственные нужды промысла;
• предупреждению выпадения АСПО, солеотложений и гидрато-образования в промысловых коммуникациях и оборудовании;
• технологическим мероприятиям и техническим средствам для предупреждения коррозии оборудования;
• технологическим мероприятиям и техническим средствам для контроля и регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин;
• средствам контроля и учета добычи нефти, газа, газового конденсата, воды по скважине, кусту скважин, УКПГ (УППГ) и ЭО в целом;
• оборудованию и приборам для определения кондиций подготовленных нефти, газа и конденсата;
• уровню использования попутного газа;
• водоснабжению, промысловой канализации, обработке и утилизации промышленных стоков;
• средствам общепромысловой связи, системам автоматики и телемеханики, централизованного контроля и управления, мероприятиям по охране труда и промышленной безопасности и т.д.

 

15.4.   При проектировании обустройства промыслов на различных площадях крупного месторождения либо его отдельных объектов разработки учитывают имеющуюся промышленную инфраструктуру и/или положения генеральной схемы обустройства месторождения (группы месторождений). 

 

15.5.   Система сбора нефти и газа должна обеспечивать и предусматривать:

 

• возможность регулирования распределения отборов по эксплуатационному фонду скважин для обеспечения равномерной выработки запасов УВС залежи по площади и разрезу;
• минимизацию потерь пластовой энергии;
• технологически обоснованное количество скважин, подключаемых  к газосборному пункту;
• возможность проведения газогидродинамических исследований и отбор проб пластовых флюидов скважин (групп скважин);
• возможность технического и технологического регулирования эксплуатации скважин со сборного пункта (автоматическое дистанционное управление запорно-регулирующей аппаратурой) и оперативность их остановки при сокращении или прекращении добычи;
• устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций (например, применение кольцевых схем промыслового газосборного коллектора), сохранение герметичности и минимизацию потерь углеводородов при авариях;
• минимизацию технологических потерь добываемого сырья при обслуживании и профилактических работах;
• возможность ее реконструкции при изменении условий добычи;
• возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных эксплуатационных объектов или объектов разработки;
• использование энергии высоконапорных газовых скважин для транспорта низконапорного газа.

 

15.6.    Совместный сбор продукции, добываемой из различных ЭО, не допускается, если:

 

• смешение потоков добываемого сырья приводит к изменению промышленной значимости получаемой смеси, в том числе по отдельным промышленно значимым компонентам;
• продукция подключаемого объекта по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов (сероводорода, углекислоты, органических кислот) не соответствует характеристикам существующей системы сбора;
• рабочее давление в системе сбора существенно снижает добычные возможности скважин объекта с меньшим пластовым давлением.

 

15.7.    Эксплуатация установок подготовки нефти, газа и конденсата проводится в строгом соответствии с утвержденными технологическими регламентами.

 

15.8.    Для крупных длительно разрабатываемых месторождений природного газа при неравномерном снижении пластового давления должны рассматриваться варианты реконструкции системы сбора с раздельным сбором продукции скважин с высоким давлением и низконапорного газа.

 

15.9.    Строительство объектов системы промыслового сбора, подготовки и транспорта продукции осуществляется в соответствии с проектом обустройства, прошедшим предусмотренные действующим законодательством РФ экспертизы и согласования.

 

16.              Учет и отчетность при разработке месторождений УВС

 

16.1.   Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляют на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания попутно добываемой воды с применением сертифицированного оборудования.

 

16.2.   Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых из газовых скважин, осуществляют на основании данных замера дебита газа и содержания в продукции конденсата и воды с помощью замерных устройств и учетом отработанного времени с применением сертифицированного оборудования.

 

Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых попутно с нефтью, осуществляют на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа и конденсата на газовых линиях всех ступеней сепарации с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации.

 

Замеры газовых факторов и объемов сепарированного газа на всех ступенях сепарации, дебитов газа производят по графику, составленному в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований, предусмотренным проектным документом на разработку месторождения.

 

График замеров утверждается недропользователем.

 

16.3.   При содержании в газе попутных компонентов, запасы которых учтены ГБ РФ, их добычу учитывают по компонентам в соответствии с действующими инструкциями.

 

16.4.   Количество добытых за месяц по ЭО и месторождению нефти, конденсата, газа и воды определяют путем суммирования отчетных данных по скважинам.

 

16.5.   Количество добытых из каждой скважины за месяц нефти, конденсата и газа по данным оперативного учета для целей отчетности нормируют по данным коммерческих узлов учета, потерь и использования УВС на собственные нужды. Количество добытой из каждой скважины за месяц воды нормируют по данным оперативных узлов учета системы сбора и подготовки добываемой продукции.

 

16.6.   Ответственность за достоверность учета добычи УВС и воды, закачки рабочих агентов несет недропользователь.

 

 

 

17.              Документация по разработке месторождения УВС и эксплуатации скважин

 

17.1.   Документация по разработке месторождения УВС и эксплуатации скважин составляется недропользователем с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

 

• перспективного и оперативного планирования технологических показателей разработки месторождения и составления отчетных документов по выполнению проектных решений;
• проектирования разработки месторождения;
• обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки месторождения (ЭО), а также эксплуатации отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи углеводородов;
• контроля и мониторинга разработки месторождения (ЭО), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки;
• учета и списания запасов нефти и свободного газа и попутных полезных компонентов и ископаемых;
• планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр.

 

17.2.   Документация, ведущаяся недропользователем, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управления.

 

17.3.   По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.

 

17.4.   Первичная документация включает данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи УВС и воды, закачки агентов вытеснения и ППД, акты о проведении различных видов работ в скважинах и на других нефтепромысловых объектах. Первичная документация ведется недропользователем.

 

К основным первичным документам относятся:

 

• акты опробования и испытания скважин;
• описание кернового материала;
• отчеты по результатам лабораторного исследования керна (стандартные и специальные методы);
• результаты геофизических исследований скважин;
• результаты лабораторных исследований нефти, конденсата, газа и воды;
• данные литолого-фациальных исследований пластов;
• журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;
• суточные рапорты или отчеты по эксплуатации скважин, полученные по системе телемеханики;
• результаты гидродинамических, газоконденсатных, геохимических и промыслово-геофизических и сейсмических исследований;
• акты о перфорации скважин;
• акты о выполненных работах по ТРС и КРС и другие материалы по проведенным в стволе скважин воздействию на призабойную зону пласта без подъема (допуска) подземного оборудования, очистка обсадных и насосно-компрессорных труб мероприятиях и т.д.

 

17.5.   Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации, и заполняется в соответствующих структурных подразделениях недропользователя и подрядных организациях. К основным сводным документам относят:

 

• дело скважины (паспорт скважины, акты и отчеты обо всех мероприятиях, проводимых на скважине);
• технологические режимы работы скважин;
• сводные ведомости (ежемесячные отчеты) по отбору нефти, газа, конденсата, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;
• каталоги, таблицы, графики, диаграммы и др.
• материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов УВС, проектирование разработки и обустройства и т.д.

 

17.6.   Обобщающая документация содержит обработанную информацию, содержащуюся в первичной и сводной документации по укрупненным объектам и показателям и ведетсянедропользователем.

 

К основным, обобщающим документам относят:

 

• паспорт производственной нефтегазодобывающей организации;
• каталог запасов;
• геологические отчеты;
• отчеты по состоянию и движению фонда скважин;
• паспорт месторождения;
• геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения запасов и др.);
• отчетные формы для федеральных органов исполнительной власти и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

 

17.7.   Все документы составляют по утвержденным формам и хранят на бумажных и магнитных (электронных) носителях.

 

17.8.   Ответственность за ведение и хранение документации, указанной в п.п.17.1, 17.4-17.6 и ее достоверность несет недропользователь.

 

17.9.   Информацию по разработке месторождения и эксплуатации скважин передают на электронных носителях в региональные и федеральную базы данных в соответствии с утвержденными положениями об этих базах данных.

 

17.10.                  При сдаче лицензии всю, указанную в п.п.17.4-17.6 документацию, недропользователь передает в органы, выдавшие лицензию.

 

18.              Охрана недр

 

Разработку месторождения проводят с учетом нормативных правовых документов в области охраны недр и настоящих Правил.

 

19.              Завершение разработки месторождения

 

19.1.   Решение о завершении разработки принимается на основании подготовленного недропользователем технико-экономического обоснования завершения разработки и проведения ликвидационных работ при выполнении следующих условий:

 

• проектные решения ТПР или ДТПР полностью реализованы, КИН (КИГ и КИК) достигнуты и числящиеся на государственном балансе извлекаемые запасы УВС полностью выработаны;
• отсутствуют технологии и техническое оборудование, позволяющее проводить дальнейшую разработку месторождения
• дальнейшая разработка в рамках утвержденных проектных решений экономически неэффективна;
• возможные технико-технологические и организационные мероприятия по повышению эффективности разработки не позволяют продлить ее рентабельный период.

 

19.2.   ТЭО завершения разработки и проведения ликвидационных работ представляется недропользователем на согласование в Федеральное агентство по недропользованию. На основании согласованного ТЭО завершения разработки и проведения ликвидационных работ недропользователем подготавливается «Проект ликвидации промысловых объектов», который проходит государственную экологическую экспертизу, экспертизы промышленной безопасности и согласование с органами Ростехнадзора РФ.

 

19.3.   Работы по ликвидации выполняются недропользователем после утверждения в установленном порядке «Проекта ликвидации промысловых объектов» за счет средств недропользователя.

 

19.4.   Ликвидация промысловых объектов, относящихся к категории опасных производств, регулируется соответствующими нормативными и регламентирующими документам РФ.

 

19.5.   Ликвидация скважин осуществляется в соответствии с РД 08-492-02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов».

 

19.6.   Ликвидация промысловых объектов оформляется актами.

 

19.7.   По завершению ликвидационных работ лицензия на право пользования недрами с комплектом документов по геологическому строению и остаточными запасами УВС, результатам разработки согласно п.п.17.4-17.6 и итогам проведенных ликвидационных работ передается в орган исполнительной власти, выдавший лицензию.