Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр

ru · official · sha256:37d8b5810a79bce434c808591053ae759661eb230cf10537d44cb754eada8ecbRU

Приложение 1 к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр ФОРМА ЕЖЕСУТОЧНЫЙ РАПОРТ ПО УЧЕТУ (ИЗМЕРЕНИЮ) ДОБЫТОЙ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА НА СКВАЖИНЕ "___" ____________ 20__ г. _______________________ (время заполнения, ч.мин.) № п/п Номер скважины Название месторождения Объем добычи нефти/газоконденсата (м3) Объем добычи газа (тыс.м3) Среднесуточная обводненность нефти/газоконденсата (%) Среднесуточное трубное давление на устье скважины, МПа Марка и место установки средств измерений Общее время работы скважины за сутки (ч.мин.) Способ эксплуатации скважины (фонтанный, газлифт и др.) Примечание 1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12 Ответственное лицо (оператор, мастер)________________________________________ Фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись Примечание: заполняется и подписывается ответственным лицом. Допускается внесение дополнительной информации. В случае ведения электронного документооборота ежесуточный рапорт заверяется электронно-цифровой подписью.

ru · official · sha256:5255653c0d408a55ec633a2a820f1756b2bbd31c557b89a6e9196d1332130de8RU

Приложение 2 к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр ФОРМА ЕЖЕСУТОЧНЫЙ И ЕЖЕМЕСЯЧНЫЙ РАПОРТ ПО УЧЕТУ (ИЗМЕРЕНИЮ) ДОБЫТОЙ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ ______________________________________ (наименование месторождения) "___" ____________ 20__ г. _______________________ (время, ч.мин.) № п/п Наименование месторождения Объем добычи нефти/газоконденсата без учета потерь * (тыс.м3) Объем потерь нефти/газоконденсата * (тыс.м3) Объем добычи нефти/газоконденсата с учетом потерь * (тыс.м3) Расходы на собственные технологические нужды нефти/газоконденсата, тыс.м3 Технологические потери нефти/газоконденсата, тыс.м3 1 2 3 4 5 6 7 продолжение таблицы Остатки нефти/газоконденсатав полостях технологических линий и др. потери, тыс.м3 Объем добычи газа без учета потерь* (млн.м3) Объем потерь газа * (млн.м3) Объем добычи газа с учетом потерь* (млн.м3) Сожженный газ, в том числе при технологически неизбежном сжигании, пробной эксплуатации и испытании скважин (млн.м3) Примечание 8 9 10 11 12 13 Ответственное лицо (руководитель месторождения или уполномоченное лицо) ________________________________________________________________________________ Фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись Примечание: Заполняется и подписывается ответственным лицом. Допускается/ внесение дополнительной информации. Потери* - все потери составляющие разницу в объеме продукции, в том числе технологические потери, использование на собственные нужды, сжигание, остаток в полостях и др. потери. В случае ведения электронного документооборота ежесуточный и ежемесячный рапорт заверяются электронно-цифровой подписью.

ru · official · sha256:4a1ad0dca8f7e3c5928e285580d1469a296cd397c3475f4f2bded4f656d5954dRU

Приложение 3 к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр Требования к минимальному комплексу исследований скважин при контроле разработки нефтяных и газонефтяных месторождений № п/п Виды исследований Периодичность Охват действующего фонда скважин Категории скважин І стадия разработки месторождений 1 Текущая промысловая информация 1.1 Дебит жидкости/ приемистость 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие 1.2 Обводненность продукции 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1.3 Газовый фактор (Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/год 100 % Фонтанные, газлифтные, механизированные (Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, механизированные 1.4 Буферное (Рбуферное) и затрубное (Рзатрубное) устьевые давления 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водозаборные, поглощающие, наблюдательные 2 раза/месяц 100 % Водонагнетательные, газонагнетательные 1.5 Забойное давление (Рзабойное) 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные 1.6 Пластовое давление (Рпластовое) 1 раз/квартал 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие Пластовое давление (Рпластовое) 6 раз/год 100 % Наблюдательные и пьезометрические 2 Гидродинамические исследования 2.1 Исследования на установившихся и неустановившиеся режимах фильтрации* 1 раз/год 100 % Фонтанные, механизированные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, водонагнетательные, газонагнетательные По необходимости Водозаборные, поглощающие, наблюдательные на водоносный горизонт 3 Промыслово-геофизические методы* 3.1 Исследования профиля притока, источников и интервалов обводнения 1 раз/год 50 % Фонтанные, газлифтные, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы, водозаборные***, **** По необходимости Газовые 3.2 Профиль поглощения (комплекс идентичен комплексу по определению технического состояния) 1 раз/год 50 % Нагнетательные***** 3.3 Определение технического состояния скважины По необходимости Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы, штанговые глубинные насосы, нагнетательные и водозаборные*** 3.4 Контроль положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов и оценка изменения нефтенасыщенности 1 раз/год 10 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы***** 1 раз/год 100 % Пьезометрические 1 раз/год 100 % Наблюдательные 4 Физико-химические исследования 4.1 Отбор глубинных проб****** Не менее 1 скважины на залежь Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 4.2 Отбор проб на устье По необходимости для целей обустройства Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1 раз/год 1 проба на куст/ узел закачки Водозаборные, поглощающие 4.3 Анализ закачиваемой воды 1 раз/год 100 % Водонагнетательные ІІ стадия разработки месторождений 1 Текущая промысловая информация 1.1 Дебит жидкости/ приемистость 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водозаборные, поглощающие, Водонагнетательные, газонагнетательные 1.2 Обводненность продукции 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1.3 Газовый фактор (Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/год 100 % Фонтанные, газлифтные, механизированные (Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, механизированные 1.4 Буферное (Рбуферное) и затрубное (Рзатрубное) устьевые давления 2 раза/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1 раз/месяц 100 % Водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие, наблюдательные 1.5 Забойное давление (Рзабойное) 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные 1.6 Пластовое давление (Рпластовое) 2 раз/год 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие Пластовое давление (Рпластовое) 4 раза/год 100 % Наблюдательные и пьезометрические 2 Гидродинамические исследования 2.1 Исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации* 1 раз/год 20 % Фонтанные, механизированные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, водонагнетательные, газонагнетательные По необходимости Водозаборные, поглощающие, наблюдательные наводоносный горизонт 3 Промыслово-геофизические методы* 3.1 Исследования профиля притока, источников и интервалов обводнения 1 раз/год 50 % Фонтанные, газлифтные, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы, водозаборные***, **** По необходимости Газовые 3.2 Профиль поглощения (комплекс идентичен комплексу по определению технического состояния) 1 раз/год 50 % Нагнетательные***** 3.3 Определение технического состояния скважины По необходимости Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы, штанговые глубинные насосы, нагнетательные и водозаборные*** 3.4 Контроль положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов и оценка изменения нефтенасыщенности 1 раз/год 10 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные и штанговые глубинные насосы***** 1 раз/год 50 % Пьезометрические 1 раз/год 100 % Наблюдательные 4 Физико-химические методы 4.1 Отбор глубинных проб****** 1 раз/год 3% Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 4.2 Отбор проб на устье По необходимости для целей обустройства Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1 раз/год 1 проба на куст/ узел закачки Водозаборные, поглощающие 4.3 Анализ закачиваемой воды 1 раз/год 100 % Водонагнетательные ІІІ-ІV стадия разработки месторождений 1 Текущая промысловая информация 1.1 Дебит жидкости/ приемистость 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водозаборные, поглощающие, Водонагнетательные, газонагнетательные 1.2 Обводненность продукции 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1.3 Газовый фактор (Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/год 100 % Фонтанные, газлифтные, механизированные (Pпластовое>Рнасыщения) – 1 раз/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, механизированные 1.4 Буферное (Рбуферное) и затрубное (Рзатрубное) устьевые давления 2 раза/месяц 100 % Фонтанные, газлифтные, 1 раз/месяц 100 % Механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие, наблюдательные 1.5 Забойное давление (Рзабойное) 1 раз/квартал 100 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные 1.6 Пластовое давление (Рпластовое) 1 раз/год 50 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные, водонагнетательные, газонагнетательные, водозаборные, поглощающие Пластовое давление (Рпластовое) 4 раза/год 100 % Наблюдательные и пьезометрические 2 Гидродинамические исследования 2.1 Исследования на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации* 1 раз/год 20 % Фонтанные, механизированные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, водонагнетательные, газонагнетательные По необходимости Водозаборные, поглощающие, наблюдательные на водоносный горизонт 3 Промыслово-геофизические методы** 3.1 Исследования профиля притока, источников и интервалов обводнения 1 раз/год 10 % Фонтанные, газлифтные, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы и штанговые глубинные насосы, водозаборные***, **** По необходимости Газовые 3.2 Профиль поглощения (комплекс идентичен комплексу по определению технического состояния) 1 раз/год 20-50 % Нагнетательные***** 3.3 Определение технического состояния скважины По необходимости Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы, штанговые глубинные насосы, нагнетательные и водозаборные*** 3.4 Контроль положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов и оценка изменения нефтенасыщенности 1 раз/год 10 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные электроцентробежные насосы и штанговые глубинные насосы******* 1 раз/год По необходимости Пьезометрические 1 раз/год Наблюдательные 4 Физико-химические методы 4.1 Отбор глубинных проб***** 1 раз/год 1- 2 % Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 4.2 Отбор проб на устье По необходимости для целей обустройства Фонтанные, газлифтные, газовые, газоконденсатные, механизированные 1 раз/год 1 проба на куст/ узел закачки Водозаборные, поглощающие 4.3 Анализ закачиваемой воды (количество взвешенных частиц) 1 раз/месяц 100 % Водонагнетательные Примечание: * При проведении гидродинамических исследований скважин не менее 50 % исследований проводятся с определением полного комплекса параметров (пластовое давление, коэффициент продуктивности скважины, скин-фактор). Для целей контроля пластового давления рекомендуется использование скважин всех категорий эксплуатационного фонда. В случае если в скважине невозможно добиться минимум трех различных режимов работы - исследования методом установившихся отборов (исследования на установившихся / квазиустановившихся режимах фильтрации) с построением индикаторной диаграммы (ИД) не проводятся. При этом общее количество скважин, исследуемых методами ГДИС с требуемым охватом, должно быть сохранено. ** При проведении ремонта или геолого-технологических мероприятий – 1 раз до и 1 раз после. *** Проведение комплекса геофизических исследований скважин в водозаборных скважинах проводятся при необходимости. **** Охват исследованиями профиля притока с кривой восстановления уровня при необходимости изменяется. до 5 %. ***** Для месторождений с высоковязкими углеводородами охват нагнетательных скважин, охватываемых исследованиями профиля поглощения, составляет 20% от общего количества действующего водонагнетательного фонда и 30% от паронагнетательного фонда. ****** Не менее 3 параллельных проб для подтверждения полученных данных. ******* В скважинах, оборудованных штанговыми глубинными и электроцентробежными насосами, исследования по определению профиля притока и текущего насыщения на скважинах действующего фонда выполняются при текущем капитальном ремонте и геолого-технологическое мероприятии. При необходимости проведении исследования текущего насыщения при возврате на выше/нижележащие горизонты.

Referencing norms: DebitZhidkostiEzhemesyachnoNaPervoyStadii

ru · official · sha256:6e6250453294de8f18bfafd75c37538304524691c2818e7cfefb15130351e826RU

1. Настоящие Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр (далее – Правила) разработаны в соответствии с пунктом 11 статьи 121 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" (далее – Кодекс).

ru · official · sha256:2a3a55a4b7ffa51a113a53e4fbc74908a2e7403aa4764d0fbc24bf10a00e1c4dRU

10. Для двухфазных залежей начальная система разработки ориентируется на первоочередное извлечение фазы, доля объема которой превалирует в общем объеме залежи (больше 50 процентов). Окончательные решения по очередности отбора фаз обосновываются проектом разработки месторождения углеводородов.

ru · official · sha256:f88d7d96b62d986f3f03d97fccc4ab294b0879705abd8b8833fbf2b7f0a3f817RU

100. В зависимости от фазового состояния углеводородов проект разработки месторождения подразделяется на: 1) проект разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений; 2) проект разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

ru · official · sha256:389dc05e580e3754815d851a6044abe857e80edef6e2f5dc8519ca78cff9c4deRU

101. Проект разработки месторождения углеводородов включает: 1) геолого-физическую характеристику месторождения; 2) геолого-промысловую и технологическую основу для проектирования, включая гидродинамическую модель, либо аналитическую модель или модель материального баланса; 3) технологические показатели вариантов разработки; 4) технико-экономический анализ проектных решений; 5) технику и технологию добычи углеводородов; 6) базовые требования к конструкциям скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин; 7) комплекс исследований за разработкой пластов и состоянием скважин; 8) мероприятия по доизучению (доразведке) месторождения; 9) обоснование целесообразности ввода газоконденсатного месторождения в промышленную разработку без поддержания пластового давления; 10) раздел по переработке (утилизации) сырого газа; 11) раздел по мониторингу межколонного давления.

ru · official · sha256:84842540795404f49ff8a86dc8e190d7e4056fe73831a9b2b7452ff4b6ca7b56RU

102. Проект разработки месторождения составляется на весь период рентабельной добычи углеводородов на таком месторождении.

ru · official · sha256:a745331f20c1725a3fe25f328fd27838601214117d3419da88e57565bca195e5RU

103. Проект разработки месторождения должен содержать описание видов, способов, технологий, объема и сроков проведения промышленной разработки месторождения.

ru · official · sha256:b45329cbe0c6115d3160111d36f142afdb2bd7ecfafeb3211342a561e0b41ebfRU

104. Проектирование разработки месторождений углеводородов базируется на результатах разведочных работ и запасов, подсчитанных в соответствии с установленным порядком и получившим положительное заключение государственной экспертизы недр по отчету по подсчету запасов.

ru · official · sha256:11777231dec5b84aadcc80b2b36d8b58932ab729c2d1d9aec68b41b681355a8cRU

105. По данным специальных режимных исследований скважин, проведенных в период пробной эксплуатации залежей, должна быть определена степень (зависимость) уменьшения коэффициента продуктивности по нефти и по конденсату от снижения забойных давлений ниже давления насыщения и давления начала конденсации соответственно. Степень (зависимость) уменьшения коэффициента продуктивности по нефти и по конденсату от снижения забойных давлений ниже давления насыщения и давления начала конденсации соответственно может быть определена по данным специальных режимных исследований скважин, проведенных в период испытания поисковых и оценочных скважин.

ru · official · sha256:1dcf3c6557479c9282cd7041671bb517aa59ec437b599502b26d985c2048b08aRU

106. Выбор рациональной системы разработки месторождения углеводородов осуществляется путем рассмотрения различных вариантов по технологии разработки и другим параметрам и технико-экономической оценки этих вариантов.

ru · official · sha256:310ce471544d31fc95dd2aeab86dfef3c6469ed22b65174d6f915a72b044c8ddRU

107. В проекте разработки месторождения углеводородов обосновываются: 1) выделение эксплуатационных объектов; 2) способы и режимы эксплуатации скважин; 3) системы размещения и плотности сетки скважин; 4) виды воздействия на пласт; 5) забойные давления добывающих и нагнетательных скважин; 6) выбор агента для закачки в пласт; 7) необходимость переработки (утилизаций) сырого газа на нефтяных месторождениях и переработка пластового газа до товарной кондиции на газовых/газоконденсатных; 8) соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту; 9) коэффициент компенсации по залежам; 10) отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению конденсации; 11) отношение пластового давления к забойному давлению; 12) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам; 13) объемы добычи углеводородов; 14) объемы обратной закачки рабочего агента для повышения пластового давления; 15) показатели ввода эксплуатационных скважин. При проектировании проекта разработки месторождения и изменений и/или дополнений к нему или анализа разработки необходимо обосновать диапазоны или предельно допустимые значения показателей, указанных в подпунктах 10) - 15) настоящего пункта.

ru · official · sha256:09ab68c0611eb0b45668afe779fb221391ec9c9a942d0e101b2285752fc9e6c6RU

108. Выделение на месторождениях эксплуатационных объектов – первый этап в проектировании разработки – решается с учетом геолого-физических, технических, экологических и экономических факторов в виде оптимизационной задачи. В результате допускается выделение одного, двух и более объектов.

ru · official · sha256:5a74e57135d8a28f80bc9e47ffeb443f31f0ebaf2be6e0b0125ea84bd7c015b4RU

109. В единые объекты эксплуатации объединяются продуктивные пласты или горизонты, имеющие один этаж нефтеносности, с близкими физико-химическими свойствами нефти, коллекторскими свойствами, режимами работы залежей, величинами пластовых давлений.

ru · official · sha256:a2a4d0dc91f2dd2e2b1d410f989ee4bd2cd59f6d3747a7d9c0f5efc7e2c8e72cRU

11. Месторождения углеводородов подразделяются, в зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн в общем объеме углеводородов всех залежей месторождения, на: 1) нефтяные (в том числе газонефтяные) при 0,5≤Vн≤1; 2) нефтегазовые (в том числе нефтегазоконденсатные) при 0,25≤Vн<0,50; 3) газовые или газоконденсатные при Vн<0,25.

ru · official · sha256:190ae18b7ead54e5e0e7061e825a5cafd93de3788aa06d438fede6e1698113e3RU

110. При выделении в разрезе многопластового месторождения двух или более объектов разработки необходимо, чтобы между ними располагались повсеместно прослеживающиеся по площади пачки непроницаемых пород.

ru · official · sha256:5067a7ee7171ab1fce23de306218386754efaa5697ebfe0d342472b0b722681eRU

111. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений осуществляется на режимах двух типов: на естественных и искусственных режимах восполнения пластовой энергии.

ru · official · sha256:3a094733397aa5eb926b23646c0a8d4b28471f02d91f58c6e52e780c43cbd9abRU

112. Первый тип режимов включает в себя естественный водонапорный режим, при котором вода из законтурной водоносной области поступает в пределы нефтяной или газовой залежи и вытесняет нефть или газ, а также в разных соотношениях: упругий и газонапорный режимы, упруговодонапорный, режим растворенного газа и т.д.

ru · official · sha256:ed00611f54ff857c94b64fdc6609c0089a06480d03887e93a2dd4b652efe58b8RU

113. Не допускается необоснованный проектным документом выпуск газа из газовой шапки и разгазирование нефти в пластовых условиях, приводящие к снижению коэффициента извлечения основной продукции (жидких углеводородов).

ru · official · sha256:28e374e48bccea6651b6f230a71814c6ca461769d3ac133571acab86d6d9e9fbRU

114. Второй тип режимов основан на нагнетании в пласты различных вытесняющих агентов при разных схемах осуществления процессов воздействия на пласт.

ru · official · sha256:66841494ef6de4da01e245141e04bedb027c4f2d14fe72cfe50a67d7aa7c34d9RU

115. В качестве вытесняющего агента применяются: 1) вода из различных природных источников и попутная промысловая вода после ее подготовки до требуемого качеств, исходя из результатов лабораторных исследований по химическому составу вод, расчетной и опытной совместимости различных вод между собой и на керне, определения коэффициента вытеснения нефти в пластовых условиях; 2) вода, обработанная различными химическими реагентами, горячая вода, пар, и другие энергоносители обычно в виде оторочек, вытесняемых водой, исходя из результатов лабораторных исследований по определению глинистой составляющей породы, коэффициента вытеснения нефти в пластовых условиях; 3) углеводородный газ и другие газы (обычно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений), исходя из результатов лабораторных исследований по определению состава и свойств газа, его растворимости в нефти, коэффициента вытеснения нефти в пластовых условиях.

ru · official · sha256:6d757515c8cacd1494ba65fc623f52fd7aca084880d733517f70bb394a75a1c5RU

116. При проектировании разработки предусматриваются основная сетка скважин (скважины основного фонда) и резервные скважины.

ru · official · sha256:9d3a8ac0e80fe5bc76d12aeda4ddd2ee4a227b1d2281fe47f390bafcef823f58RU

117. Скважины основного фонда располагают по всей площади эксплуатационного объекта по квадратной или треугольной геометрическим сеткам при равном расстоянии между всеми скважинами или же рядами с увеличенным расстоянием между рядами скважин и уменьшенным – между скважинами в рядах.

ru · official · sha256:a96ab724496ff599a807d5c0867e57b85b473c023fd06e4a9c28c3104436502fRU

118. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации строении пласта для достижения проектного коэффициента извлечения углеводородов.

ru · official · sha256:745562dd75864451c699b75c91fde8d1def4eafdfa36f80d3013ebeec99b62ccRU

119. Эксплуатационно-оценочные скважины выполняют узконаправленные задачи по изучению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполнения в них промыслово-исследовательских работ по определению параметров залежи, подтверждения промышленных запасов, а также для оценки выработки запасов.

ru · official · sha256:a2d5e3ef49e1f4e4bfc66399bf05ba194559733b3a24ca1ed9a762998a0af986RU

12. Допускается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатной частей нефтегазоконденсатного месторождения с компенсацией сбалансированных отборов в виде поддержания пластового давления закачкой агента, при наличии запасов газоконденсатной части более 70% от общего объема запасов залежи.

ru · official · sha256:d1c92543ddbece0810598815b781ca51584ab6f960921219f31a008677332448RU

120. Плотность сетки скважин выбирается с учетом геолого-физических факторов, основными из которых являются: 1) удельные запасы нефти на единицу площади; 2) свойства пластового флюида (нефти и газоконденсатной смеси); 3) характер и степень неоднородности продуктивных пластов; 4) фильтрационные свойства пород-коллекторов.

ru · official · sha256:77e4f465513339dbd94a9bfe4333667d26d8be96e3e6268e747b3fb2ff35055fRU

121. Рациональная плотность сетки скважин определяется путем анализа технико-экономических показателей по нескольким вариантам разработки, полученным на основе гидродинамических расчетов. Рациональной считается такая плотность сетки и соответственно такое общее количество скважин, при которых достигается максимум экономического эффекта при возможно более полном извлечении запасов углеводородов.

ru · official · sha256:774e600da2a2f300793d3f48b27c61d5feaae4f940da90728521c2cdd7e38314RU

122. На месторождениях с двумя и более объектами системы размещения добывающих и нагнетательных скважин должны увязываться между собой таким образом, чтобы создать оптимальные условия перевода скважин с объекта на объект и общего поверхностного обустройства месторождения.

ru · official · sha256:54c0b04cb13b8743ba02ba0c99b510ab3080d06451a8cb54daad1ced27867771RU

123. Характер размещения нагнетательных скважин при закачке воды и других агентов определяет вид системы заводнения, а в более общем случае вид воздействии на пласт, которые применяются: 1) при равномерном распределении нагнетательных скважин по всей площади объекта формируются пятиточечная, обращенные семиточечная и девятиточечная или другая система площадного внутриконтурного воздействия на пласт; 2) при неравномерном распределении нагнетательных скважин по площади объекта формируется избирательная система внутриконтурного воздействия; 3) при размещении нагнетательных скважин рядами в законтурной области или вдоль контура нефтегазоносности формируется законтурное или приконтурное воздействие (заводнение); 4) при размещении нагнетательных скважин рядами внутри контура нефтеносности формируются рядные (блоковые), барьерные и другие виды рядного внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на полосы (блоки), в пределах которых размещаются от одного до пяти рядов добывающих скважин; 5) в отдельных случаях рядные (блоковые) системы внутри контурного воздействия дополняются очаговым и/или сочетаются с законтурным (приконтурным).

ru · official · sha256:694c25c70a2df80ca0b2ae923eee299a218ef1972e91fd51a1f2c39e0d8d7ab2RU

124. Размещение нагнетательных скважин и вид воздействия в целом определяются особенностями геологического строения объекта, свойствами пластовых флюидов и другими геолого-физическими факторами.

ru · official · sha256:586e17c6a1572a1784248713623b79e04543968fc6f2e22b47a99b226f12ed7eRU

125. Забойное давление добывающих скважин определяется, исходя из максимума общего дебита на проектную скважину (добывающие и нагнетательные), с учетом снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения и снижения коэффициента продуктивности по конденсату при снижении забойного давления ниже давления начала конденсации согласно данным специальных исследований скважин, проведенных в период пробной эксплуатации в соответствии с настоящими Правилами. Зависимость уменьшения коэффициента продуктивности от уровня снижения забойного давления относительно давления насыщения устанавливается по результатам гидродинамических исследований методом установившихся отборов на этапе пробной эксплуатации/начала промышленной разработки. При этих исследованиях должно быть предусмотрено не менее трех режимов с забойными давлениями ниже давления насыщения с обязательным замером дебитов нефти и газового фактора.

ru · official · sha256:706e9b323d0e3670eef2e1fa1c5ddc48993f3d7793fc5f6108b848215732cfcaRU

126. В проектном документе по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (залежей) должно приводиться обоснование забойного давления относительно давления насыщения нефти газом на основе данных специальных режимных исследований скважин. В противном случае, эксплуатация скважин с забойным давлением ниже давления насыщения не допускается.

ru · official · sha256:4841570af14c155ab865e2bb82ca3bf19f142fb637b32bc1cf08c07e30bbc9faRU

127. При отсутствии соответствующих исследований для обоснования забойного давления в проектном документе должна быть разработана "Экспериментальная программа исследовательских работ по определению рационального забойного давления в добывающих скважинах данного месторождения", выполнение которой должна контролироваться авторским надзором. До реализации и получения результатов данной программы, забойное давление следует поддерживать не ниже текущего давления насыщения.

ru · official · sha256:68b2e7d869e8763fe5923968acb5fe736912cbeb765611f7bba4781d4f8ddec5RU

128. Не допускается эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже предусмотренных в проекте разработки месторождения, дополнений к нему и в анализе разработки месторождения.

Referencing norms: ZaboynoeDavlenieNizheProektnogo

ru · official · sha256:5dcc3bfde370c04c42f2deacf14a8cba33fc890abb0db0c20e0148910228d3f9RU

129. В проекте разработки месторождения газовых и газоконденсатных месторождений должно быть предусмотрено комплексное решение основных технологических и технико-экономических вопросов, связанных с максимальным извлечением и использованием газа, конденсата и попутных компонентов.

ru · official · sha256:d7e34fd9145971161e1c4913b053a1ad5d89dc89f1e831b587c4470609f9965cRU

13. Разведкой углеводородов является комплекс работ, связанных с поиском и оценкой залежей углеводородов, включая их пробную эксплуатацию.

ru · official · sha256:04b677984323fa6423a4c532097dba39fc677a5451b6f08a3492092f9c65b746RU

130. При наличии в газовой или газоконденсатной залежи, намечаемой к вводу в разработку, нефтяной оторочки промышленного значения, определяется последовательность или одновременность эксплуатации газовой и нефтяной частей, исходя из характера их возможной взаимосвязи.

ru · official · sha256:f97312e184ce0c27149f235e59bad31af67452bc6bf01724ffb42ef254886615RU

131. При проектировании разработки газоконденсатных месторождений с низким содержанием конденсата (менее 5 г/м3) необходимо определить целесообразность его утилизации на промысле.

ru · official · sha256:411d11ab498deae525179f53bf27aa905130236fb90a60bc7d4196447ef20868RU

132. При проектировании газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100 г/м3 рассматриваются методы разработки с поддержанием пластового давления.

ru · official · sha256:46fb615b8bf3444deee9212abe655a3df8df7ceb031062f3d95d335acf0537efRU

133. В проекте разработки месторождений углеводородов на основе газогидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов определяется динамика основных технологических и экономических показателей: годовая добыча углеводородов и попутнодобываемых воды, газа и других агентов закачки, содержание их в продукции, фонд скважин по категориям, в том числе новых скважин из бурения, объем закачки агентов, накопленные величины указанных показателей, капитальные и текущие экономические затраты и другие.

ru · official · sha256:815bd2768e88544325c36a511f821dd7a47d5be87d091492da79ae13310c66a5RU

134. В проекте разработки месторождения углеводородов рассматриваются не менее трех вариантов разработки месторождения в том числе с вариантом, учитывающим применение новых технологий по повышению нефтеотдачи.

ru · official · sha256:44e9631ceeab9cbfe7289da6fbfd551724d41f3500cc0ae5191c8e386f1ac0a9RU

135. Базовым вариантом является вариант разработки на режиме истощения пластовой энергии для первоначального проектного документа или реализуемый вариант утвержденного проекта.

ru · official · sha256:b764fef02581392f4a82db38caa07211f98629dd497d9d1e4a9160b456929683RU

136. Для первоначального проектного документа второй вариант должен предусматривать систему поддержания пластового давления.

ru · official · sha256:c2d570a551387cb09fdcf3ac81ded356255464f8e6cddde755aec55eb0073fe9RU

137. В случае если базовый вариант предусматривает реализацию ранее утвержденного проекта, то второй вариант должен предусматривать оптимизацию и совершенствование существующей системы разработки.

ru · official · sha256:ff82ba3286aa607062543ec7afe8687a6bc8c4bedaaa563907556e4291a69a91RU

138. Третий вариант и последующие варианты предусматривают применение новых технологий, направленных на повышение коэффициента извлечения углеводородов. Внедрение новых технологий может предусматриваться в масштабе всего месторождения или его отдельного участка в рамках опытно-промышленного испытания.

ru · official · sha256:90000de8590bc85af56d274f97866e715b715397062bcc4de92eba3a9a5dbff6RU

139. Рекомендуемый для реализации вариант разработки месторождения выбирается на основе технико-экономического анализа показателей различных вариантов разработки месторождения, отличающихся по технологии, количеству скважин и другим параметрам системы разработки месторождения.

ru · official · sha256:6b514edaabeb3294588963ecd201e86c70d5cd1be449d2a7989fdae24b38cab3RU

14. Разведочные работы выполняются в период разведки и подразделяются на поисковые и оценочные работы.

ru · official · sha256:2282e353c22f1e15edb03101b6db0f29d6b61466056cebc8a3305e76b4b2adbeRU

140. При необходимости в проектах разработки (дополнений к нему) предусматривается проведение опытно-промышленного испытания, которая предусматривает ввод в эксплуатацию небольших участков крупных залежей на промышленно разрабатываемых месторождениях.

ru · official · sha256:5c4a347a593455094d8e6b2fb6d1d1b29a7530462808de4672a4038a5535c07fRU

141. Опытно-промышленное испытание проводится для испытания новых или ранее известных технологий, но требующих апробации в геолого-физических условиях рассматриваемого месторождения в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектом разработки месторождения или дополнением к нему.

ru · official · sha256:f975c57a23cab9c52d1d792378b8e407dde15c18d36757b17bfc7d78d92ebef7RU

142. Перед разработкой проектных решений по опытно-промышленному испытанию проводятся комплексные лабораторные исследования для оценки целесообразности предлагаемой новой или ранее известной технологии. Внедрение новой технологии осуществляется при обязательном научном сопровождении с оценкой ее эффективности.

ru · official · sha256:bfb8ed77a62ca90555d59fbead56ec9705b0edf4803cade62ae39fc735b1b6bcRU

143. В проекте разработки месторождения (дополнении к нему) для опытно-промышленного испытания обосновываются: 1) выбор представительного участка залежи для проведения работ; 2) количество и расположение добывающих и нагнетательных скважин; 3) технология опытно-промышленного испытания; 4) потребность в специальных оборудовании и агентах воздействия на пласт; 5) комплекс исследований по контролю процесса разработки и получения дополнительных данных о геолого-физических свойствах объекта; 6) продолжительность опытно-промышленного испытания, необходимая для оценки эффективности апробируемой технологии; 7) уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытных работ; 8) основные требования к системе промыслового обустройства; 9) предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

ru · official · sha256:255078258071c7ba5f1b3161b08e05c3e726332d8994ffdc128d8fd033dc0255RU

144. Государственная экспертиза проекта разработки месторождения осуществляется центральной комиссией по разведке и разработке месторождений углеводородов Республики Казахстан (центральная комиссия) с привлечением независимых экспертов, обладающих специальными знаниями в области геологии и разработки и не заинтересованных в результатах экспертизы.

ru · official · sha256:3fc31b867c8a5d8ad0f2af4be5b61bf8ff7e11f6b8b1cbbb71ad47a417ddabe9RU

145. В случае необходимости изменения условий, видов и объемов работ по разработке месторождения такие изменения подлежат включению в проект разработки месторождения углеводородов посредством внесения изменений и (или) дополнений.

ru · official · sha256:4010c9c7855291d5a09b6eedcff14f455684ffc6a3b765274240e8972ed3133cRU

146. В проекте разработки месторождения углеводородов указываются условия и порядок формирования суммы обеспечения исполнения обязательств по ликвидации последствий добычи, размер отчислений и периодичность выплат.

ru · official · sha256:88b559b13466525e26068708e5633fee1d69044f367ed2a81f5e286aa45b1491RU

147. Проект разработки месторождения углеводородов (изменения и дополнения к нему) разрабатывается в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению проекта разработки месторождения углеводородов, утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:9ed3343731ed5259f8a80fcb51c95f59ae182ca1b61fd5aef6724b0893e13879RU

148. Мониторинг исполнения проектных документов на разработку месторождения включает в себя сопровождение работы недропользователя по проектному документу в рамках авторского надзора с представлением отчета в уполномоченный орган в области углеводородов.

ru · official · sha256:4cc9ef3542499606d82579b22e73b9bb2cb976299769daef1c96720a5c7e30a8RU

149. Корректировка проектных показателей осуществляется в рамках авторского надзора за реализацией проекта разработки месторождения углеводородов в следующих случаях: 1) изменения графика ввода скважин без изменения общего проектного фонда скважин, предусмотренного в базовом проектном документе; 2) корректировка местоположения проектируемых скважин, при наличии обоснованной необходимости; 3) изменения видов и объемов исследовательских работ; 4) корректировки объектов испытания и их количества в пробуренных и проектируемых эксплуатационных скважинах, и оценочных скважинах в рамках мероприятий по доразведке месторождения.

ru · official · sha256:1e9b7e1ef7be5d6f3daaef22eedf06d20a3c3e759bc022089acb8a331357f6b6RU

15. Поисковыми работами признаются работы, проводимые в целях обнаружения залежей углеводородов, определения прогнозных ресурсов, их предварительной геолого-экономической оценки и обоснования дальнейших геологоразведочных работ.

ru · official · sha256:5d38d7823fbc671dd58a2151d3082850c7b8e5100c874bb65e533efbf2728240RU

150. Корректировка проектных показателей оформляется совместным протоколом между недропользователем и автором проекта.

ru · official · sha256:29413decf389c3f4497144a27d4397c73ea23aa346a39aee2a86b57c0dc31d2bRU

151. При авторском надзоре используется информация, полученная при разработке, а результаты оформляются в виде информационного отчета.

ru · official · sha256:d3f91a970a9f637da582107513cacfce76fa64066b060a832789958e1774900bRU

152. В авторском надзоре отражаются следующие положения: 1) степень реализации проектных решений и соответствие фактических технологических показателей и принятых в проекте разработки месторождений (вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей), а также заключения о мероприятиях и предложениях недропользователей, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти; 2) степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения извлечения углеводородов; 3) выполнение проектных мероприятий по доразведке месторождения; 4) рекомендации по корректировке местоположения скважин, изменению очередности их бурения (замены одной скважины другой), проведению новых видов исследований, дополнительному отбору керна из интервалов пласта, исследованиям пластовых флюидов, увеличению продолжительности опробования оценочных скважин, количества объектов опробования и т.п., в случаях обоснованной необходимости увеличения видов и (или) объемов работ, отсутствия каких-либо изменений представлений о геологическом строении, термобарических и гидродинамических условий и выявленных недостатков в освоении системы разработки месторождения, незначительных (менее 10%) расхождений фактических показателей разработки эксплуатационных объектов месторождения от проектных величин, без изменений и дополнений в проектный документ; 5) рекомендации по изменению проектных решенийв рамках дополнения к проекту или нового проектаразработки, в случае обоснованной необходимости изменения видов, способов, технологий, объема и сроков проведения разработки месторождения; 6) рекомендации по достижению проектных решений и устранению выявленных недостатков в освоении системы разработки и (или) по проведению внеочередного анализа разработки для определения необходимости изменения отдельных проектных решений и показателей проекта разработки месторождения.

ru · official · sha256:ce4d832008ea8dd6741812df40c885aef6445985b807eddfa90bd4498a444ec2RU

153. Анализ выполнения следующих показателей разработки месторождения: 1) плотность сетки эксплуатационных скважин; 2) соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту; 3) коэффициент компенсации по залежам; 4) отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению конденсации; 5) отношение пластового давления к забойному давлению; 6) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам; 7) объемы добычи углеводородов; 8) объемы обратной закачки рабочего агента для повышения пластового давления; 9) показатели ввода эксплуатационных скважин.

ru · official · sha256:17140704ceb44ce719b2a0eda37d9ec294bbaf585ff3ed75de88002fd67f14a6RU

154. Авторский надзор выполняется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению авторских надзоров за реализацией базовых проектных документов, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:d74e601b4bbf45588e71dfcc60c6b167360c4d4761a8d1ade34a906f40508792RU

155. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений при разработке месторождения углеводородов не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.

ru · official · sha256:eb5facb272c4acf3714952b02ee550eee7555bfa0dcebf885d29d59b25f932eeRU

156. Анализ разработки месторождения представляет собой комплексное изучение результатов геолого-промысловых, геофизических, гидродинамических и других исследований скважин и пластов в процессе разработки эксплуатационного объекта, а также динамики показателей разработки для установления текущего размещения запасов углеводородов и процессов, протекающих в продуктивных пластах, на предмет выявления необходимости совершенствования системы разработки месторождения.

ru · official · sha256:4a408167b394bac65558f50ad4de3a4beb1653a2f3469299db228d79f0e4805aRU

157. В результате анализа разработки месторождения оцениваются: 1) данные о геологическом строении месторождения с оценкой изменения запасов углеводородов; 2) энергетическое состояние разрабатываемых объектов, в том числе динамика пластового давления, компенсация отбора закачкой и другие; 3) характеристики динамики добычи углеводородов, жидкости, обводненности продукции, закачки рабочего агента и другие, и соответствие их базовым проектным документам; 4) состояние фонда скважин и его соответствие проектному документу; 5) степень охвата воздействием пластов и прослоев объекта разработки, по площади и разрезу с состоянием выработки их запасов; 6) характер внедрения в залежь воды за счет подъема водонефтяного контакта и продвижения контуров нефтеносности, а при внутриконтурном заводнении – за счет продвижения закачиваемого в пласт рабочего агента; 7) контроль режимов работы скважин, забойных давлений эксплуатационных и нагнетательных скважин; 8) другие вопросы, имеющие важное значение для конкретной залежи или объекта: изучение характера и последствий снижения температуры пластов от закачки агента; снижение фильтрационных свойств, в том числе из-за выпадения в пласте солей, парафинов, разбухания глинистых частиц, изменение пластового давления; изменение газового фактора, эффективность и целесообразность проведенного форсированного отбора жидкости, бурения скважин и другие.

ru · official · sha256:158dc64fb692e52af92679f42b4c13c76438ddf97682ddc45dd4e523429ca029RU

158. В рамках анализа разработки допускается проектирование опытно-промышленных испытаний по внедрению новых технологий по повышению коэффициента извлечения углеводородов на отдельных участках месторождения.

ru · official · sha256:231ec0b0131659982a21e758e7b881e2b3e4b1f092fa4e1c67661084c8f6d532RU

159. Завершается анализ разработки выполнением расчетов технико-экономических показателей разработки месторождения, при необходимости с использованием гидродинамических моделей залежи (совокупности залежей), с учетом реализации рекомендуемых мер по регулированию процесса и сопоставлением их с проектными показателями утвержденного варианта разработки.

ru · official · sha256:111acfc86e9ce45dc16e93e33ed3eefa41583e5c9fe5be753d42ffedb4ee251bRU

16. Поисковые работы включают: 1) полевые геолого-геофизические исследования; 2) бурение и исследование поисковых скважин: 3) отбор керна, проб флюидов и их лабораторные исследования.

ru · official · sha256:04f497ae99838c8506071df17860e52637107b50ef4cc51075bff2dd643be8c9RU

160. Гидродинамическая модель месторождения - комплекс картографических, графических, табличных и других материалов, отражающих на определенную дату состояние разработки объектов эксплуатации на месторождении. Гидродинамическую модель рекомендуется составить и использовать при проектировании и анализах разработки месторождений углеводородов с геологическими запасами нефти более 100 млн.т и природного газа - более 50 млрд.м3; Данная модель может обновляться недропользователем ежегодно.

ru · official · sha256:6133b3c28b85dd04320b8c8cc6bed9eeb1adbb2df2e03d82e94a817d15f05f95RU

161. При анализе разработки в обязательном порядке проводится пересчет суммы обеспечения исполнения обязательств недропользователя по ликвидации последствий добычи, пересчет размера отчислений и периодичность выплат.

ru · official · sha256:cf4f5c8044ee1adac3fa5c8c38a996b47d08a513b161a0ac9586ab0994e49025RU

162. В случае существенных (более десяти процентов) расхождений между фактическими и проектными показателями разработки месторождения и при наличии обоснованного вывода по результатам анализа разработки месторождения углеводородов о необходимости внесения изменений в проект разработки месторождения результаты анализа подлежат государственной экспертизе базовых проектных документов.

ru · official · sha256:43b8b9c8916791e74be4dbd152e7f675df35c5fd3465f8003e1cb93d6ac537faRU

163. В случае вынесения центральной комиссией положительного заключения по анализу разработки месторождения углеводородов проектные решения и показатели такого анализа расцениваются в качестве проектных решений и показателей проекта разработки месторождения на период разработки, утверждения и проведения государственной экспертизы изменений и дополнений к проекту разработки месторождения, который не должен превышать три года.

ru · official · sha256:e0ba34c9c7828517dac90dc48ff6590f640f099b9be2f80274bddb34ee4139aaRU

164. Анализ разработки месторождения углеводородов выполняется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению анализа разработки месторождения, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:d5d601ab378c57926319c5a99f6fabd1857db06bf5828f1d9e3dadcc3db85adfRU

165. Все операции по бурению скважин осуществляются в соответствии с техническим проектом на бурение скважин. Технические проекты на бурение скважин составляются проектной организацией, имеющей лицензию на выполнение соответствующих работ.

ru · official · sha256:993ac85fa4ab5c679dd8cc04d1623522c7eb70ffdb298a4bc5de0f8c51dc4e20RU

166. Технические проекты на бурение скважин составляются в соответствии с требованиями, изложенными в нормативно-технической документации на бурение скважин, утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов. Не допускается проведение работ по бурению скважин без утвержденного технического проекта.

ru · official · sha256:235f07e5f863ac581d3935817f3bd576c74e2e27d59e09c6a5c7d0b664e6eca9RU

167. Не допускается проведение работ по бурению скважин без утвержденного технического проекта.

Referencing norms: BurenieBezTekhnicheskogoProekta

ru · official · sha256:394b49192592d3eff4c1072764a2c4b8de743c6a9bf3bdba4a38356d52f195bdRU

168. Проектирование бурения скважин основывается на следующих положениях: 1) бурение скважин осуществляется по групповым или индивидуальным техническим проектам на бурение скважин; 2) технический проект является основным документом, регламентирующим процесс бурения скважин; 3) в проектах предусматривается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех требований базовых проектных документов и проектных документов на разведку и добычу углеводородов; 4) при проектировании бурения скважин руководствуются действующими нормативными документами по всем основным видам работ и охране окружающей среды. Технический проект составляется на основании задания на проектирование бурения скважин, которое составляется недропользователем на основе базовых проектных документов и проектных документов на разведку и добычу углеводородов; 5) ответственность за полноту и достоверность исходных данных на проектирование несет недропользователь, а за качество проекта – недропользователь и проектная организация; 6) бурение скважин осуществляется на основе подрядных договоров между буровой организацией и недропользователем или самим недропользователем при наличии соответствующей лицензии; 7) изменения к техническому проекту в целях повышения качества и безопасности работ производятся по требованиям уполномоченных органов в области охраны окружающей среды, в области углеводородов, а также иных государственных органов в пределах их компетенции; 8) допускается, без внесения изменений в технический проект по согласованию с проектной организацией, отклонение глубины по стволу скважины и длины обсадной колонны от предусмотренных в техническом проекте в пределах ±250 м (для наклонно-направленных и горизонтальных скважин ±300 м); 9) контроль за исполнением технического проекта осуществляют заказчик и проектная организация, составившая технический проект; 10) ответственность за реализацией проекта бурения скважины несет недропользователь и буровая организация.

ru · official · sha256:7b47bd09557ef3092d5d77a9e26573df93b2bd81d6731d2937df2365768369f1RU

169. Технические проекты на бурение скважин утверждаются недропользователем.

ru · official · sha256:d7b1b69b6f3501ac35f1cba2f3f3ad413721bd22f01d863bc70aa5fcd5eb90dcRU

17. Общее количество и точки заложения поисковых и/или оценочных скважин с выделением независимых и зависимых скважин обосновываются и устанавливаются в базовых проектных документах работ.

ru · official · sha256:38c289b52629459119df6c5606110e4d4b563548e11185ff9352770fe69615f0RU

170. Все операции по бурению скважин проводятся в соответствии с требованиями утвержденного технического проекта на бурение скважин.

ru · official · sha256:cc24d3763d55851d488b64fc9da65db471d9333d44f6e57e1d11557b40a85f1cRU

171. Способы бурения и соответствующие им бурильные трубы, долота, режим бурения, тип и рецептура бурового раствора должны соответствовать требованиям утвержденного технического проекта бурения скважин.

ru · official · sha256:3d7bd31cb03b9e0a5c9dbf04696b03d4215b8cbc7c2ea037bf51557c428db6dfRU

172. В техническом проекте бурения скважин предусматривается и обосновывается способ вскрытия бурением продуктивных отложений с различными пластовыми давлениями на разрабатываемых месторождениях.

ru · official · sha256:7d4325c245cdc8e72892c8a42e44f3f51496bc9df5161e3d91359819c2004f7eRU

173. Вопросы технологии бурения предварительно приводятся в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов и детально рассматриваются в технических проектах на бурение скважин.

ru · official · sha256:12f29ad817a45a450ee68d80d0e1e5593257daa7dfab47f8c2cf8cd26a417670RU

174. Объем запасного бурового раствора определяется в техническом проекте.

ru · official · sha256:bef1370e0fcde66a7463613df918ff6de8258678bf2556c0a4bf45426aa00a3cRU

175. Циркуляционная система для бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с высоким газовым фактором и аномально высокими пластовыми давлениями предусматривает возможность непрерывной дегазации бурового раствора с использованием специального оборудования.

ru · official · sha256:7e5abcc478db6d525986dcce7f4862ed47bc59dfd39571c900f4ec380460e081RU

176. Особенности бурения скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, наличием в разрезе солей, аномально высоких пластовых давлений и высоких температур и на морских месторождениях предусматриваются в индивидуальных технических проектах на бурение скважин в соответствии с базовыми проектными документами и проектными документами на разведку и добычу углеводородов.

ru · official · sha256:27e468c51dea9032907d60fd42bbf87c68d0b34b139716ba5ec3bcd5aa21f57dRU

177. Конструкции скважин представляют собой комплекс обсадных колонн с необходимыми диаметрами и длинами, зацементированными заколонными пространствами, определенным оборудованием при скважинной области продуктивных пластов и оборудованием устья скважин.

ru · official · sha256:976842e79194a28fe7c12aee0decc382c1933ee259af9e7e8bd09b97d2e6727dRU

178. Конструкции скважин обеспечивают надежность, технологичность и безопасность их бурения и эксплуатации, в том числе: 1) максимально возможное использование продуктивности объектов разработки в процессе эксплуатации скважин за счет оптимальных диаметров эксплуатационных колонн и конструкций забоя; 2) возможность применения эффективного оборудования для оптимальных способов и режимов эксплуатации скважин в условиях применения запроектированных методов воздействия на пласты или использования природных режимов залежей; 3) безопасное ведение работ без аварий и осложнений на всех этапах бурения и эксплуатации скважин; 4) получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; 5) охрану недр, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважин, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств для изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от дневной поверхности; 6) максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин; 7) условия для производства в скважинах при их эксплуатации ремонтных и исследовательских работ; 8) возможность установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств.

ru · official · sha256:ec7cb15f1e7f27bcbcd81ca41d8abccca2e7418b5b91d07abbee53d8f8805db7RU

179. Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин.

ru · official · sha256:e32fdac0d93146176ae2c3924501d5f141f5ce7a2dc5bd248f6fdc81ed371728RU

18. Проект разведочных работ, в зависимости от цели планируемых работ, может не включать бурение и/или испытание скважин.

ru · official · sha256:0d6f5a6112bf251dff85e6c336d4480ecdbfad3eccb035cb63f798c2766e2e85RU

180. Конструкции нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа предварительно обосновываются в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов, и детально в технических проектах на бурение скважин.

ru · official · sha256:b67bb4b364f8ee4ca083902755a1a294656e319d629c2663be3ef7816e45188dRU

181. Конструкции оценочных скважин на месторождениях углеводородов с доказанной продуктивностью должны отвечать требованиям для возможного использования их при эксплуатации.

ru · official · sha256:f5f0c3bf91e4bdccbb36bfee474140433f67654584aec77d8e97aa28099a629eRU

182. Конструкции и профили скважин предварительно приводятся в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов и детально рассматриваются и обосновываются в технических проектах на бурение скважин.

ru · official · sha256:c88350bf7b0d238760c47594787dbd15fee09c66045c28be3c1400f93a4e0a4cRU

183. Профили стволов скважин при бурении проектируются, исходя из целевого назначения скважин, конкретных геолого-технических возможностей бурения, поверхностных условий и наличия охранных зон.

ru · official · sha256:8786d130dae1e2f3ede429ef8babf9d835891aa87e434388f2b4e3b3c9489074RU

184. Применяют профили вертикальные, наклонно направленные, с горизонтальным участком ствола в продуктивном пласте.

ru · official · sha256:24d58a8a2a6cc58d0b9ab4a8e7fef4b594b47a2d3d8df0cd548d7618de584c12RU

185. Профили наклонно-направленных стволов скважин проектируются, исходя из целевого назначения скважин и конкретных геолого-технических условий бурения.

ru · official · sha256:f551088611648f13f2666b51e52e985d964d5ca3ff5a1bb1572ad95fa1a70af2RU

186. Выбранный тип профиля наклонно-направленного ствола скважины, компоновка низа бурильной колонны, параметры режима бурения, темпы углубления ствола скважины и комплексы других мероприятий обеспечивают: 1) доведение скважины до проектной глубины без каких-либо осложнений при существующем состоянии техники и технологии буровых работ; 2) качественное бурение скважины при минимальных затратах времени и средств; 3) достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном направлении в пределах допустимых норм отклонения; 4) минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не превышающими допустимые величины; 5) возможность свободного прохождения компоновки низа бурильной колонны и обсадных колонн, а также оснасток элементов подземного оборудования, спускаемого в процессе эксплуатации и подземного ремонта; 6) предотвращение протирания обсадных колонн, желобообразования, затяжки и заклинивания инструмента и геофизических приборов.

ru · official · sha256:872d3bb01b63fb229abc7043e241525842864cee39f2ef59ee0ef27ac138c8e7RU

187. Профили горизонтальных стволов скважин в продуктивном пласте обосновываются при проектном решении проведения пробной эксплуатации или промышленной разработке месторождения горизонтальными скважинами.

ru · official · sha256:1451e093e387dd9100f255483eed00256315d134d911cd8f5d950b8970637a47RU

188. Бурение многоствольных, наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным участком ствола, производится по индивидуальным техническим проектам бурения скважин, предусматривающим обеспечение выполнения всего геофизического комплекса исследований.

ru · official · sha256:2dc3b37b0e7fea05dd500511662f05f3ca1ff09ff6106dc8f25a69339dd6e618RU

189. Поверхностные сооружения и оборудование устьев скважин при бурении тесно увязываются с условиями бурения в конкретных геолого-технических условиях.

ru · official · sha256:84323d1bd39a8febaccacd4a71d3c172b204cdb5516b9129a4f97f466b82a898RU

19. При бурении поисковых, разведочных и оценочных скважин в обязательном порядке производится отбор керна в целевых горизонтах согласно проектному документу. Необходимость отбора керна в оценочных скважинах в рамках мероприятий по доизучению (доразведке на этапе добычи) и в эксплуатационных скважинах определяется недропользователем и устаналивается в проектном документе.

ru · official · sha256:03802063a334d24f493ac85dd19c339d73595f26082cae6cba1565b0ab3905b7RU

190. Выбор типа буровой установки производится, исходя из максимально допустимой рабочей нагрузки на крюке от веса бурильной колонны в воздухе или веса наиболее тяжелой обсадной колонны и ее секции. Допустимая нагрузка на крюке должна превышать вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе не менее чем на 40 процентов.

ru · official · sha256:5bd1229d950ea38606f52a2363c7907f8d14d5b12b8bd3ecca161f4cdfdfa249RU

191. Не допускается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора.

Referencing norms: BurenieBezMekhanizirovannoyOchistki

ru · official · sha256:b43da975325df93f6f627e4376e4fbf34aa60e818a4ee5d495dfe3e2c1da1383RU

192. После спуска кондуктора или промежуточной колонны, если ниже них до спуска очередной колонны ожидается вскрытие газовых, газоконденсатных, а также нефтеносных или водоносных горизонтов, устья скважин оборудуются превенторными установками.

ru · official · sha256:45df991b19f3349d06f73b4aa56913b8e9a821605e2ea42dbb50c91c04a6ef83RU

193. Выбор превенторной установки, манифольдов (линий дросселирования и глушения), станции гидроуправления, пульта дросселирования и трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических условий для выполнения следующих технологических операций: 1) герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них; 2) вымыва флюида из скважины по принятой технологии; 3) подвески колонны бурильных труб на плашках нижнего превентора после его закрытия; 4) срезания бурильной колонны; 5) контроля за состоянием скважины во время глушения; 6) расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата; 7) спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

ru · official · sha256:db7b85f0476f174ef57dfe3519c4d5851d0a09d326eef68ab549a4c5a2d2e012RU

194. При вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением, а также при наличии сероводорода (с объемным содержанием более трех с половиной процентов) на устье скважины устанавливаются не менее трех превенторов, в том числе один универсальный.

ru · official · sha256:4e7d6056e02ab9b013ee55c5d6fc9cd6d2b4198faa849c41fb42accf5adef53fRU

195. При вскрытии пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более трех с половиной процентов устанавливаются не менее четырех превенторов, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный.

ru · official · sha256:bd9ac65690b0580413306abf57c69f41c2d6d1fda7df859f7268d076c6bb2726RU

196. Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения скважин должно обеспечить максимально возможное сохранение естественного состояния их призабойной зоны.

ru · official · sha256:a1209b01a08d8b59623d1fd2c3269a5b6539aa6e5c519a562b03b4ee8a384740RU

197. Тип и параметры бурового раствора для вскрытия пластов в техническом проекте на бурение скважин обосновываются в соответствии с особенностями геолого-физического строения, коллекторских и фильтрационных характеристик пластов с учетом целей и методов исследований, проводимых в процессе бурения. В качестве буровых растворов применяют такие системы, которые обеспечивают максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора, а также возможность проведения необходимого комплекса геофизических исследований.

ru · official · sha256:beab92574af28a70db3a507e9362f666c07bca600f5fd3f017ee5d0c97c33859RU

198. Контроль за качеством вскрытия продуктивных пластов осуществляется технологическими и геологическими службами недропользователя и подрядчика.

ru · official · sha256:7a75ceb94158517f3df2c14f345420e01ef60cf139e6bb7c25965c4669389a74RU

199. При проведении работ по цементированию обсадных колонн в целях сохранения природной проницаемости пористых и порово-трещинных коллекторов применяют тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применяющегося при вскрытии этих горизонтов.

ru · official · sha256:cd03269952f3f2474642ba08c31eeda26419e3f3dc8dd2750c7a7237036d41a5RU

2. Настоящие Правила устанавливают требования к разведке и разработке месторождений углеводородов, расположенных на территории Республики Казахстан, и предназначены для использования компетентным органом Республики Казахстан, уполномоченным органом в области углеводородов и его территориальными органами, недропользователями (операторов, доверительных управляющих) и организациями. По иным видам полезных ископаемых требования настоящих Правил не распространяются.

ru · official · sha256:9ce6dd7eb07b93ce69f3ff97821aea7af682b62fb2e50d38d386f54eae6a814eRU

20. При опробовании пласта и испытании скважин каждый продуктивный пласт тестируется самостоятельно, а при обеспечении раздельного замера основных параметров при различных режимах – допускается совместное тестирование нескольких пластов одновременно. При этом получают следующие данные: 1) начальное пластовое давление и температуру; 2) возможные в условиях последующей разработки дебиты скважин и забойные давления; 3) общие для каждой скважины и удельные (то есть на 1 метр нефтенасыщенной толщины) коэффициенты продуктивности исследования горизонтов по нефти и жидкости; 4) средний для дренируемой части горизонта коэффициент проницаемости; 5) коэффициент проводимости горизонта; 6) коэффициент газопроводности; 7) коэффициент пьезопроводности.

ru · official · sha256:b5773af295d51125decee972bedbd26ad3066fbdd05ac39e371806b99227f889RU

200. На месторождениях, содержащих сероводород, углекислый газ и другие агрессивные соединения, применяются коррозионно-стойкие обсадные трубы и тампонажный цемент.

ru · official · sha256:d384329805b4a2ccf39cedf55ea435dec8b3525b32f881dfafae21f960346e14RU

201. Качество цементирования обсадных колонн и разобщения пластов контролируется специальными геофизическими исследованиями. В случаях отсутствия цементного камня за колонной более чем 50% от высоты расчетного подъема, необходимо провести работы по восстановлению цементного камня за колонной.

ru · official · sha256:6a1a31396644bf26636919b710ce95486f539bef0596b8208ff65942987ffb91RU

202. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить: 1) контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны; 2) контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны; 3) получение данных о распределении цемента за колонной; 4) выявление возможных каналов и зазоров между цементным камнем и колонной, цементным камнем и породой и наличие перетоков; 5) выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.

ru · official · sha256:4911e2cd039d0efb644e822204e592823804c4cc7974dadf34ad6a49cb7f0367RU

203. Работы по цементированию обсадной колонны завершаются испытанием конструкции скважины на герметичность.

ru · official · sha256:36c2c3463f65fa4bed903c3f9acdb0443a925b1bdbe3b208267184bbe132f881RU

204. Сообщение продуктивного пласта со стволом скважин обеспечивается путем перфорации зацементированной колонны, установки фильтра без его цементирования или путем оставления открытого забоя.

ru · official · sha256:0b811e050eb5d0dd90c0b2d32c64fb83c7b49723496b4c525aab5c504ec9664bRU

205. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией является наиболее распространенным способом.

ru · official · sha256:5cc7e4c15490f3e036c3b19da679cd50050a8e7593b950996f8b8686318e1664RU

206. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны оборудуется перфорационной задвижкой или превенторной установкой согласно техническому проекту на бурение скважин и утвержденной схеме, а скважина заполняется буровым раствором (жидкостью) при минимальном содержании твердой фазы с плотностью, исключающей возможность нефтегазопроявлений, но и обеспечивающей максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора.

ru · official · sha256:2e4e5929ae4e08650694e59abd6adf619f9ffaa07c1bb6c1ade2af3c390f971aRU

207. Способы вскрытия пласта и интервалы перфорации намечает геологическая служба организации-заказчика после получения материалов геофизических исследований фактического разреза скважины до спуска колонны.

ru · official · sha256:1587f77bcfa73bd367cbc16c94706c06e09b9e3089f818ad84a970f0d6a6d718RU

208. Способ, тип и плотность перфорации выбираются с учетом геолого-промысловой характеристики объектов в соответствии с областями и условиями применения методов перфорации и не должны вызывать побочных нарушений в обсадных трубах и в цементном камне.

ru · official · sha256:d0489aae312b60122387b0f899cf86ad32adb2aaeef0408821b943665dde3119RU

209. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в колонне в зоне перфорации.

ru · official · sha256:8fa6f7d8696001792286be9aa66d56c221491307b91cdcf0cabacbe5e827f209RU

21. При выделении в разрезе поисковых или оценочных скважин продуктивных пластов (объектов испытания в скважине), испытание объектов в скважине производится на срок, установленный проектом разведочных работ. Допускается испытание каждого продуктивного пласта (объекта испытания в скважине) на срок не превышающий 90 (девяносто) дней для каждого объекта испытания с проведением комплекса промыслово-геологических и гидродинамических исследований. Допускается испытание объектов в скважине на срок свыше 90 (девяносто) дней при условии наличия утвержденной программы развития переработки сырого газа. Временная эксплуатация пробуренных скважин в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи без утилизации попутного газа, либо без переработки (утилизации) добываемого газа не допускается. Моментом начала временной эксплуатации поисковых и оценочных скважин является фактический переход скважины в режим временной эксплуатации после истечения установленного периода испытаний объектов в скважине (свыше 90 (девяносто) дней). При временной эксплуатации поисковых и оценочных скважин недропользователь проводит комплекс промысловых исследований при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений в соответствии с пунктом 326 настоящих Правил.

ru · official · sha256:cdbeca322a67f81a4dfed4bfc087db2c2859c6f5374aa203ed51176ff30c764cRU

210. Во время перфорации устанавливается наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

ru · official · sha256:14b8364e707df6d1bb4b8a8b84b89480df6f06168c2d02c0f673bd5adf79b11aRU

211. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки– на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

ru · official · sha256:4ba96fe564ebec81408859c68262f83aa3a3ef38ddceb7e269b610db032c06c7RU

212. Опробование поисковых и (или) оценочных скважин (пластов в скважине) после спуска эксплуатационной колонны производится с целью получения информации о характере притока и является составной частью процесса бурения.

ru · official · sha256:9062dfac0081c77a0d39903a6da230029aee8aa4243dd37e3cfb01e7dc5fa3f6RU

213. Освоение добывающих скважин производится с целью получения промышленных притоков углеводородов и является составной частью процесса бурения.

ru · official · sha256:59219e1d7004c52096c72c3d64513e1a85a55f81b8c8303477fc6fab2754b935RU

214. Работы по опробованию или освоению скважин начинают только при соблюдении технологических условий и обеспеченности техническими средствами и материалами, предусмотренными техническими проектами на бурение скважин.

ru · official · sha256:cf007d7445dfd1e467c626471ade8e0a32e2199cf34b9fe6d67637ec34184116RU

215. Опробование или освоение скважин проводится по типовым или индивидуальным планам с целью определения гидродинамических характеристик пластов, оптимального режима эксплуатации.

ru · official · sha256:7ddd616c9cc27b96af0714b62a7ead1af5dc342424fadf6c89ebbf37eb5c53e2RU

216. Комплекс работ по опробованию или освоению скважин должен обеспечивать: 1) максимальную очистку призабойных зон пласта от промывочной жидкости; 2) сохранение скелета пласта в призабойной зоне; 3) предупреждение прорыва подошвенной воды и газа из газовой шапки; 4) термогидродинамические исследования по определению количественной и качественной характеристик пласта и его геофизических параметров; 5) предотвращение неконтролируемых газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов; 6) предотвращение деформации эксплуатационной колонны; 7) охрану недр и окружающей среды.

ru · official · sha256:3c1ac0a4b6f201cc7bafb5303b5208b16a0cd1e1ae944bdb2d223c9e57b3ccbaRU

217. На опробование или освоение скважин, вскрывших пласты в осложненных геологических условиях (аномально высокие пластовые давления, содержание сероводорода и других кислых газов, высокие температуры и большой газовый фактор), составляется индивидуальный план.

ru · official · sha256:47f91791963989e886a2d0e43bef558ea92eaf23b1dbe790c7162a9b831a7e16RU

218. В процессе опробование или освоения скважин осуществляется комплекс термобарических и гидродинамических исследований, проводится отбор и исследование проб пластовой жидкости, определяется обводненность продукции.

ru · official · sha256:f5b6dfe07e4f80a42e1bcc548bd2198be03612fa9de9cc7da4dacdd5a3053d31RU

219. Исследования проб пластовой жидкости должны выполняться (после освоения) для каждой скважины, выводимой из бурения. Комплекс исследований должен предусматривать определение полного перечня параметров, в том числе, – давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, вязкости, плотности пластовых флюидов, составов выделившегося газа и дегазированной нефти, построение зависимости основных параметров пластовой нефти от давления (дифференциальное или ступенчатое разгазирование).

ru · official · sha256:6029ff0642d50dc427f61a351c478f9f7a3491817a70b16002965731ce3b51a4RU

22. При каждом открытии новой залежи (совокупности залежей) недропользователь в течение месяца со дня такого открытия направляет в уполномоченный орган по изучению недр заявление о подтверждении обнаружения.

ru · official · sha256:53c4666f425224eff2ecaa6d216730f4eef2e5bf399ffa663c77834541da68c3RU

220. Скважины считаются опробованными или освоенными, если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости, характерный для данного объекта. При отрицательных результатах опробования или освоения скважин, пробуренных и опробованных или освоенных с соблюдением норм и требований технического проекта, устанавливаются их причины и утверждается дальнейший план работ.

ru · official · sha256:24d6bff234f15abff7a32f2a532abc9e504142351c1d8fea76d465e70f575f16RU

221. Продуктивность скважин при необходимости восстанавливается путем повторной перфорации пластов или обработкой призабойных зон, способы которых, технологии и параметры выбираются в зависимости от геолого-физических свойств залежи.

ru · official · sha256:8475af8b7c36c86db702ee2674dad467dbac1c6211d34926965b12a63e5c8c60RU

222. Выбор способа эксплуатации, подбор, установка скважинного оборудования, а также дальнейшие работы по повышению продуктивности поисковых, оценочных или добывающих скважин и достижению намеченной приемистости нагнетательных скважин осуществляются недропользователем в соответствии с базовыми проектными документами на разведку и добычу углеводородов.

ru · official · sha256:49b24b01f58559ace007a960d7f3596f8a582fff2287b7b0e1c6797eb5bd211cRU

223. Бурение скважин считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на их бурение и планом опробования или освоения.

ru · official · sha256:914a8688d570dc2cd29953b77aed08f21ab87132118288042cf9f690686268aaRU

224. Порядок передачи скважин, законченных бурением, от подрядчика заказчику определяется подрядным договором на бурение скважины, заключенным между ними.

ru · official · sha256:ac3941d729b95042a7f6c7b5fb22f5a7f27e13c1070884369b906b2231d8226dRU

225. По законченным бурением скважинам буровая организация представляет заказчику (недропользователю) следующие документы, оформленные актами сдачи-приемки работ: 1) акты о заложении скважин; 2) проект бурения скважин (типовой геолого-технический наряд); 3) акты о начале и окончании бурения скважин; 4) акты об измерении альтитуды устья обсадной колонны; 5) материалы всех геофизических исследований и заключения по ним; 6) расчеты обсадных колонн, их параметры, диаметр, толщину стенок, марки стали и другие необходимые характеристики для неметаллических колонн; 7) акты на цементирование обсадных колонн, расчеты цементирования, лабораторные анализы качества и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цементного раствора на устье или высоте подъема цементного раствора (диаграмму цементомера), акты на меру труб, компоновку колонн, данные о плотности бурового раствора в скважине перед цементированием; 8) акты испытания всех обсадных колонн на герметичность; 9) планы работ по опробованию или освоению каждого объекта; 10) акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала перфорации, способа перфорации и количества отверстий; 11) акты опробования или освоения каждого объекта с приложением данных исследования (дебиты, давления, продуктивность, анализы нефти, воды, газа); 12) меру и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования, глубины установки пусковых клапанов (отверстий); 13) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважин; 14) описание керна; 15) паспорт скважин с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях и конструкции; 16) акты о натяжении колонны; 17) акты об оборудовании устья скважин; 18) акты о сдаче геологических документов по скважинам; 19) акт рекультивации земельного участка.

ru · official · sha256:4d6af113efa1f8ec3026701c940dfb45aaa53b72ddcefcb2f9388fb1de2af3e2RU

226. Технический проект на бурение скважин разрабатывается на основе положительной практики пользования недрами в соответствии с настоящими Правилами и нормативно-технической документации по составлению технического проекта на бурение скважин.

ru · official · sha256:07df49a06a57495e6af2bee6b6ca75fb4f229daa59f58ff06f446ace29519a35RU

227. Изменения и (или) дополнения, вносимые в проект разведочных работ, проект пробной эксплуатации или проект разработки месторождения, затрагивающие параметры составленных на их основе технических проектов на бурение (строительство) скважин, влекут необходимость внесения изменений и (или) дополнений в соответствующие Проекты на бурение (строительство) скважин.

ru · official · sha256:79e0be79230dd2c5613f1acfa9a68f276d9b2fc9784100e31c340b45a4bc197aRU

228. Запрещается проведение операций по недропользованию без соответствующего утвержденного недропользователем и получившего положительные заключения предусмотренных экспертиз Проекта на бурение (строительство) скважин.

Referencing norms: OperaciiBezProektaNaBurenie

ru · official · sha256:bc8ba393435b1cc05cbb9f8c3ee2458eeb56cfa5dbaf30d53faed4ef5d161797RU

229. В период разведки и разработки углеводородов скважины бурятся в соответствии с их назначением.

ru · official · sha256:8c79bae40c5ac486ba24befedd3b579f2de24e51b373445385c886d70388c07cRU

23. Недропользователь в течение месяца со дня подтверждения обнаружения уполномоченным органом по изучению недр письменно уведомляет об этом компетентный орган и начинает разработку дополнения к проекту разведочных работ, предусматривающего проведение работ по оценке, а также программы развития переработки сырого газа в рамках временной эксплуатации пробуренных скважин.

ru · official · sha256:bcaecbb36995ab6f9d63013dd89c22a4d46e813bda99bc1ed95caa7bfc7e38ecRU

230. Назначение скважин может меняться в процессе разведки и промышленной разработки углеводородов на основании утвержденных решений в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов.

ru · official · sha256:9e15569f78c0185390fc6b16774c28e6900f92875648135f838201178bfd77b0RU

231. Скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам экономически нецелесообразна, в установленном порядке временно выводятся из эксплуатационного фонда в консервацию в соответствии с Правилами консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, утверждаемыми уполномоченным органом в области углеводородов в соответствии с пунктом 1 статьи 126 Кодекса.

Referencing norms: SkvazhinaPodlezhitKonservacii

ru · official · sha256:6b9b6749df3450a73ec715334ffd5730b5b32adc7a406590e63ffdc84833a62dRU

232. Все скважины, выполнившие свое назначение, дальнейшее использование которых в другом качестве признано нецелесообразным или невозможным, в установленном порядке подлежат ликвидации в соответствии с Правилами консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, утверждаемыми уполномоченным органом в области углеводородов в соответствии с пунктом 1 статьи 126 Кодекса.

Referencing norms: SkvazhinaPodlezhitLikvidaciiPoNecelesoobraznosti, SkvazhinaPodlezhitLikvidaciiPoNevozmozhnosti

ru · official · sha256:e6294768620be291d359c83e94a7245078bf23abbba008f46a8744c58c6d9442RU

233. В период разведки и добычи углеводородов бурятся и выделяются скважины в соответствии с их назначением.

ru · official · sha256:9e8b5de08656f60e74dc8ee2b9db8ba67bd02ee5572fbbdd2ff77b27e30a15a2RU

234. Поисковые скважины проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью поиска и открытия залежей углеводородов.

ru · official · sha256:690acdc9efab9865977e40e7fcc8b39ababaf23e6235af0df123679cb9b2a460RU

235. Оценочные скважины проектируются и бурятся на площадях, где установлено обнаружение месторождения с целью геологического изучения и оконтуривания залежей углеводородов, получения исходной информации для подсчета запасов углеводородов и проектирования разработки.

ru · official · sha256:c6dbd51322e12ae21d09b8bdbbc87bdeb693a88163cdd24685fc5d6280d608d0RU

236. Эксплуатационно-оценочные скважины выполняют узконаправленные задачи по изучению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполнению в них промыслово-исследовательских работ по определению параметров залежи.

ru · official · sha256:26b11a0f49b9657cf3b81e7421686e560fb39426da06ee3bd89f4e400875d575RU

237. Эксплуатационные скважины проектируются и бурятся при реализации пробной эксплуатации (опережающие эксплуатационные скважины) и промышленной разработке месторождения: 1) добывающие (нефтяные и газовые) - для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды; 2) нагнетательные - для проведения воздействия на залежь с целью поддержания пластового давления путем закачки воды, газа (их смеси) или других рабочих агентов вытеснения, для закачки газа или попутных полезных компонентов второй группы, выделяемых из полезных ископаемых, с целью временного хранения, а также для добычи углеводородов в период отработки.

ru · official · sha256:77f5abb165ffc68eec95279f1ed71db27c6ccb52f6e9ddc446cd6b029290bb95RU

238. Контрольные наблюдательные скважины проектируются и бурятся для осуществления систематического контроля над изменением межфлюидальных (водонефтяного, газонефтяного, газоводяного) контактов и за изменением других параметров (в том числе нефтегазоводонасыщенности пласта) в процессе разработки залежи.

ru · official · sha256:2d50a3a0d4a971d647e3acea443f74dc018d60bc81bb93e8bc259b3ffd6d8a20RU

239. Контрольные пьезометрические скважины проектируются и бурятся для контроля за изменением пластового давления и температуры.

ru · official · sha256:525e4b8261dec9972e257b3652526871da2bc1f39795e446aedf23d981ddeebcRU

24. При проведении работ по разведке недропользователь обязан обеспечить: 1) оптимальность применяемых технологических средств при проведении разведки в соответствии с изучаемым объектом недропользования; 2) своевременное и достоверное отражение всех деталей работ, получаемых данных и результатов исследований в геологической документации.

ru · official · sha256:a478352c04cb40b260857b9bbb79e56350d6a032ce5f065e18e8e22f84a17f5eRU

240. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации строения пласта для достижения проектного коэффициента извлечения углеводородов.

ru · official · sha256:5fd72e2b3fc041f41440ed778bb8ffdb3cc748a524a97c24332a409ef0e855abRU

241. Система воздействия на пласт представляет собой комплекс технических средств по обеспечению предусмотренных базовыми проектными документами и проектными документами на разведку и добычу углеводородов на разработку технологий извлечения запасов углеводородов из недр.

ru · official · sha256:3ec311eedeef0b336985b4953959eb98f6577afcafdeba93ac7dda68d018de4eRU

242. В комплекс технических средств воздействия на пласт входят: источники рабочего агента, нагнетательные скважины и соответствующее наземное оборудование.

ru · official · sha256:2917e75d9ae5779978bffd16555ac7f1c6d270ebdcee9b1d1877d70dd73efe51RU

243. Система воздействия на пласт обеспечивает: 1) закачку в эксплуатационный объект необходимых объемов рабочего агента для восполнения пластовой энергии и вытеснения углеводородов к забоям добывающих скважин по отдельным зонам, пластам и месторождению в целом; 2) подготовку рабочего агента до необходимых кондиций по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов; 3) возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки рабочего агента как по каждой скважине, по группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом; 4) возможность постоянного контроля за качеством и свойствами рабочего агента; 5) надежность функционирования, в первую очередь с точки зрения герметичности.

ru · official · sha256:ee0a2c4c7419ba614826cc693f9e83c43e905aaae16a67f4c178b52cf694c536RU

244. Мощность системы воздействия на пласт должна обеспечивать возможность максимальной проектной закачки рабочего агента по каждому технологическому блоку и месторождению в целом, с учетом технологических потерь.

ru · official · sha256:fa10bdaa3e4b5281f957a157161e9926c3dab85cb72ed42b7645efa7ca56b669RU

245. Основным элементом системы воздействия на пласт является нагнетательная скважина, в которую производится закачка рабочего агента.

ru · official · sha256:85573b7d850877d3b663228c1b7edb9bda6fb0a27299b719e5c9926c59a1938fRU

245-1. В соответствии со статьей 148-1 Кодекса, в целях увеличения извлечения нефти на месторождениях углеводородов недропользователями могут применяться методы увеличения извлечения нефти, которые в зависимости от сложности подразделяются на традиционные и специальные. К традиционным методам увеличения извлечения нефти относятся первичные и вторичные способы разработки месторождений. Первичные способы разработки представляют собой способы извлечения нефти, основанные на использовании потенциала внутренней энергии пласта, при которых приток нефти обеспечивается за счет естественных природных факторов. К первичным способам разработки относятся следующие режимы: водонапорный (естественный); упругий (упруго-водонапорный); газонапорный (режим газовой шапки); режим растворенного газа; гравитационный; смешанный. Вторичные способы разработки предусматривают извлечение нефти с использованием искусственного поддержания пластовой энергии и направлены на поддержание пластового давления. К вторичным способам разработки относятся: закачка воды; закачка газа. Специальные (третичные) методы разработки направлены на мобилизацию остаточной нефти путем воздействия на свойства пластовой нефти и (или) закачиваемых агентов. Специальные методы подразделяются на: тепловые (закачка пара, парогравитационный дренаж, закачка растворителя в газовой фазе, внутрипластовое горение, горячая вода); газовые (водогазовое воздействие, закачка углеводородного газа, углекислого газа, азота, воздуха, дымовых газов); химические (закачка растворов поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, кислот, химических композиций, гелеполимерное заводнение, мицеллярные растворы); микробиологические; комбинированные.

ru · official · sha256:25297235c55758b409c6d41cb88a1741f1a828c77b36b2a90fe50b7462ebcbedRU

245-2. Порядок расчета объемов углеводородов, добытых с применением специальных методов увеличения извлечения нефти, определяется следующим образом: определение прогнозного уровня базовой добычи нефти без применения специальных методов увеличения извлечения нефти осуществляется с использованием аналитических или численных методов (геолого-гидродинамическая модель). При использовании аналитических методов расчета базовой добычи выполняются следующие этапы: определение перечня реагирующих добывающих скважин; определение базового периода; определение применяемого метода прогноза показателей (характеристики вытеснения – кривые обводнения или кривые падения); расчет прогнозного уровня базовой добычи нефти. При использовании численных методов выполняются следующие этапы: построение геолого-гидродинамической модели; адаптация геолого-гидродинамической модели к фактическим показателям разработки; расчет прогнозного уровня базовой добычи нефти. Объем нефти, добытый с применением специальных методов увеличения извлечения нефти, определяется как разница между фактическим уровнем добычи и прогнозным уровнем базовой добычи без применения специальных методов увеличения извлечения нефти. Выполнение расчетов базовой добычи нефти без применения методов увеличения извлечения нефти осуществляется в соответствии с нормативно-техническими документами в области углеводородов.

ru · official · sha256:c7678516f8568e1c07a68c5a0723201a34853724244db67ae6302e93e3523c95RU

246. Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных колонн, марка стали, высота подъема цемента и другие) должна обеспечивать: 1) закачку рабочего агента при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме; 2) надежное разобщение пластов и объектов разреза; 3) производство всех видов исследований, мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, а также ремонтных работ.

ru · official · sha256:0c49c12335d870b69b12da69b8d06359fad4d040c6e0cec9ad620a0784cfbb77RU

247. Конструкция забоя нагнетательных скважин должна обеспечивать максимальную открытость фильтрующей поверхности пластов (пласта) по всей их толщине.

ru · official · sha256:f20eeeddeb361efe903d30e4d00805a94b8d36e024dda689dc8da1eb639e433aRU

248. Для обеспечения эффективной работы нагнетательной скважины выполняется комплекс мер по обеспечению приемистости скважин в необходимом объеме по всей заданной толщине эксплуатационного объекта, в частности, восстановление природных фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, при необходимости их улучшение, а также создание необходимого пускового давления нагнетания.

ru · official · sha256:b5614122e977bb625927cde1b4c4e09919616e9c96bf2625ab1c8cbd2309bfe7RU

249. Восстановление фильтрационных свойств (очистка) призабойной зоны, ухудшенной в процессе бурения, осуществляется путем дренирования скважин. Законтурные и приконтурные нагнетательные скважины дренируются путем свабирования (поршневание, шомпольная эксплуатация) или спуска электроцентробежных насосов. Дренирование внутриконтурных нагнетательных скважин выполняется путем кратковременного пуска их в эксплуатацию для добычи на максимально допустимых дебитах с подключением к системе сбора продукции от товарного парка.

ru · official · sha256:75dd0fd799a41a4ecc741268ec2caecf838b2596f51529b0d37c746c049fa211RU

25. Оценочными работами признаются работы, проводимые в целях оконтуривания и оценки обнаруженных залежей, подсчета запасов по промышленным категориям и оценки целесообразности их вовлечения в промышленную разработку.

ru · official · sha256:a4d9b2066553700764013dd17aa002e4cd550c282be20f43272219b92eec2b9bRU

250. При благоприятных геолого-физических условиях (высокие фильтрационные свойства пласта) и успешном восстановлении проницаемости, нагнетательные скважины после дренирования пускаются под закачку рабочего агента через систему продуктопроводов от кустовых насосных станций.

ru · official · sha256:a3319e4239ed0ddff19f923e47579160407317c4b35e62db91d11bec18937509RU

251. При неблагоприятных геолого-физических характеристиках продуктивных пластов для обеспечения приемистости применяются дополнительные меры воздействия, в том числе: 1) создание максимально допустимой депрессии на пласт (понижение уровня в стволе скважины) с последующим нагнетанием агента; 2) аэрация жидкости в процессе обратной промывки скважины; 3) периодическое нагнетание агента под высоким давлением и сброс его самоизливом (метод гидросвабирования); 4) продавливание агента в пласт при давлениях, значительно превышающих рабочее давление нагнетания, путем использования дожимных насосов (цементировочных агрегатов); 5) гидропескоструйная перфорация с последующим гидравлическим разрывом пласта; 6) обработка призабойной зоны кислотами и растворами поверхностно-активных веществ; 7) тепловая обработка призабойной зоны и другие.

ru · official · sha256:8385c8dfda7eeb8c5644f1aeeaf28dace8b37866950b3792cb1ee12481b5cf24RU

252. При закачке в пласты сточных вод и других коррозионно-агрессивных агентов для защиты продуктопроводов (водо- и газопроводов), обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и тому подобное.

ru · official · sha256:42e0e65d0e1577a3f4011bc0959d88dfb248d2be339ae289d79dcfce0aaa0abeRU

253. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей, полимеров и других химических реагентов необходимо использовать воду, соединение с которой исключает деструкцию реагентов и не приводит к образованию с ней соединений, способных выделяться в осадок, если это прямо не предусматривается проектным документом на разработку. Кроме того, закачиваемая вода должна быть химически совместимой с пластовой водой, способствуя вытеснению углеводородов из коллектора.

ru · official · sha256:408ba8e783d4cf61fd10136d70f3450f74f208955812c336d94eca0918aaec18RU

254. Освоение нагнетательных скважин под закачку рабочего агента производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством недропользователя.

ru · official · sha256:bb87474414c648df30c5bea8ca52ad0e25bae94eed2575d1baacf2c129f51897RU

255. Начало закачки рабочего агента, последовательность перевода пробуренных скважин под нагнетание и нормирование объемов закачки определяются проектным документом на разработку месторождения.

ru · official · sha256:50e92bca4cc03ff9d7a8fed3e2c785a484c8edb095e2b8ed3589a06d599bc7feRU

256. При законтурном и приконтурном заводнении закачка рабочего агента, как правило, должна начинаться на самой ранней стадии освоения месторождения.

ru · official · sha256:8864d428c3a50a5de8fa869c22e182023698bd634be7c74e63d60e53a4cf3672RU

257. При внутриконтурном заводнении, чтобы не допустить осложнений при бурении скважин, закачка в нагнетательную скважину должна начинаться лишь после того, как будет пробурена большая часть скважин, находящихся в радиусе ее воздействия.

ru · official · sha256:d51a2dfa89c69473dd708c14fbfe07eb830aaeea381588467049303a83a951ebRU

258. При внутриконтурном заводнении при размещении нагнетательных скважин рядами следует вводить их под закачку через одну скважину, таким образом, чтобы в начальный период освоения системы заводнения скважины, находящиеся под закачкой и в отработке на нефть, чередовались между собой. Скважины, находящиеся в отработке, следует эксплуатировать на нефть при максимально допустимых отборах и переводить под закачку при достижении высокой степени обводненности.

ru · official · sha256:18f0b4ee3543824448139c148a45ce90bedd0f48604f23bc3edecaa94174b201RU

259. Нормирование закачки рабочего агента по скважинам и пластам в скважинах осуществляется один раз в квартал и оформляется в виде технологического режима эксплуатации каждой нагнетательной скважины.

ru · official · sha256:92e99375508bd2fb59c368ddb3d03b47bb966fc6ad93c662510056961b1bbd21RU

26. Оценочные работы проводятся на участке (участках) недр в пределах предполагаемых контуров обнаруженной залежи (совокупности залежей), определенных в проекте разведочных работ.

ru · official · sha256:065169524874b699a793008d6e177a279a60aa7344298fb070bc2226cc19c9a8RU

260. В технологическом режиме работы нагнетательных скважин указывается: 1) суточный объем закачки рабочего агента; 2) основные требования к свойствам закачиваемого агента; 3) давление нагнетания; 4) мероприятия по обеспечению установленных норм закачки.

ru · official · sha256:d2d2097ca960de492422ec1daab9587362e4ea8b04fcba0e27bb31c334812390RU

261. Технологический режим работы нагнетательных скважин составляется геолого-технологической службой недропользователя на основе базовых проектных документов, проектных документов на разведку и добычу углеводородов и анализа разработки месторождения и утверждается его руководством.

ru · official · sha256:7ff7ca739db978fdb4970b881f78e267e9fb9ceb3f6d24b744359283a0995fc7RU

262. При установлении норм закачки исходят из следующих основных положений: 1) если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой рабочего агента по объекту (участку) меньше 100 процентов, то для покрытия дефицита нормы закачки устанавливаются больше норм текущих отборов жидкости на 30-50 процентов и более, исходя из производительности применяемого для закачки оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин; 2) если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой по объему (участку) достигнута, норма закачки рабочего агента должна быть равна норме отбора жидкости, определяемой как сумма дебитов добывающих скважин на тот же период времени или превышать ее, но не более чем на 10-20 процентов с учетом возможных потерь агента; 3) при больших размерах площади месторождения и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с близкими фильтрационно-емкостными свойствами, а уже затем по отдельным скважинам, расположенным в пределах участка; 4) в многопластовых объектах норма закачки по объекту в целом и для участков должна быть распределена между отдельными пластами.

ru · official · sha256:55fc9aa76469520a0a2582138bf07a924bdcc4a416a20e9d1bbbc56f3caf993aRU

263. Для оценки влияния воздействия на пласт различных применяемых технологий (закачка воды, закачка газа, ПТВ и т.д.) необходим постоянный контроль за свойствами пластового флюида. Количество скважин, периодичность отборов проб и виды исследований разрабатываются в программе исследований по контролю за разработкой в базовом проектном документе.

ru · official · sha256:3a1d5d9c07729dffae03752a724c9f60f65292527a89644c0506125ed546029fRU

263-1. Эксплуатация поисковых и оценочных скважин в период разведки допускается при соблюдении следующих технологических критериев, обеспечивающих щадящий режим работы: 1) нефтяные залежи: временная эксплуатация поисковых и оценочных скважин допускается фонтанным способом; для месторождений с газовой шапкой (пластовое давление ровняется давлению насыщения) временная эксплуатация не допускается; для залежей с пластовым давлением выше давления насыщения допускается эксплуатация скважин при забойном давлении выше давления насыщения; допускается эксплуатация скважин при забойном давлении не ниже 0,85 единиц от пластового давления; допускается превышение газового фактора над газосодержанием не более 10 %; по участку недр, не относящемуся к сложным проектам разведки углеводородов, допускается плавное снижение пластового давления ежегодно до 5 %, суммарно до 30 % от начального пластового давления, но не ниже давления насыщения; по сложным проектам разведки углеводородов допускается плавное снижение пластового давления ежегодно до 3 %, суммарно до 50 % от начального пластового давления, но не ниже давления насыщения; в процессе временной эксплуатации допускается работа скважин с обводненностью до 70 %; при обводненности скважин выше 70 % временная эксплуатация запрещается; 2) газовые и газоконденсатные залежи: допускается эксплуатация скважин при забойном давлении не ниже 0,95 единиц от пластового давления; допускается плавное снижение пластового давления ежегодно до 2 %, суммарно до 30 % от начального пластового давления, но не ниже давления начала конденсации; в процессе временной эксплуатации допускается работа скважин с обводненностью до 25 %; при обводненности пласта выше 25 % временная эксплуатация запрещается.

Referencing norms: GazovyyFaktorVyshePredela, ObvodnennostVyshePredelaGaz, ObvodnennostVyshePredelaNeft, ShchadyashchiyRezhimSoblyuden, ShchadyashchiyRezhimSoblyuden/unless/TekhnologicheskiyKriteriyNarushen, ShchadyashchiyRezhimSoblyuden/unless/VremennayaEkspluataciyaZapreshchena, SnizhenieDavleniyaObychnyyProekt, SnizhenieDavleniyaObychnyyProekt/unless/UchastokOtnositsyaKSlozhnymProektam, SnizhenieDavleniyaSlozhnyyProekt, VremennayaEkspluataciyaPriGazovoyShapke, ZaboynoeDavlenieNizhePredelaGaz, ZaboynoeDavlenieNizhePredelaNeft, assert-h2b0b07f46417df833dcef47a9a8b399705a03095c16feb77365c08d7b9c4df2c, assert-h38666ddb70ae5bbd14173a04df81810b4f00700086429234b836f948aefc9a54

ru · official · sha256:4bd52d3dd320e18b425d138bfc82096cfc2fcaf251eda4969cac606dc8da11b6RU

264. Эксплуатация нефтяных добывающих скважин в зависимости от их продуктивности и степени обводнения осуществляется фонтанным или механизированным способами. В состав механизированного способа входят различные модификации насосного и газлифтного способов.

ru · official · sha256:e9459d8716da62c98a15b6fe5740e1c654c83487e8a3f4978f49861ea287e508RU

265. Недропользователь обязан принять на баланс все ранее пробуренные скважины, находящиеся на территории участка недр, проводить по ним мониторинг в соответствии с Кодексом.

ru · official · sha256:7bdd0b4baf8ae6c218db2a6906d73bbecd372bc26626f61573875c9e6c7e71b2RU

266. Фонтанный способ, при котором подъем продукции скважин с забоя на поверхность земли осуществляется за счет пластовой энергии, используется в начальный период разработки нефтяной залежи. Не запрещается эксплуатация скважин фонтанным способом на более поздних стадиях разработки.

ru · official · sha256:5965a2c879565b5cdee6ebc23876f6af6e1b8cc89bce5133fa630a864fca21ffRU

267. По мере естественного обводнения скважин увеличивается средняя плотность добываемой жидкости, уменьшается доля свободного газа в составе продукции скважин, что в совокупности приводит к уменьшению дебита, а затем и к прекращению фонтанирования скважин, даже если пластовое давление поддерживается на уровне его первоначального значения.

ru · official · sha256:e24bfb8f7107a36c7b5affcd8b1e4271db0f0b659825c20ba3717e65e78b5980RU

268. Из-за снижения дебитов эксплуатация скважин фонтанным способом становится экономически не рентабельной и их переводят на более выгодный в данных условиях механизированный способ эксплуатации.

ru · official · sha256:eb0aea3de19bc8c2837b8b819c59b008d76e5ac52b61ca64eaf7ec511d576ad7RU

269. В зависимости от характеристики природно-климатических условий добычи, сложившейся в организации системы эксплуатации и ремонта оборудования для извлечения жидкости на поверхность применяется специальное насосное оборудование.

ru · official · sha256:f81223cb22de8399c1a4ff5c15d44fbc16783e2b28ccdf5c6a38fe0509952dc1RU

27. В период разведки недропользователь имеет право на проведение пробной эксплуатации обнаруженной залежи (совокупности залежей) в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проектом пробной эксплуатации.

ru · official · sha256:2151e73b4c60aa7d94419b3c6cd68a5054ad8b1228bcc3018586e14ec03897c7RU

270. При усложнении условий эксплуатации скважин (откачка высоковязких жидкостей, повышенное содержание мехпримесей в добываемой продукции, низкие динамические уровни жидкости при большой глубине скважин) необходимо использовать специальное насосное оборудование: 1) установки электровинтовых насосов; 2) установки диафрагменных насосов; 3) установки гидропоршневых насосов.

ru · official · sha256:2d453032c98904275888983aff9bd3ed227ea139f55263375fa82a436db703a9RU

271. При эксплуатации скважин с высоковязкими жидкостями и с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции недропользователю необходимо разработать оптимальные режимы работы насосных установок в осложненных условиях и провести подбор необходимых защитных приспособлений.

ru · official · sha256:57d76f1de8167409f6a2648a0c59f068bde737bc42a5ea04825fd44bfc479c97RU

272. При эксплуатации скважин газлифтным способом в зависимости от их характеристики, ресурсов газа и наличия скважинного и наземного оборудования для закачки газа используются следующие основные схемы газлифтной эксплуатации: 1) компрессорный газлифт; 2) бескомпрессорный газлифт; 3) внутрискважинный газлифт; 4) непрерывный газлифт; 5) периодический газлифт.

ru · official · sha256:275485c8c33fd4e7f1c32d9fde4e2af63bfab81b3205ce8bce56b3d89a85f3b1RU

273. Уровень и темпы отбора жидкости из эксплуатационных объектов, давления на забое и устье добывающих скважин, предельное давление фонтанирования и перевод групп скважин на механизированную добычу, а также выбор способа мехдобычи обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и осуществляются недропользователями в соответствии с планами геолого-технических мероприятий.

ru · official · sha256:3c3237bbdd62e3b2fa8a89fac5e68e4be69f46d3aef66b3401d03d5e05dad842RU

274. Эксплуатация скважин при любом способе осуществляется при наличии в них насосно-компрессорных труб. Материал, размеры и глубина спуска данных труб в скважину зависят от характеристики откачиваемой жидкости, термобарических условий в скважине, способа эксплуатации и определяются по утвержденным методикам и рекомендациям. Требования, указанные в части первой настоящего пункта, не распространяются на участки недр, содержащие сланцевую нефть.

ru · official · sha256:6075994758b066eace76fc39f8974326baeb4953866192607c98a3d075641231RU

275. Выбор типоразмера и глубины спуска скважинного оборудования в составе выбранного способа эксплуатации скважин должен выполняться недропользователями.

ru · official · sha256:13126fed2f2fd67a44af06de7a6a76d39f3835fe54005e5c99a7889c67df70fcRU

276. При выборе оборудования для эксплуатации добывающих скважин необходимо обеспечить: 1) надежную и безаварийную работу скважин; 2) заданную норму отбора жидкости из скважин; 3) высокий коэффициент полезного действия и межремонтный период работы оборудования; 4) минимальные затраты по сравнению с другими способами; 5) возможность осуществления контроля и регулирования процесса разработки и режима работы скважин.

ru · official · sha256:b7b49f5775439628f4b0e1013295bee44ed1ee203d8f00cc0afac5345dfee816RU

277. При фонтанной эксплуатации скважин с целью наилучшего использования пластовой энергии, продления срока фонтанирования и обеспечения плавного (без пульсаций) режима работы скважин предусматривается одна из возможных схем внутрискважинного оборудования: 1) установка в нижней части колонны насосно-компрессорных труб пакера, герметизирующего затрубное пространство, или специальной воронки, улавливающей основную часть выделяющегося из нефти газа и направляющей его в колонну данных труб; 2) установка пакера-отсекателя, герметизирующего затрубное пространство и отсекающего (перекрывающего) поток газонефтяной смеси по колонне насосно-компрессорных труб при аварийных ситуациях; 3) установка забойного штуцера, обеспечивающего регулирование режима работы скважин и наиболее полное использование энергии выделяющегося из нефти газа при ее подъеме на поверхность; 4) установка одной (или нескольких) скважинных камер для размещения в них газлифтных клапанов, обеспечивающих перепуск газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб при фонтанной эксплуатации или работу скважин газлифтным способом после окончания фонтанирования, если это предусмотрено проектными документами на разработку залежи.

ru · official · sha256:36efc2cfd64b8a8eeb4e95f0894b8132ac367397faf8ac5dca96096e3fd0757aRU

278. Эксплуатация скважин с помощью бескомпрессорного газлифта с использованием природного и (или) попутного газа в качестве рабочего агента допускается только при условии утилизации используемого газа. Конструкция скважин при этом должна соответствовать требованиям, предъявляемым к газовым скважинам.

ru · official · sha256:8aa80abca193888eb39401a2bbb5807ecb71c5d6fdac5cbcc106ded83496ca3fRU

279. При насосной эксплуатации скважин для предохранения насосного оборудования от попадания в него газа, песка, мехпримесей необходимо использовать специальные защитные устройства (газосепараторы, газовые и песочные якоря и другие).

ru · official · sha256:813ae288d198e12adcc82ec3c9446068a02ad8e869f87af89cc71d5565787698RU

28. Необходимость проведения пробной эксплуатации залежей углеводородов определяется недропользователем. Пробная эксплуатация может не проводиться при наличии данных, достаточных для подсчета запасов углеводородов и проектирования разработки месторождения.

ru · official · sha256:c2f7a451283baf9026285b695841b01788d11976f4c76610d0796e5fc4f2f146RU

280. При эксплуатации скважин на залежах, подверженных тепловому воздействию, скважинное оборудование выбирается с учетом возможности его работы в условиях высокой температуры и повышенного содержания агрессивных корродирующих компонентов (двуокиси углерода, сероводорода и другие).

ru · official · sha256:39887a74bdd400df8c60e846d13c353c02923dbbf3e174a0617365d2aa16a603RU

281. Одновременно раздельная эксплуатация двух или более объектов одной скважиной допускается только при условии применения скважинного и наземного оборудования, обеспечивающего раздельный учет добываемой продукции и проведение промысловых исследований каждого объекта.

ru · official · sha256:7a7b944f13d9720a8fbaebbd272c1b9d42d10a63de3c37e82317e9205669782bRU

282. Порядок, сроки ввода и эксплуатация нагнетательных скважин определяются в базовых проектных документах.

ru · official · sha256:d086cd3b150e2ea8b29cb6d0b13af36bad3c7fb89681254dfabb0b3d90a1679aRU

283. Нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, вначале могут использоваться как добывающие с подключением их к нефтяным коллекторам.

ru · official · sha256:6d5de28bc883d16305adf15d3e1ddc37f57e366121511150f22cf2e6f7047497RU

284. Не допускается эксплуатация нефтяных скважин, в которых произошел неуправляемый прорыв газа по пласту, или по заколонному пространству.

Referencing norms: EkspluataciyaPriProryveGaza

ru · official · sha256:350a4150373e8631bc76a53e699bcd63316a12e0e558515edd73b7a4664e6237RU

285. Не допускается эксплуатация фонтанных или переведенных на механизированный способ скважин через межтрубное (затрубное) пространство.

Referencing norms: EkspluataciyaCherezMezhtrubnoeProstranstvo

ru · official · sha256:e57ea27d929b2077fdcf89df7fa454a593d2420c1994d70e274b18addaf08dd4RU

286. Не допускается эксплуатация скважин с газовым фактором, превышающим проектные значения, указанные в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов.

Referencing norms: GazovyyFaktorVysheProektnogo

ru · official · sha256:06af82cd688cb7effba02a9efe4da4eb9f006889898d3751fb1e0d3fb39263b0RU

287. Не допускается форсированный отбор жидкости в скважинах при давлениях ниже допустимого значения забойного давления, если проектным документом не предусмотрено иное.

Referencing norms: ForsirovannyyOtborNizheDopustimogo, ForsirovannyyOtborNizheDopustimogo/unless/ProektomPredusmotrenoInoe

ru · official · sha256:782a7eb7d0e53eff3a3e6af2a6dfbcb31f145356e24b13d2fbe1e81a494afe20RU

288. Количество, порядок ввода в эксплуатацию и усредненный оптимальный режим работы добывающих и нагнетательных скважин определяются базовыми проектными документами и проектными документами на разведку и добычу углеводородов в зависимости от принятых показателей: уровня, темпа и динамики добычи углеводородов и жидкости из пластов и закачки в них вытесняющих агентов.

ru · official · sha256:68d8f82b9b78a6497a65d102ed6f861e692567634a463e0349f6860ab4b77974RU

289. С учетом принятых основных показателей разработки, а также ограничений и рекомендаций, предусмотренных базовыми проектными документами, проектными документами на разведку и добычу углеводородов или анализом разработки, недропользователем устанавливаются технологическая норма отбора жидкости – для каждой добывающей скважины и объем нагнетаемого вытесняющего агента (приемистость) – для каждой нагнетательной скважины, что оформляется в виде технологических режимов работы скважин.

ru · official · sha256:dfb05fb0c026d35869d47d66e1a18df5818a07d63969b1d5f23d5f8f1b7a058eRU

29. Пробная эксплуатация проводится с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин и составления проекта разработки месторождения углеводородов.

ru · official · sha256:ca0c6c3c35b499ddc908b29939bc7c5f60fdbcc5e850de9152ecb4a256350104RU

290. Для контроля за эксплуатацией скважин, а также учета добываемой продукции и выполняемых геолого-технических мероприятий недропользователь обязан вести и хранить на протяжении всего периода операций по недропользованию следующую первичную документацию по месторождению в электронном и бумажном формате, в том числе при его пробной эксплуатации: 1) ежесуточный рапорт по учету (измерению) добытой нефти, воды, газа и газоконденсата на скважине по форме согласно приложению 1 к настоящим Правилам; 2) ежесуточный и ежемесячный рапорт по учету (измерению) добытой нефти, воды, газа и газоконденсата по месторождению по форме согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

ru · official · sha256:893b59ad577ceaebe06874d44316cd56d06bc3f7699049754975399dd3652fcdRU

291. Технологические режимы работы добывающих скважин составляются недропользователем ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стабильности условий разработки объекта. Одновременно с технологическими режимами работы добывающих скважин составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора жидкости из скважин и эксплуатационного объекта в целом.

ru · official · sha256:798e1301bac2ca24703a6e713112db4ed94d2a76b045ead004ef1864e27bf5a8RU

292. В технологических режимах работы добывающих скважин в зависимости от способа эксплуатации указываются следующие основные параметры: 1) дебит жидкости, нефти, газоконденсата, газа, обводненность, газовый фактор; 2) давление на забое и устье скважины или положение динамического уровня жидкости в скважине; 3) диаметр штуцера, диаметр и глубина спуска насосно-компрессорных труб (для фонтанных скважин); 4) диаметр плунжера, число качаний (ходов), длина хода, типоразмер и глубина спуска насосов (для насосной эксплуатации); 5) удельный расход и рабочее давление газа, глубинные установки пусковых и рабочего клапанов (для газлифтной эксплуатации); 6) тип и глубина спуска пакеров, газовых якорей, дозаторов, забойных штуцеров и другие; 7) интервалы перфорации, открытого ствола.

ru · official · sha256:212164524d3055dab29db0285a18992a70b944ee73a74754bab7b0b76fe3b6fcRU

293. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы добывающих скважин осуществляется недропользователем.

ru · official · sha256:1e2672418f9efc7e73c2b1d263adaf131d07b7b47ad1b907aca048bdaefe84fbRU

294. Эксплуатация добывающих скважин не допускается без оборудования для индивидуального или группового замера дебита и для исследования скважин согласно базового проектного документа и проектного документа на разведку и добычу углеводородов.

Referencing norms: EkspluataciyaBezOborudovaniyaZameraDebita

ru · official · sha256:9f2c6fd5d26b2c45ebca130c3d77b746dee06c37acf85add60964f42ef0c398dRU

295. Средства измерений, используемые в технологическом процессе для контроля режима работы скважин, соответствуют законодательству Республики Казахстан об обеспечении единства измерений.

ru · official · sha256:6eb4c639c3109e81908e4e95933386269f7153efbee4d6c26d446e187e3bfc0cRU

296. Для контроля за эксплуатацией скважин проводится комплекс исследований с определением основных параметров: компонентного состава пластового флюида, вязкости, плотности, давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, составов выделившегося газа и дегазированной нефти, а также зависимости газосодержания, объемного коэффициента и плотности пластового флюида от давления. График отбора глубинных проб нефти/газоконденсата из скважин должен быть составлен геолого-промысловой службой предприятия с учетом ввода в эксплуатацию новых скважин и их равномерного распределения по площади залежи. Отбор и исследования глубинных проб пластового флюида выполняются по каждому эксплуатационному объекту.

ru · official · sha256:90f7e4d0baaf0c191594b6075a3ec6a984977c3a8f745b09430c48cf3ca3920cRU

297. Для месторождений, разрабатывающихся на морском шельфе периодичность отборов и объем исследований проводится, учитывая все факторы риска (высокое давление, температура, а также содержание сероводорода при наличии).

ru · official · sha256:37599c2cd2039592fe733cfdd41cbd1f53ae4e33c1e59361bd42a82052d639bdRU

298. Материалы по режимам работы скважин подлежат хранению, анализу и обобщению. Недропользователь осуществляет оперативный контроль и анализ выполнения установленных технологических режимов, выявляет причины несоблюдения режимов, выполняет мероприятия по повышению эффективности работы скважин и эксплуатационного оборудования.

ru · official · sha256:f3f8cf8b87b3eb20c31fdaac7dfcb9debdabdb7794784d3fa1d674d8bdfdab5aRU

299. Недропользователь обобщает результаты анализа режимов работы скважин по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и отражает их в ежегодных отчетных документах.

ru · official · sha256:acb5238c1e2e3bc732bb35e0a7b099b8b1d3d4346cafe4a0f20ecdb3811e1065RU

3. Положения настоящих Правил распространяются на всех недропользователей (операторов, управляющих компаний, доверительных управляющих) независимо от форм собственности и даты заключения контрактов на недропользование, в том числе соглашений о разделе продукции, за исключением случаев, предусмотренных настоящими Правилами.

ru · official · sha256:3958fd168176f86ef39501cb1f02e8115a89e60eb5f613763ee085853ea8e702RU

30. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию скважин и добычу углеводородов в исследовательских целях для определения параметров, необходимых при проектировании системы разработки.

ru · official · sha256:38a9a825e11bdae0b35c090ab86ce8cce6d9e2cb58b26972ca92be8b4ce5815fRU

300. По каждой нагнетательной скважине у недропользователей ведется техническая документация, отражающая все показатели ее эксплуатации, проведенные геолого-технические мероприятия и их эффективность, проверку надежности и герметичности оборудования устья скважины и эксплуатационной колонны.

ru · official · sha256:2016cd5c34e17d45644903628640f3d7268ac33ce12349d6321722145f4f1d40RU

301. Герметичность обсадной колонны и отсутствие затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах определяются анализом кривых восстановления давления, исследованием с применением глубинных расходомеров, резистивимеров, электротермометров, радиоактивных изотопов, поинтервальной опрессовкой обсадных труб с помощью пакера на трубах и другими.

ru · official · sha256:6e77f698f4717782d1e5eae93ead7a64c3965b9f35c81b666caf2cdf4c46a14aRU

302. Техническое состояние добывающих скважин и скважинного оборудования должно обеспечивать: 1) эксплуатацию скважин в соответствии с утверждаемыми на определенный период технологическими режимами; 2) контроль за параметрами режимов работы скважин (замер давлений на устье и в затрубном пространстве, дебитов скважин по жидкости и газу, обводненности продукции, рабочего давления и удельного расхода газа, давления на приеме насосов и их производительности, отбор устьевых проб); 3) выполнение промыслово-гидродинамических исследований с целью контроля состояния скважин и скважинного оборудования, определения динамики характеристик пласта и добываемой продукции, контроля и регулирования процесса разработки; 4) проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; 5) выполнение работ по воздействию на прискважинную часть пласта и призабойную зону скважины.

ru · official · sha256:1567b6a05e77de8c3681f5695c88d934ff66206142889b1b52378b516325c9f4RU

303. Пуск в эксплуатацию новых скважин, не оборудованных техническими средствами индивидуального замера дебита и исследования скважин, не допускается.

Referencing norms: PuskNovoySkvazhinyBezSredstvZamera

ru · official · sha256:6b7a940f70bca54f1d3a6254cdbc7a489eb2e296ac82ec9e0f253e609a5a17c0RU

304. Не допускается эксплуатация добывающих скважин без манометров устьевого и затрубного давлений, устройствами для отбора устьевых проб и замера температуры на устье, арматурными площадками и лубрикаторами для спуска в скважины глубинных приборов (манометров, термометров, дебитомеров, пробоотборников), кроме того, при: 1) газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оснащают манометрами, расходомерами и другими устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа; 2) эксплуатации скважин установками штанговых глубинных насосов на устье предусматриваются устройства для выполнения операций по динамометрированию скважин, измерению уровня жидкости в скважине эхолотом или волномером, отбору проб газа из затрубного пространства для определения причин межколонного давления; 3) эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на устье устанавливается станция управления, позволяющая контролировать и изменять режим работы этих установок, а скважинное оборудование оснащается специальным устройством телемеханических систем, обеспечивающим замер давления и температуры на приеме насоса; 4) эксплуатации нагнетательных скважин с помощью скважинных и поверхностных приборов осуществляется постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине.

Referencing norms: EkspluataciyaBezManometrov

ru · official · sha256:ac7f88d70ee1bfa797283aacc7b1aa4a6c9b2e5eabf46313efd3ab0fa3a523efRU

305. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту нагнетаемого агента изучаются по изменению давления на различных участках пласта гидропрослушиванием, геофизическими методами, добавками в закачиваемую воду индикаторов и наблюдением за их появлением в продукции добывающих скважин.

ru · official · sha256:8397c9ffb224df68b3d1e039dc05f1cf3148032d7c8724ae9f3bf8ca4e209472RU

306. Периодичность и объем исследовательских работ в скважинах устанавливаются недропользователями в соответствии с утвержденным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований с учетом требований базовых проектных документов и проектных документов на разведку и добычу углеводородов.

ru · official · sha256:dcdff570752b800443524f8f4d55a0f366a0f0fb198f7ceaa5819acf09db4f5dRU

307. При нарушении технологического режима работы добывающих скважин применяются немедленные меры по выявлению и устранению причин, вызывающих отклонения на разных стадиях разработки фактических параметров работы скважин от запланированных (образование в скважине песчаных пробок, прорывы к забоям скважин газа или воды, отложения парафина, солей, гидратов, продуктов коррозии и другие).

ru · official · sha256:5afcb0dad99bbca5a5b51137902401c075679cf075e2232354a386f104e955e3RU

308. В скважинах со значительным выносом песка проводятся мероприятия по закреплению призабойной зоны. Методы закрепления (установка фильтров, цементирование, обработка смолами, полимерами и другие) выбираются в зависимости от конкретных условий.

ru · official · sha256:0ace9aa78cc349a5636533da92e9d7e1da9aaff7a06ffab9a325a937d07722fbRU

309. Прорывы к забоям скважин газа или воды в зависимости от причин этих осложнений могут быть устранены либо изменением технологического режима скважин, либо выполнением соответствующих изоляционных работ.

ru · official · sha256:69f7472bcecdbcb84d2a378583c7515374b6f5628d7fcae62f15b2caf8db49ffRU

31. Для проведения пробной эксплуатации недропользователь обязан выполнить оперативный подсчет запасов углеводородов и получить положительное заключение государственной экспертизы недр.

ru · official · sha256:0156c9bcf4c83d21c7468460c9238073355decbe41148bdc5ff831d544580501RU

310. Методы и средства борьбы с другими осложнениями (отложение солей, парафина, гидратов, эрозионный или коррозионный износ колонн труб и оборудования) выбираются в зависимости от их эффективности в конкретных условиях.

ru · official · sha256:e06753e97483d1f37780c64bd32b9d0045404046836afe420fce16d5147b667bRU

311. При эксплуатации нагнетательных скважин характер и тяжесть осложнений (снижение приемистости скважин, неравномерность профиля приемистости, нарушение герметичности обсадной колонны и цементного камня) определяются как режимом работы нагнетательных скважин, так и степенью соответствия их конструкции параметрам и характеристике нагнетаемого агента.

ru · official · sha256:27cbb869a88d0ad2ce15c034995a0948395bc820df3a1a36081b838d6d1ace7dRU

312. При закачке в пласт газа (воздуха) конструкции нагнетательных скважин должны соответствовать требованиям, предъявляемым к газовым скважинам.

ru · official · sha256:709319d659ae0be8496e473e5862ccc339042c8efdbf4ea436703c5772faac0fRU

313. При закачке в пласт различных теплоносителей (горячей воды, пара) необходимо предусматривать специальные меры по снижению термических напряжений в системе обсадная труба – цементное кольцо, в частности при неустановившихся режимах работы скважин.

ru · official · sha256:e9d36ce23608bb768684da9aa243570ac21b00cf8754ea8702647c23fa090cc1RU

314. В целях повышения продуктивности и приемистости скважин, улучшения их гидродинамической связи с пластом, выравнивания профилей притока и приемистости, ускорения их освоения и ввода в эксплуатацию недропользователями планируются и осуществляются различные методы воздействия на призабойную зону скважин и прискважинную часть пласта (различные виды кислотных обработок скважин, гидравлический разрыв пласта, виброобработка, тепловые методы, методы гидродинамического воздействия и различные их комбинации).

ru · official · sha256:e9b4dbfb7d2064d0756b0b60558e28e3d7a6376282964b7c5c215c777aebfe92RU

315. Выбор конкретного метода воздействия осуществляется недропользователями на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения результатов применения различных методов воздействия по скважинам и рассматриваемому объекту подрядными или сервисными организациями по ремонту скважин.

ru · official · sha256:593b8cb8347eb0e27dfcf45724bb21c6fb3b7b6f11e2c76337d8378c9d43e0ddRU

316. При текущем (подземном) ремонте скважин выполняются следующие работы: 1) полная или частичная замена скважинного оборудования из-за его износа или внезапного отказа в работе; 2) очистка стенок и забоя скважин от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии).

ru · official · sha256:dd3c9cd58cfb7b3fcdcd0226e012d2fd589df12e445ac66d764f8751abe0ede3RU

317. При капитальном ремонте скважин выполняются: 1) ремонтно-изоляционные работы; 2) переход на другие горизонты или приобщение пластов; 3) перевод скважин из категории в категорию по назначению; 4) устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин или их ремонта (извлечение насосно-компрессорных труб, установок электроцентробежных насосов, установок штанговых глубинных насосов, очистка ствола скважин и другие); 5) ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, оборудованием для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов, зарезка второго ствола скважин; 6) ремонт нагнетательных скважин: выравнивание профиля приемистости, ликвидация ухода нагнетаемой воды в другие пласты, восстановление целостности и герметичности обсадной колонны и другие; 7) дополнительная перфорация и торпедирование; 8) консервация, расконсервация, или ликвидация скважин.

ru · official · sha256:d13622cc9d264d31140028ea3dc44ef1656ac4c5ded06019ffb5168d03763044RU

318. Гидроразрыв пластовых залежей с маломощной покрышкой допускается, если научно доказанный анализ, проведенный специализированной организацией, исключает риск разгерметизации продуктивных залежей.

ru · official · sha256:e425177f661c32663869b4386c4771808fe8dce1fd388ee1e240e9aa9ba94ba9RU

319. В целях интенсификации добычи нефти в технически исправных скважинах могут проводиться работы по воздействию на призабойную зону скважин и прискважинную часть пласта, включая гидроразрыв пласта, радиальное вскрытие пластов, применение потокоотклоняющих технологий, акустическую реабилитацию, термобарохимическое воздействие, электровоздействие, волновое бароциклическое воздействие на пласт, химическую обработку, а также ремонтно-изоляционные работы в пласте, направленные на недопущение прорыва воды из зоны действия нагнетательных скважин впризабойную зону добывающих скважин через высокопроницаемые участки пласта.

ru · official · sha256:0c323e4e91bc599649f504d4ce6e2e7e6ecf4f4a00516869b2bcbe2f0c20ae4dRU

32. Пробная эксплуатация залежи (совокупности залежей) углеводородов проводится в соответствии с проектом пробной эксплуатации, утвержденным недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз.

ru · official · sha256:daf03c60a62105d269039160e592880c1f2db154364dda6664d67eb487c8f7abRU

320. Работы по воздействию на призабойную зону скважин и прискважинную часть пласта не относятся к капитальному и/или текущему (подземному) ремонту скважин.

ru · official · sha256:3b494d7fa062ecc079b375c248f1cc40cbfb30a5b754bc3fd1d458508eb16c86RU

321. Оборудование устья и ствола скважин, плотность рабочих жидкостей должны предупреждать открытые нефтегазопроявления.

ru · official · sha256:a70f27ee75362a708db374b76b69520c013ab30e1dbce8e9bff33defdad41df7RU

322. Ремонт скважин выполняется в соответствии с утвержденным руководством недропользователя (организации) планом работ и содержит наименование организации, название месторождения, стадии и проект разведки или разработки месторождения, номер и географические координаты скважины, проектную и фактическую глубину скважины, даты начала и завершения бурения скважины, фактическую конструкцию скважины, планируемые мероприятия и сроки проведения работ, номер контракта, краткое обоснование причин проведения работ.

ru · official · sha256:9a9dd820220abd0ae691fa56795ed835af299e87ca6bf61425cb05ee086c8081RU

323. Информация о проведенных ремонтных работах, их содержании, межремонтном периоде работы оборудования и скважин, а также технико-экономической эффективности выполненных работ подлежит хранению недропользователями на протяжении всего периода эксплуатации объекта.

ru · official · sha256:e3370d6a03a9c5be157c570cd61b0b2c7cc370bc3824313b449bb2530a0310aaRU

324. Контроль за процессом разработки эксплуатационных объектов на месторождениях углеводородов осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки, получения информации, необходимой для выработки мероприятий по ее совершенствованию.

ru · official · sha256:e7b6351dc3ae8144768d18f8f19d0ae2cf0a87961276f9e00cb44ab7a967599bRU

325. Недропользователь обязан обеспечивать организацию проведения мониторинга состояния недр и контроля за разработкой месторождения.

Referencing norms: ObyazannostProvestiSleduyushcheeIssledovanie, ProvestiSleduyushcheeIssledovanie, SrokSleduyushchegoZamera, ZamerProsrochen

ru · official · sha256:947ffd24a06ac324394c33af3dadb539d56eec45cb81f336474bf109ea6b2bdfRU

326. В обязательный комплекс промысловых исследований при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений входят: 1) замеры пластового и забойного давлений по объекту в целом и по отдельным пластам многопластового объекта глубинными манометрами и другими способами; 2) замеры дебитов углеводородов и жидкости скважин на поверхности индивидуальными или передвижными замерными установками, включающими трап и мерную емкость, или на сборном пункте с помощью автоматической групповой установки; 3) замеры дебитов отдельных пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовые объекты, приборами глубинной потокометрии или дебитомерами (PLT); 4) замеры промыслового газового фактора по объектам эксплуатации; 5) определение обводненности продукции скважин по пробам жидкости, отобранным на выкидных линиях или в группах замерных установок; 6) по нагнетательным скважинам замеры давления нагнетания устьевыми манометрами и объемов закачки рабочего агента по скважинам счетчиками или расходомерами на кустовых насосных станциях, а также замеры приемистости отдельных пластов многопластовых объектов; 7) глубинными расходомерами или другими способами; 8) гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах; 9) построение карт текущих и суммарных отборов углеводородов и жидкости, карт изобар; 10) промыслово-геофизические исследования по определению начальной и текущей нефтегазоводонасыщенности пластов и технического состояния скважин; 11) отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб продукции скважин; 12) проведение мониторинга соответствия рабочего агента для закачки требованиям качества.

ru · official · sha256:53a11cb937cec15e4b4cdda121b1cdcbcc4c5b7b272b3441bf17954d6c14fa2fRU

327. Ввод в эксплуатацию скважин, не подготовленных для индивидуального выполнения в них комплекса промысловых исследований, не разрешается.

Referencing norms: VvodSkvazhinyNePodgotovlennoyKIssledovaniyam

ru · official · sha256:c02e9221f12da6d5a6da6f9aae8a84b849df49dbf5b124d435e738590c14fed7RU

328. Кроме названного перечня систематических измерений, реализовываются по отдельным планам специальные исследования по контролю температурного режима объекта и закачиваемого рабочего агента, оценка работы пластов закачкой меченого вещества, изучение возможности выпадения парафина в пласте, наблюдение за сульфат-редукцией, гидропрослушивание. Допускается разработка индивидуальных норм качества закачиваемой воды в случае, если данные нормативы обоснованы лабораторными исследованиями, в том числе на керне.

ru · official · sha256:b39cc74e4bce1cb2f5fc34692c67bf093a9267972125678279599c45c6a36aa7RU

329. Исследования по контролю за разработкой эксплуатационных объектов выполняются силами недропользователей или по их заказу специализированными организациями, имеющими соответствующую лицензию на данный вид деятельности, согласно требованиям базовых проектных документов и настоящих Правил.

ru · official · sha256:835737a182b2b055afead619edbdcc20b60e4a6ba5b1b8cb29b04ad309286549RU

33. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части от общего объема залежи углеводородов, предусмотренных в пункте 9 настоящих Правил, проект пробной эксплуатации разделяется на: 1) проект пробной эксплуатации нефтяных и газонефтяных залежей; 2) проект пробной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей.

ru · official · sha256:2804e0f520e42450c0a94400c092e3e7b21e7dbb2c89a29d775104c1b96e0c7bRU

330. Первичные материалы по контролю за разработкой эксплуатационных объектов хранятся у недропользователей в течение всего периода эксплуатации месторождений.

ru · official · sha256:1677a32533625e66436f7358be5ad728808ebc37fecaacf6495f90e25bfa2d4fRU

331. Особенности комплекса измерений и их периодичность обосновываются в проектных документах на разработку эксплуатационных объектов с учетом их геолого-физических условий и рекомендованной системы разработки.

ru · official · sha256:b610483fb3d63b9be9ea8a635150d5353eb7e6b45f77519614c54f0ef4a089d2RU

332. Объемы и периодичность промысловых исследований на разных стадиях разработки устанавливаются индивидуально по каждому эксплуатационному объекту.

ru · official · sha256:66a48520fc6088b9f44a6fc8ad06b091aa94d07c342c29a14557a9c0ca05882dRU

333. Комплекс исследований по контролю за разработкой эксплуатационных объектов предусматривает проведение систематических (периодических) и единичных (разовых) замеров.

ru · official · sha256:52dc672025c429d2aab8703777bb014ed910fcd3e67a0be74073ed16c915fd6eRU

334. Минимальная периодичность комплекса исследований скважин для контроля за разработкой месторождений (нефтяных и газонефтяных) устанавливается согласно приложению 3 к настоящим Правилам. На объектах с большим фондом скважин обеспечивается рациональный охват исследований действующего фонда в соответствии с приложением 3 к настоящим Правилам. Для объектов с малым количеством скважин (менее 50 скважин от общего фонда) доля исследований увеличивается по усмотрению недропользователя в целях повышения охвата и достоверности получаемых результатов. При планировании исследований учитывается карта охвата, позволяющая определить оптимальный объем исследований для конкретного объекта разработки.

Referencing norms: DebitZhidkostiEzhemesyachnoNaPervoyStadii

ru · official · sha256:69e5d7ef7d15907e9ff3731684070e71d644e9be91a2552315cf53aa1b758d24RU

335. Замеры газового фактора в условиях, когда пластовое и забойное давления превышает давление насыщения, выполняются раз в год. При снижении забойного давления ниже давления насыщения замеры газового фактора производятся ежеквартально, при пластовом давлении на уровне и ниже давления насыщения замеры выполняются ежемесячно.

Referencing norms: GazovyyFaktorEzhekvartalno, GazovyyFaktorEzhekvartalno/unless/PlastovoeNaUrovneNasyshcheniya, GazovyyFaktorEzhemesyachno, GazovyyFaktorRazVGod

ru · official · sha256:e2df5c662dee518b6a3af851e825363b8edf4c86863247e1c2e814ae52ff5f00RU

336. Перечисленный комплекс измерений проводится единовременно по каждой новой скважине, а также до и после осуществления какого-либо технологического или технического мероприятия (обработка призабойной зоны, гидроразрыв, изоляционные работы и другие), а в последующем – с указанной выше периодичностью.

ru · official · sha256:b3383c9b518ce4102816a6afaf6a11381f4dd12b043a3df1e8cd3277ba5335bcRU

337. Гидродинамические исследования методами восстановления давления (уровня) и установившихся отборов выполняются по каждой скважине после ввода ее в эксплуатацию и в последующем – по мере необходимости.

ru · official · sha256:955bfff3e84b9f351d0d2ed4682f2b33c659c887319079c4ec366fe6593d43e7RU

338. Замеры содержания в закачиваемой воде взвешенных частиц, нефтепродуктов и других примесей выполняются по мере необходимости.

ru · official · sha256:6b67c78d88494ffdbed389b021c8cdb69159b2eb07b1705f1af273ed81051407RU

339. Единичные (разовые) замеры предусматривают одновременное выполнение полного комплекса исследований или необходимой его части и проводятся в каждой вновь пробуренной скважине, а также до и после осуществления какого-либо технологического или технического мероприятия (обработка призабойной зоны, капитальный ремонт, смена оборудования и другие).

ru · official · sha256:b67a1ad5c59cef0d0aa63199e19daa5ab8750e2e3c8d16520351fd8dc3eb6c96RU

34. При проведении пробной эксплуатации залежи (совокупности залежей) углеводородов, при необходимости, предусматривается бурение и эксплуатация опережающих добывающих и нагнетательных скважин на участках залежей с запасами, подготовленными для добычи в соответствии с классификацией запасов и прогнозных ресурсов, указанных в Правилах стадийности геологоразведки, утверждаемых уполномоченным органом в области изучения недр.

ru · official · sha256:ea98a7799019522dc4136da62d64112704086b69f27f5d783b4c95aec466dadbRU

340. К разовым относятся промыслово-геофизические исследования скважин для оценки нефтегазоводонасыщенности пластов, которые выполняются по мере необходимости, причем их объем особенно должен возрастать с началом обводнения скважин. Сюда же относятся гидродинамические исследования по изучению взаимодействия скважин и пластов, фотоколориметрическому изучению разрезов залежей и другие.

ru · official · sha256:d6061420992bb2a053e09ac84a3e6ffe18a698952e5f57eed83fbf3640b186e0RU

341. Наблюдения за разработкой осуществляются в добывающих и нагнетательных, а также используемых в этих целях наблюдательных и пьезометрических скважинах, количество и местоположение которых определяются проектом промышленной разработки.

ru · official · sha256:ca111025c66e528eab22ced22d40cc4b3cdc8d5ac8663893e1ccf2b2467cc028RU

342. Мониторинг эксплуатационных объектов при разработке газовых и газоконденсатных месторождений включает в себя: 1) систематические и контрольные измерения и определения пластовых, забойных и устьевых давлений, 2) уровней жидкости в пьезометрических скважинах, 3) положения контакта газ – вода (газ – нефть и нефть – вода при наличии нефтяной оторочки), 4) изменения дебитов и химического состава газа, конденсата, воды (нефти).

ru · official · sha256:cdf8e7c5f30d574c42dd21ee55ba93a98dc3d35490cab38b14fe26df4d7af105RU

343. Все перечисленные выше исследования проводятся также при освоении скважин и перед пуском их в эксплуатацию после остановок или периода консервации.

ru · official · sha256:e1c78797023686194fa1949103c3a8c2a0dfcc481a01da7ed2171d4b7fe80563RU

344. На основании результатов исследований определяются и периодически уточняются: 1) режим работы залежи и ее температурный режим; 2) начальные и текущие запасы углеводородов; 3) распределение давления по залежи, объекту эксплуатации; 4) взаимодействие отдельных участков залежи; 5) интенсивность и характер продвижения воды (нефти) на различных участках залежи; 6) газоотдающие интервалы с оценкой их дебитов; 7) охват запасов процессом разработки; 8) выявление возможных заколонных перетоков.

ru · official · sha256:d29e00c37230a06aaeae05873d96378217a8e09a07370120ed1cb54deabe576cRU

345. Измерения статических давлений проводятся периодически по всему фонду скважин. В первый период разработки их необходимо проводить не реже одного раза в квартал, постепенно изменяя периодичность до одного года на завершающих стадиях разработки.

Referencing norms: StaticheskoeDavlenieVPervyyPeriod

ru · official · sha256:f2b9ad76dcb87264ac3fc45f7fa340749a4a808feeeff838e576ccaa666ac7b7RU

346. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений осуществляются в соответствии с нормативно-техническими документами. Объем, периодичность и состав исследований дифференцируются по стадиям разработки с учетом степени выработанности извлекаемых запасов и текущих задач управления разработкой. Стадии разработки определяются исходя из доли отбора извлекаемых запасов: I – стадия ввода в эксплуатацию – до 15 % отбора извлекаемых запасов; II – стадия стабилизации добычи нефти (пиковая добыча) – от 15 до 40 %; III – стадия естественного снижения добычи – от 40 до 65 %; IV – поздняя (завершающая) стадия, характеризующаяся низкими темпами разработки и высокой степенью обводненности продукции – свыше 65 % отбора извлекаемых запасов. Стадийность распространяется не только на месторождение в целом, но и на отдельные объекты разработки (пласты, залежи, эксплуатационные объекты), поскольку темпы выработки запасов, динамика добычи и технологические показатели по ним различаются. Допускается уточнение и корректировка критериев установления стадии разработки с учетом геолого-физических особенностей месторождения, принятой системы разработки и проектных решений. К основным критериям относятся фактическая динамика добычи, доля отбора извлекаемых запасов, уровень обводненности продукции, изменение газового фактора, энергетическое состояние пласта, а также иные технологические и экономические показатели. Стадия разработки устанавливается в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте разработки месторождения.

Referencing norms: ChetvertayaStadiyaRazrabotki, PervayaStadiyaRazrabotki, TretyaStadiyaRazrabotki, VtorayaStadiyaRazrabotki

ru · official · sha256:0dfbbf3f5c968d823788b413223e16caaecfad98b88585606978cd73bd48bc02RU

347. При обработке неоднородных коллекторов пластовое давление в различных частях залежи снижается неравномерно, в связи с чем, целесообразно в зонах с наибольшими перепадами замеры статических давлений проводить по группе скважин с одновременной их остановкой.

ru · official · sha256:2e1cda868f40ad66f6cc5b2cd6d3337e409bdbc1200ef9d6db1b7185902930a4RU

348. Замеры статических давлений на устье скважин периодически необходимо сочетать со снятием кривых восстановления давлений. Периодичность устанавливается в зависимости от особенностей продуктивного горизонта – времени восстановления пластового давления.

ru · official · sha256:dcfff198aafde609e465035fd0af7ad697c98e6f7764060d2c053532f328b73cRU

349. Периодичность измерений пластовых давлений по скважинам устанавливается проектом промышленной разработки в зависимости от темпов отбора газа и обусловленного им падения пластового давления, которое выбирается с таким расчетом, чтобы за период между двумя сериями измерений падения пластового давления в среднем по месторождению оно превышало ошибку за счет погрешности его измерения в три раза.

ru · official · sha256:ae67f540a7321e1a5a805830a2b2d8f6dcae873a49bb5994ea920af599e06a4dRU

35. По результатам выполненных геологоразведочных работ в период разведки составляется отчет по подсчету запасов и проводится государственная экспертиза недр.

ru · official · sha256:1932a13c17c42b91918af5b980ecfd1f8356f86a46e6048d1f685298dab3036cRU

350. Наблюдения за разработкой осуществляются в добывающих и нагнетательных, а также используемых в этих целях наблюдательных и пьезометрических скважинах, количество и местоположение которых определяется проектом промышленной разработки.

ru · official · sha256:4cf2c4883f83d2eff8a709ece42aa84ce47a70075ebac3d46ae2b5386234563eRU

351. К наблюдательным относятся скважины, вскрывающие продуктивный горизонт в пределах газонасыщенной его части. Эти скважины в течение продолжительного времени не эксплуатируются и служат для точных замеров давления, наблюдения за продвижением контакта газ – вода (газ – нефть и нефть – вода). По мере решения стоящих перед ними задач наблюдательные скважины могут быть переведены в эксплуатационные.

ru · official · sha256:9a854ee957a7990fb3a5dd3bd4632a4ca4b0de8e04394bb7d29edf40d9f7050cRU

352. К пьезометрическим относятся скважины, вскрывающие продуктивный горизонт в пределах его водонасыщенной части. В них проводятся наблюдения за снижением уровней законтурной или подошвенной воды.

ru · official · sha256:15fc545d7a6481f8c39b5ae0e14d75652716328741833101b3cf8570a67ad63dRU

353. При определении количества и местоположения наблюдательных и пьезометрических скважин следует максимально использовать пробуренные на месторождениях разведочные скважины. На мелких месторождениях в этих целях следует использовать только такие скважины.

ru · official · sha256:942888763b1f77fcbdbadf2af0dbb1a8b79ebe0b43f4e6e895313b153db3e666RU

354. По наблюдательным и пьезометрическим скважинам измерения следует производить не реже одного раза в 1,5-2 месяца.

Referencing norms: IzmereniyaPoNablyudatelnymSkvazhinam

ru · official · sha256:4b15c9b6977124ce2b1af11ae9120f727d6491f00a09a5c2402c86362e544e53RU

355. Для залежей с большим этажом газоносности, а также для залежей, имеющих сложное строение, необходимо иметь данные о распределении давлений не только по площади залежи, но и по ее объему, то есть данные в различных частях по вертикали продуктивного горизонта.

ru · official · sha256:53b1df04a4fc37d284155ddfaa47c9fcd0993ac4a83f54a7429f6404ba7f413bRU

356. По каждой обводнившейся газовой скважине следует провести исследования по установлению причин обводнения.

ru · official · sha256:65e19a18d68f1fb1ff9b7b0f150f32d6184812ec87e6daf37fb9cb2bad282141RU

357. Мониторинг за вторжением пластовых вод в залежь в процессе разработки осуществляется гидрохимическими, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.

ru · official · sha256:336f91dc4c162b13ac65752ecbf8bd73faf54a38b4068616ce53d25071378a86RU

358. Гидрохимические методы оперативного контроля требуют систематического наблюдения за изменением содержания характерных ионов в выносимых водах по всему фонду эксплуатационных скважин. Ионы, характерные для контроля по различным отложениям и районам, определяются опытным путем. Пробы воды следует отбирать ежеквартально (на экспресс-анализ), а в скважинах с начальными признаками обводнения – ежемесячно (на полный анализ).

Referencing norms: ProbyVodyEzhekvartalno, ProbyVodyEzhekvartalno/unless/NachalnyePriznakiObvodneniya, ProbyVodyEzhemesyachno

ru · official · sha256:75997f6750b138457fb3e01c2fcec520d55dc163703ce9f6175b3e5280c666abRU

359. Промыслово-геофизические методы контроля осуществляются специальными методами радиоактивного каротажа, которые фиксируют подъем газоводяного контакта в эксплуатационных и наблюдательных скважинах. Периодичность исследований определяется конкретными условиями, но должна проводиться не реже 1-2 раза в год.

ru · official · sha256:160ccb0f03f7069eaf3cec7d52c93fc203f6cdc5041382ff95f99e66b902d78eRU

36. Проект разведочных работ составляется в течение одного года со дня регистрации контракта на разведку и добычу углеводородов.

Referencing norms: ObyazannostSostavitProektRazvedochnykhRabot, PredelSostavleniyaProektaRazvedochnykhRabot, ProektRazvedochnykhRabotSostavlenSPropuskomSroka, ProektRazvedochnykhRabotSostavlenVSrok, SostavitProektRazvedochnykhRabot, assert-h15f6e5f26a0ab2f16a8d1e2cdb3f6f06f91a977f0eda44e33dd2ebc783e87399

ru · official · sha256:cf579f76567a71c3f7e5b6f9e2ea4a906e5808c804557db5c84d1df8cfd88117RU

360. Учет добычи газа отражает добычу утилизированного газа, потери газа при исследованиях скважин и различных продувках, а также при аварийном фонтанировании. Эти и другие возможные потери отражаются в балансе запасов, выполняемых недропользователями.

ru · official · sha256:b9141d1eb01151852e945d8940e2c46f9ac5f49b4fabd985a271e130160077eaRU

361. Если до начала эксплуатации произошли значительные потери газа, то для их оценки необходимо измерить пластовое давление на площади во всех имеющихся скважинах. Результаты оценки следует внести в баланс запасов с объяснением причин потерь.

ru · official · sha256:bb5171a141738dee3d37782bdc47160f89bd90869779adb3eda7dc038169fd67RU

362. Два раза в год выполняются исследования каждой скважины по определению содержания конденсата при рабочих условиях, в том числе при низкотемпературной сепарации определяется содержание сырого и стабильного конденсатов. На основе этих исследований графически выражается зависимость: пластового давление – содержание конденсата.

Referencing norms: SoderzhanieKondensataDvaRazaVGod

ru · official · sha256:aca80d113a54ba3f22cda0d4bb247b0bd36e4257cba7f6e66464d6b540b86d73RU

363. С той же периодичностью определяются основные физико-химические свойства стабильного конденсата для получения графической зависимости: пластовое давление – удельный и молекулярный вес конденсата.

ru · official · sha256:ff1191039b2acab1e4383c635e7f4166cdc0d59ab2b7c893d354de262092ad0aRU

364. Регулирование процесса разработки заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, создании благоприятных условий для дренирования пластов. Регулирование осуществляется в течение всего периода разработки месторождения.

ru · official · sha256:488d9864332e7d07f12d4a989d34d43a24a6b0608acb8e51391a24ed333a7251RU

365. Путем регулирования и совершенствования разработки достигается: 1) обеспечение предусмотренной проектным документом динамики годовой добычи углеводородов из объекта разработки; 2) условия, способствующие достижению проектных коэффициентов извлечения углеводородов; 3) улучшение экономических показателей за счет максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи отбора попутной воды и другие.

ru · official · sha256:bcbcb00f757af8bbecad8fc7f51ed971ebb7541a8ebaa0072ab1c4a1579295abRU

366. Обоснование и выбор метода и способа регулирования разработки зависят от поставленных целей и задач и конкретных геолого-физических условий. Способы регулирования следует выбирать с учетом принятого принципа регулирования разработки, то есть с научно обоснованной направленности мероприятий по управлению процессом разработки эксплуатационного объекта.

ru · official · sha256:969b5b255126fa91372af2b338a41a9721da13d00dc30fd5b8a0f52f09d3afd3RU

367. Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования. При применении заводнения могут применяться следующие принципы: 1) равномерного перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду в однопластовых, сравнительно однородных эксплуатационных объектах; 2) учет неоднородности проницаемости по площади в однопластовых эксплуатационных объектах с ярко выраженной полосообразностью; 3) ускоренной выработки более продуктивных частей залежи с "естественным" разрезанием залежи закачиваемой водой на блоки с пониженной проницаемостью и последующей доразработкой последних; 4) равноскоростной выработки всех пластов при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности (фронтов закачиваемой воды) в многопластовых объектах, сложенных пластами с близкими фильтрационными свойствами; 5) ускоренной выработки каждого нижележащего пласта по сравнению с вышележащим с соответственным последовательным отключением обводненных пластов в многопластовых объектах, когда толщина и проницаемость пластов возрастает снизу вверх; 6) обеспечения относительно равномерного подъема водонефтяного контакта по всей площади залежи в массивных залежах с большим этажом нефтеносности. Применяются принципы регулирования и при других геолого-физических условиях разработки залежей.

ru · official · sha256:1d35b80fe9138b3a8d0b6b24345ff899e1f1258072722b27529940390b5dc44fRU

368. Организация работ по совершенствованию разработки на основе выбранного принципа обеспечивает достижение поставленных задач при меньших экономических потерях.

ru · official · sha256:c4afbea9b89a7593c81b9716f107b7c5e511b59ea814c2f952828b969b9abc4fRU

369. Регулирование разработки в зависимости от сложившегося текущего состояния эксплуатационного объекта может осуществляться через пробуренные скважины без существенного изменения системы разработки или проводиться с внесением коррективов в нее.

ru · official · sha256:348369ff86e77d92a3c5900f5b2fc558f5746c9051c4f4ab6bebc13456130f6fRU

37. Проект разведочных работ разрабатывается на весь период разведки.

ru · official · sha256:16deab43ee0c00e45b24202d25bc3bdad9d6cec4a87ee7e57ed9be9eeef4ce81RU

370. К основным методам и способам регулирования разработки в рамках реализуемой системы разработки без ее изменения относятся: 1) изменение режимов работы нагнетательных скважин, в том числе увеличение или ограничение закачки рабочего давления, перераспределение закачки между скважинами путем изменения давления нагнетания и другие; 2) изменение режимов работы добывающих скважин, в том числе увеличение или ограничение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, перекладывание добычи нефти со скважин внешних рядов на внутренние, отключение высокообводненных и загазованных скважин, форсированный отбор жидкости и другие; 3) улучшение вскрытия и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки; 4) воздействие на призабойную зону скважин для увеличения гидродинамического совершенства скважин путем кислотных обработок, закачки поверхностно-активных веществ, гидроразрыва пласта и тому подобных; 5) изоляция или ограничение притоков попутной воды в скважинах путем цементных и других заливок, создание различных экранов, закачки растворов химических реагентов; 6) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды путем поинтервального освоения, селективной закупорки высокопроницаемых прослоев с помощью химических реагентов и механических добавок, закачки инертных газов, загущенной воды и других; 7) применение надежного оборудования одновременно раздельной эксплуатации добывающих скважин и закачки воды в нагнетательные скважины; 8) бурение дополнительных скважин на отдельных участках за счет предусмотренных в проектном документе резервных скважин; 9) приближение нагнетания к добывающим скважинам путем бурения новых нагнетательных скважин из числа резервных или использования в качестве нагнетательных обводнившихся добывающих скважин; 10) организация очагового заводнения; 11) изменение направления фильтрационных потоков и циклическое заводнение.

ru · official · sha256:5c73ef4c47542f344cadd3ba256187a347f2732b248a19e6a5ee4aa04dd3f2b1RU

371. Регулирование и совершенствование запроектированной системы разработки осуществляется недропользователем по согласованию с проектной организацией, составившей проектный документ на разработку.

ru · official · sha256:350d7ec8ab941166c89daaea0934ac64014a6030b6f371924e90cdac8fefc84eRU

372. В целях регулирования или увеличения добычи нефти не допускается избирательное разбуривание и уплотнение проектной сетки наиболее продуктивной части залежи, объекта эксплуатации и участков залежи с наибольшими толщинами.

Referencing norms: IzbiratelnoeRazburivanie

ru · official · sha256:8b6401fa4d1078c520c14a807d9d175209a030fc7eacdff83d90c855d5693dcbRU

373. В случаях, когда меры по совершенствованию реализуемой системы разработки не обеспечивают эффективное управление процессом нефтеизвлечения, осуществляют изменение системы разработки, которое выполняется путем: 1) повсеместного или выборочного (на участках с ухудшенными параметрами пласта) уплотнения сетки скважин; 2) разделения (разукрупнения) многопластового объекта на объекты с меньшей толщиной и бурением на каждый из них самостоятельных сеток скважин; 3) замены метода воздействия на пласт или вида заводнения; 4) значительного увеличения давления нагнетания.

ru · official · sha256:cdf61653904bd51a3d2bee3d63f309255c08e4b05cd5ec154a387fd896694fdeRU

374. Мероприятия по изменению системы разработки излагаются в дополнении к ранее утвержденному проектному документу или в новом проектном документе с оценкой экономической и технологической эффективности.

ru · official · sha256:d42f8a095fff08f5d87e22e0754ba675babf4259954787d3a4c49b268d800069RU

375. Регулирование разработки газовых и газоконденсатных объектов эксплуатации (залежей, месторождений) проводятся с целью повышения газоконденсатоотдачи. Регулирование разработки газовых и газоконденсатных объектов включает следующие мероприятия: 1) предотвращение выноса породы из пласта, прорыв в скважины конусов воды путем уменьшения депрессии за счет уменьшения дебитов газа; 2) повышение производительности скважин путем дополнительной перфорации продуктивных интервалов пласта, кислотных обработок призабойной зоны, гидроразрыва пласта и другие; 3) повышение степени извлечения газа или газоконденсата при разработке с поддержанием давления путем переноса фронта нагнетания рабочего агента, изменения режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, циклического воздействия и другие; 4) повышение охвата залежи вытеснением путем перевода наблюдательных и нагнетательных скважин в добывающие, если они выполнили первоначально возложенные на них задачи.

ru · official · sha256:a6cc9398dc58ea1421d0a60f2168f96ae25e80ac89b15548d698b8e0dd381f33RU

376. При разработке многопластовых объектов проводятся дополнительные мероприятия: 1) учет различия фильтрационных характеристик пластов, объединяемых в эксплуатационном объекте, путем применения одновременно раздельной эксплуатации или закачки агентов (при наличии надежного оборудования); 2) изоляцию притоков пластовых или закачиваемых в пласт вод по добывающим скважинам, путем применения заливок (цементных, химических реагентов и других).

ru · official · sha256:947381bf98f1ca0911a52d1ceae8407d3e8b00093544b5c7de10a2a097f0df6dRU

377. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений по согласованию с организацией, составившей проектный документ, может быть проведено приобщение к эксплуатационным объектам ранее не разрабатывавшихся пластов, горизонтов, в том числе вновь открываемых в процессе эксплуатационного разбуривания или продолжающихся разведочных работ.

Referencing norms: PriobshchenieDopuskaetsya

ru · official · sha256:af255dcc5b5336413898468137ed648168bd2eb2a3bc3e73641ce1fe9218a8b3RU

378. Приобщение допускается: 1) при близких значениях текущих пластовых давлений и отсутствии перетоков между основным и приобщаемым пластами (горизонтом); 2) при близких продуктивной характеристике пластов и свойствах и составе пластового флюида с основным объектом; 3) приобщение не приведет к разубоживанию полезных компонентов, добываемых из основного объекта; 4) в скважине цемент за колонной находится выше приобщаемого пласта и надежно его перекрывает.

Referencing norms: PriobshchenieDopuskaetsya

ru · official · sha256:c1152ddf268470dae5dab2cd59d9e7116b43347a3e872f1c8106c27bcfd1a637RU

379. Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процессов разработки должен проводиться с применением оборудования и методов контроля, позволяющих осуществлять оценку их эффективности и уточняться в процессе авторского надзора.

ru · official · sha256:a2e79633623266e839858065b9ccbfb5b61f215ec5a0b3e514153c5eb865b2e7RU

38. Проект разведочных работ должен содержать: 1) описание видов, способов, технологий, объема и сроков выполнения работ по разведке углеводородов по каждому блоку; 2) мероприятия по обеспечению рационального использования и охраны недр; 3) информацию о сроках, условиях и стоимости выполнения работ по ликвидации последствий разведки углеводородов.

ru · official · sha256:b361c9695947e4cc20f8d39629f2f563700d0a16bbcdc942088f13cab8fb09b3RU

380. Планируемые мероприятия по регулированию разработки и последующее их выполнение являются составной частью анализов разработки и учитываются при внесении корректив и дополнений к проекту разработки.

ru · official · sha256:ae1c926dc2f605528f2f66baf899b686484bb90d961aa812d6d7a05fc81506e2RU

381. Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин определяются геолого-техническими условиями, к которым относятся: 1) величина пластового давления и рабочий дебит скважины; 2) физико-химическая и товарная характеристики газа; 3) физическая характеристика продуктивного горизонта и вышележащих пород (аномально высокие и аномально низкие пластовые давления); 4) термодинамические условия работы скважины; 5) условия гидратообразования в стволе скважины и газопромысловой сети; 6) количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной и условия вскрытия продуктивных горизонтов; 7) условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям или газоперерабатывающему заводу; 8) местоположение скважин по отношению к газоводяному или водонефтяному контакту и возможным разрывным нарушениям.

ru · official · sha256:eccd31ac9252daa152729c5d7a324b3574c920403b6c9735ce99391f619d8cdeRU

382. Для газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от конкретных условий местоположений на определенный период времени назначается один из следующих технологических режимов: 1) постоянного градиента давления – в случае возможного разрушения продуктивного коллектора. Этот режим может быть заменен режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена должна быть обоснована; 2) постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта – в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, а также для очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора; 3) постоянной депрессии – в случае опасности образования конусов и языков обводнения; 4) постоянного давления на устье скважины – при работе скважины без штуцера или для поддержания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа на промысле; 5) постоянного дебита – при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита не выдерживается во времени, так как величина дебита изменяется из-за падения пластового давления.

ru · official · sha256:7113b4f436bd625d4956349aecfa79b11fb8cff88b654e257cb9d19ebe776eeaRU

383. Эксплуатация газовых скважин по эксплуатационным колоннам без спуска в них фонтанных труб не допускается. В виде исключения для продуктивных пластов, пластовое давление которых не превышает величину давления опрессовки эксплуатационной колонны, при отсутствии в газе коррозионных компонентов, для полного выноса конденсационной и пластовой жидкости из скважины допускается продувка по затрубному пространству, но если при этом не образуются песчаные пробки в стволе скважины.

Referencing norms: GazovayaSkvazhinaBezFontannykhTrub, GazovayaSkvazhinaBezFontannykhTrub/unless/IzyatieAbzacaVtorogo

ru · official · sha256:e2664a5a7d12ddaac0ab35c91f3e34585ea332ea92918f439a35e2a9b8d75623RU

384. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от: 1) рабочего дебита скважины; 2) допустимого перепада давления и температуры в стволе; 3) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах; 4) диаметра эксплуатационной колонны.

ru · official · sha256:8a01bd3dd834f8ef66b1aa45bb5eeba36bc294a7efdfe7b960b83489c15dd473RU

385. Для удаления жидкости и механических примесей с забоя газовых и газоконденсатных скважин рекомендуется применять пенообразующие поверхностно-активные вещества, трубы меньшего диаметра, гидродинамические диспергаторы.

ru · official · sha256:398aceff972231947560244f590dec0ff3b8da399f7b30994e3df3923c3171eaRU

386. Фонтанная арматура при любом способе эксплуатации газовых скважин должна обеспечить возможность спуска в скважину глубинных приборов во время ее работы, а также замера температуры и давлений газа на устье скважины.

ru · official · sha256:4aefae8d86fbbf9e1a56972457c831e64c04dd3fdfe10d42828868d62b3b0a8eRU

387. Подземные хранилища газа создаются в истощенных газовых месторождениях, водоносных пластах и в подземных соляных куполах. Подземные хранилища газа эксплуатируются как газовые месторождения в режиме закачки и отбора газа, с предварительным созданием буферного объема газа.

ru · official · sha256:108c3568389cc6f364d6eb6f77ea6e1664a58243cd8593f73494722c7c461370RU

388. Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий по обеспечению полноты извлечения из недр углеводородов, рационального и комплексного использования, сохранение свойств энергетического состояния верхних частей недр на уровне, предотвращающем появление техногенных процессов (землетрясений, оползней, подтоплений, просадок грунта), предотвращение загрязнения подземных водных источников вследствие межпластовых перетоков углеводородов и жидкости в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин, а также вследствие утилизации отходов производства и сточных вод.

Referencing norms: PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/EkspluatiruetsyaSkvazhinaPodlezhashchayaLikvidacii, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/NarushenPryamoyZapretPravil, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/PeriodichnostIssledovaniyNarushena, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/ShchadyashchiyRezhimNarushen, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/VremennayaEkspluataciyaSkvazhinyZapreshchena

ru · official · sha256:cf8f16160ca917568424515c5096632862b3acf60a6d1817d638c49960f526d9RU

389. Мероприятия по охране недр и окружающей среды предусматриваются в базовых и технических проектных документах.

ru · official · sha256:2696b1307c7c9e6e20eabc9f5b087c7a73690d4517bf518b61b218ede53d2c5cRU

39. Проект разведочных работ должен включать весь объем и сроки выполнения работ, заявленных недропользователем в программе работ.

ru · official · sha256:5327ff98d3a9bb30d80205eebeb29cc315f88acb4c8e01ee3e3f22907f3ad9a7RU

390. Соблюдение требований и контроль за реализацией природоохранных мероприятий возлагается на недропользователя.

Referencing norms: NaObekteEkspluatiruetsyaSkvazhinaPodlezhashchayaLikvidacii, NaObekteEstZapreshchennayaVremennayaEkspluataciya, NaObekteNarushenShchadyashchiyRezhim, NaObekteProsrochenoIssledovanie, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/EkspluatiruetsyaSkvazhinaPodlezhashchayaLikvidacii, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/NarushenPryamoyZapretPravil, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/PeriodichnostIssledovaniyNarushena, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/ShchadyashchiyRezhimNarushen, PolzovanieNedramiSootvetstvuetPravilam/unless/VremennayaEkspluataciyaSkvazhinyZapreshchena

ru · official · sha256:4fdd76ef74a08c4f8cae2333d0241a51c06ede66573be8707da7d5ded0ba3763RU

391. Разработка месторождений углеводородов проводится на основании результатов инженерно-геологических, гидрогеологических, геоэкологических и других исследований. Необходимость проведения дополнительных исследований определяется недропользователем и/или проектной организацией в соответствии с требованиями природоохранных нормативных документов.

ru · official · sha256:c1b159ac6cc8e129ad2db3c66f8953e7511561439abde35a9cf1bba49f1c842cRU

392. При разведке, разбуривании и разработке нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений применяются только экологически чистые технологии и химические продукты, высоконадежная современная технология и оборудование, в том числе для условий высокого содержания сероводородам, соответствующая стандартам Республики Казахстан или мировым стандартам, если требования мировых стандартов не ниже казахстанских.

ru · official · sha256:c67836b050b841f6be682c0c93826e436a8e0d465e1e6251abfe004a4c313fe9RU

393. Проект разработки месторождения углеводородов содержит раздел по переработке (утилизации) попутного газа.

ru · official · sha256:09b26a8c4a378689178358e5c54b5c73f9df2ec2a0483a3f1363af3c0c2ae4b0RU

394. Конструкции скважин в части надежности, технологичности и безопасности должны обеспечивать условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважин, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

ru · official · sha256:e92b060590de379acb1e0219b29df757673781aa55fbac5b2d140d0f4f59c6fbRU

395. Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок на электроприводе от внешних сетей. Если бурение ведется буровой установкой с дизель-генераторным и дизельным приводом выпуск неочищенных выхлопных газов в атмосферу с таких установок должен соответствовать их техническим характеристикам и экологическим требованиям.

ru · official · sha256:953b816753b57be1ee4f4212646d6f0b8f242008a4b5ec7bc78cbb29d3390a4bRU

396. Площадка для буровой установки планируется с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в сторону отстойных емкостей, типа почвенного покрова и литологического состава почвы-грунтов, глубины залегания грунтовых вод (особенно пресных), наличия охранных зон, данных по новейшей тектонике, сейсмической опасности территории, аэрокосмического мониторинга, близости проектируемой буровой установки к питьевому или рыбохозяйственному водоему, его категорийности.

ru · official · sha256:dc1bd6ef7ab4620ffeabcc545e7d699fafd3ae89585246282b6e08a460186ef9RU

397. До начала бурения скважин проверяются и приводятся в исправное состояние паропроводы, циркуляционная система, блок приготовления и очистки бурового раствора, склад хранения химических реагентов, территория под буровую вышку, емкости горюче-смазочных материалов и другие привышечные сооружения, где может быть утечка жидкости, содержащей токсичные вещества.

ru · official · sha256:331aa2d73d826a31a9348b89f46c5680a57a6888d0375ca59ddbe28bb180c093RU

398. При бурении скважин на плодородных землях и землях сельскохозяйственного назначения в процессе проведения подготовительных работ к монтажу оборудования снимается и отдельно хранится плодородный слой для последующей рекультивации территории.

ru · official · sha256:f9ad8918226879f86398cf000b57f5dd10966869eb259854e9b48e4093da0393RU

399. При бурении скважин не допускается нарушение растительного и почвенного покровов за пределами участков, отведенных под бурение.

Referencing norms: NarushenieRastitelnogoPokrova

ru · official · sha256:0d28b9010238022d273b7a8efde14f1125ed798eb20e7674a2bcd09538aaebcdRU

4. Проектные документы в сфере недропользования по углеводородам, утвержденные до вступления в силу настоящих Правил, действуют до окончания срока их действия и порядок ведения разведки и разработки по этим проектам регулируется положениями настоящих Правил, за исключением глав 4, 6, 10.

ru · official · sha256:9caae7c155d9e6fa733e1cdf0b9a3be9cdb788cd3411f42b99bf34874f47199bRU

40. В проекте разведочных работ обосновываются: 1) объемы и значимость имеющихся исторических данных, степень изученности участка недр для проведения разведочных работ; 2) задачи разведочных работ; 3) проектируемые объемы и методика полевых геолого-геофизических исследований, количество и местоположение проектных скважин, их проектные глубины и последовательность бурения при планировании таких работ; 4) интервалы отбора керна и шлама, лабораторные исследования (стандартный и специальный анализы керна) при планировании таких работ; 5) порядок испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения и опробования в колонне; 6) комплекс геофизических исследований скважин в открытом стволе и колонне, комплекс гидродинамических исследований скважин, отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб флюидов; 7) мероприятия по охране недр и окружающей среды при проведении разведочных работ; 8) объемы и сроки выполнения разведочных работ; 9) инвестиции и ожидаемая эффективность геолого-разведочных разведочных работ; 10) прогнозируемый дебит нефти и газа по каждой проектной скважине при опробовании; 11) размер суммы обеспечения исполнения недропользователем обязательств по ликвидации последствий недропользования; 12) обоснование объемов планируемых работ с указанием участков разведки.

ru · official · sha256:f09d7a55af4e092ef7d8feb0c81ca2088828bc1529b5ae46d4dd507c5d50e0e0RU

400. Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой площадки и миграции токсичных веществ в природные объекты предусматриваются инженерная система организованного их сбора, хранения и гидроизоляция технологических площадок.

ru · official · sha256:38db5baadec91bd38da91cec12ac3e18232b90eaca2be5e2d91b0d2043e0a470RU

401. Не допускается сброс отходов недропользования в поверхностные водные объекты и недра.

Referencing norms: SbrosOtkhodovNedropolzovaniya

ru · official · sha256:24887c71df70101881e34264cca339087a27eaa7194669be9904cee80936c5b0RU

402. При разбуривании водоносных горизонтов, которые могут быть использованы как источники хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применяемые для приготовления (обработки) бурового и цементного растворов, должны иметь токсикологические характеристики, согласованные с уполномоченными органами в области охраны окружающей среды и санитарно-эпидемиологического благополучия населения. Интервалы залегания водоносных горизонтов надежно изолируются.

ru · official · sha256:1b6befb44e6e4aebba06eafabb1263b5c4f32103ab23c4e38b19329f77c0ef00RU

403. При бурении скважин в условиях поглощения не допускается попадание растворов и материалов в пласты, содержащие хозяйственно-питьевые воды. При этом используются быстросхватывающие смеси, различные устройства и технологические процессы.

ru · official · sha256:20ae45316606ad6bfd268b4df4510342231253eb477cc447e6e88763c2c62a78RU

404. До начала испытаний скважин проверяется и обеспечивается: герметичность и надежность в работе контрольно-измерительных приборов и выкидных линий, установки для разделения продуктов испытания скважин (сепаратора), факела, замерных устройств, емкостей; гидроизоляция амбаров под нефть, площадки под сепаратором и обваловки вокруг него.

ru · official · sha256:0ccf709b59d2a628acf716070d44253096b99ca8dbcc7c225a7b685f987939fbRU

405. В процессе испытания скважин добытые нефть, конденсат, минерализованная вода собираются в емкости с последующим их вывозом. За исключением случаев, когда при испытании разведочных (оценочных) скважин на море по итогам экологической экспертизы сжигание углеводородов на факеле признано наиболее безопасным методом утилизации для окружающей среды.

ru · official · sha256:b769d77e7590ec1d8572f097b062bfd244c05d967b5a0c0cbd70f0e30f613ba1RU

406. При подготовке месторождения к разработке проводятся работы по опробованию всех нефтегазоносных пластов на наличие в них воды. В случае получения при опробовании этих пластов воды проводятся исследовательские работы по изучению их химического и газового составов, уточнению источника поступления воды и, при необходимости, после изоляционных работ проводится повторное их опробование.

ru · official · sha256:e9dc37754b9901966b2b87076efe3395ad6f895dccb726265bae3161f322e918RU

407. Работы по освоению и испытанию скважин выполняются, если высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр.

ru · official · sha256:0afa4c30cca63d21705fb72218a459d109ebb431de368a30f28ec514daea8dbaRU

408. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с применением промывочной жидкости в соответствии с техническим проектом на бурение скважин.

ru · official · sha256:332b470c6b481041848bd2e8b4b4c55d8ef9c641b5cc31c12ce829ad5492d9daRU

409. Вскрытие сероводородсодержащих пластов производится после проверки и установления готовности буровой и персонала к вскрытию пласта, проверки выполнения мероприятий по защите работающих и населения в зоне возможной загазованности в случае аварийного выброса углеводородов (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за производство работ.

ru · official · sha256:dc5127024d6048e4f3e4965e15f9aa8a96e49485f080634f5a2ac11a57d997f7RU

41. Проект разведочных работ в соответствии с планируемыми работами должен содержать требования по изучению: 1) литолого-стратиграфического разреза, положения в нем нефтегазоносных продуктивных пластов, контуров и непроницаемых разделов, основные закономерности в условиях залегания продуктивных пластов; 2) гидрогеологической характеристики разреза месторождения с выделением водонапорных систем и описанием физико-химических свойств вод всех испытанных водоносных пластов; 3) характеристики покрышек залежей, их вещественный состав и свойства; 4) термобарических закономерностей в разрезе месторождения; 5) положения межфлюидных контактов; 6) литологические свойства пород-коллекторов; 7) фильтрационно-емкостные и продуктивные свойства пород-коллекторов, их изменчивость в объеме и по площади залежей, гидрофобность и гидрофильность пластов-коллекторов; 8) величины начальных пластовых давлений и температур; 9) физико-химические свойства нефти в пластовых условиях и изменения основных свойств нефти в зависимости от изменения давления, температуры и объема, в том числе по данным стандартной и ступенчатой сепарации, а также дифференциального разгазирования; 10) физико-химических свойств нефти в стандартных условиях, по данным отбора и исследования поверхностных проб и разгазирования проб пластовой нефти; 11) средних значений коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их флюидов, изменения вязкости от температуры, определение реологических свойств (для залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти); 12) физико-химических свойств газа в пластовых и поверхностных (стандартных и/или нормальных) условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость, давление начала конденсации, динамика дифференциальной конденсации и другие); 13) физико-химических свойств конденсата (усадка сырого конденсата, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный состав и фракционный); 14) физико-химических свойств и химического состава пластовой воды.

ru · official · sha256:a8a2a8fda6564d7ad6a7171435052cef9a68a86f814da79863efbca142c19506RU

410. При нефтегазопроявлениях герметизируется устье скважины и дальнейшие работы ведутся в соответствии с планом ликвидации аварий.

ru · official · sha256:6366842e2f76430e6fce5a97d26a002c50089214a34ed1b3e8df749edf21d4f7RU

411. При наличии сероводорода в скважине буровой раствор обрабатывается нейтрализатором сероводорода.

ru · official · sha256:af21af5a379d4b0d19fa2c0f5a90ffaa3cb055ca32627b9119bfdcf041280642RU

412. В случае отсутствия возможностей для утилизации продукта не допускается освоение и исследование разведочных и эксплуатационных скважин без нейтрализации или сжигания газа.

Referencing norms: OsvoenieBezNeytralizaciiGaza

ru · official · sha256:f4335d9fcd750e87f20172b5a92ce1c2af72a95e7cba1d86734555219a876664RU

413. По завершении работ по освоению и гидродинамическому исследованию скважин проводится контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверка герметичности устьевой арматуры.

ru · official · sha256:951c3248c021ab2e458a1fea1d8436b5374fbaa7ef7bce67b82bb97707588cb8RU

414. При появлении признаков нефтегазопроявлений ремонтные работы на скважине немедленно прекращаются, скважина повторно задавливается жидкостью, обработанной нейтрализатором.

ru · official · sha256:bd16c989fd35f2f209a6f36645c8fe06f1e7269a101a1f9810792e3b6ee792bdRU

415. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, проводятся изоляционные работы в целях предотвращения межпластовых перетоков углеводородов и жидкости.

ru · official · sha256:d122f01f870489ce0269d40952e0dcfdbfbb4cd82093aa1a17fde1c36cb12d66RU

416. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и других) принимаются меры по предупреждению загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности проводятся замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности – принимаются меры по ее устранению.

ru · official · sha256:ba4b0ea45988ef160f0ebf2eaafbd4ecadfe6089c30a740318496da41e53e52dRU

417. Работа по ликвидации открытого фонтана проводится по плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке недропользователем.

ru · official · sha256:200f9bca01526e5282ce74baaa33d5598a598a4c63a42dbfc61ddfff9213162dRU

418. Помещения буровых установок должны быть оборудованы вытяжной вентиляцией, включаемой от датчиков на сероводород при достижении предельно допустимой концентрации.

ru · official · sha256:2484ce26184e62fd06f57ec83c4dd2819a2a213bc50980e11d5a21226c65be84RU

419. После окончания бурения, освоения (испытания) скважин и демонтажа оборудования проводятся работы по восстановлению (рекультивации) земельного участка в соответствии с проектными решениями.

ru · official · sha256:b3c9fd075290164dc72a3a9ed8be88e481875886c94d83ac9b2c0f5f0a6ed007RU

42. Перечисленные сведения получают по данным полевых геолого-геофизических исследований, бурения скважин, геофизических исследований и опробования пластов в скважинах, литологического изучения пород, лабораторного исследования свойств углеводородов и керна, испытания скважин (объектов в скважине) и иной информации, обобщенной за весь период разведочных работ.

ru · official · sha256:8139c3d5c83d1729fae623f1284591c3469fb730796aa606375f6944c821c071RU

420. От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта месторождения углеводородов устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по действующим санитарным правилам. Для месторождений углеводородов с наличием сероводорода санитарно-защитная зона определяется, исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода.

ru · official · sha256:d142703a5acbcdd439cd3b4d9ac51fa5db1a6ac6668068725435b01472af6e29RU

421. Осуществляются наблюдения за сейсмическим и геодинамическим режимами района разработки месторождений с целью выявления конкретных очагов сейсмической активности и изучения закономерностей их пространственно-временной миграции, определения механизма землетрясений, надежного трассирования сейсмоактивных зон, а также возможных просадок поверхности земли.

ru · official · sha256:694b81622deff4ac23e4b31b05798e006d8be9959bcd9022dad8aa0edefbfc74RU

422. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин проводятся при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования углеводородов, потерь нагнетаемой воды.

ru · official · sha256:d01d6a8eb1b0b0d4403e5c25f63149b898910d00b383070cd1dd7b70767f2937RU

423. Освоение, испытание и эксплуатация скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, наличием межпластовых перетоков, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками устьевых фланцевых соединений, а также эксплуатация дефектных скважин осуществляется недропользователем с проведением необходимых мероприятий по восстановлению целостности скважин и обеспечением безопасной эксплуатации. Утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, план ремонтно-восстановительных работ, а также за их работой осуществляется постоянный контроль с целью обеспечения охраны недр и окружающей природной среды.

ru · official · sha256:c667426e33912a72d8e73efbaf6954a5e4082a001a60d0ee97fa6ac92d43fa8cRU

424. Выполняются мероприятия по оздоровлению фонда скважин, включающие в себя ликвидацию части дефектных скважин с неподнятым цементом за колонной или кондуктором с бурением скважин-дублеров новой надежной конструкции. Оздоровление пробуренного фонда скважин осуществляется, в первую очередь, на дефектных скважинах, расположенных в санитарно-защитных зонах.

ru · official · sha256:80c4285a6b18373cb3a832b3a4aed51e2f1699495a44f2882c42eaaab6f56766RU

425. Практическому осуществлению любого метода интенсификации добычи углеводородов на каждом новом месторождении предшествуют экспериментальные исследования, проводимые с целью обоснования основных параметров процесса, соблюдение которых обеспечивает сохранность колонны и цементного кольца скважин.

ru · official · sha256:9e84f21343571a0bd088e3eff3e074a76849c531f5e04ddaae08b93fc868a06dRU

426. Необходимым условием применения при разработке месторождений углеводородов химических реагентов (индикаторов) является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий.

ru · official · sha256:fad780b6505aac5a47ca7282fb3b39a698cb21f3009117d72664e8914b492ec8RU

427. При выборе химических реагентов для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.

ru · official · sha256:f02fb84e9517921f709e150260ebc03b05fe5f9d762466969396559dcecfe418RU

428. Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению основной технологической операции, ремонте, исследовании скважин, использовании неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры, механизмов, агрегатов, нарушении технологии ведения основного процесса, негерметичности эксплуатационных колонн.

ru · official · sha256:01a0b9b5871dfcee2484b50f2409049e7f19bec7fe0fffc5e3166e78cb94a981RU

429. При закачке в пласт ингибиторов солеотложений и парафиноотложений, поверхностно-активных веществ, деэмульгаторов и тому подобных, во избежание их разлива, используется только специализированная техника.

ru · official · sha256:7523d17b3ac7686c7d0ba52eb5f66b2448f0e28adf8dc31aa94b4a0813dd3f0bRU

43. В случае необходимости проведения оценки обнаруженной залежи (совокупности залежей), такие работы предусматриваются в дополнении к проекту разведочных работ.

ru · official · sha256:5c9d9227aac4e50b27379a8894f9efd943a321bc4ef5417ec8bfab5f93901f86RU

430. Освоение скважин после бурения, подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважин герметизирующим устройством, предотвращающим разлив жидкости, открытое фонтанирование.

ru · official · sha256:dd5ee45461285fb8e720dbdfadd577994806d67a51f467c127a4d666bfd1fdc5RU

431. При обводнении эксплуатационных (добывающих) скважин помимо контроля за обводненностью их продукции проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.

ru · official · sha256:fd72b72d18a8972dad396260e331daa78adc8ba0f0652be957573dd873da1cfbRU

432. Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающих скважин принимается недропользователем по согласованию с проектной организацией, составившей проект разработки месторождения углеводородов или анализ разработки месторождения.

ru · official · sha256:1cd389bc3cb2c7fdfd22ca4ca25cc861734c52f8306908cb6cc70dd69128ddadRU

433. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков углеводородов и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям углеводородов в недрах, то недропользователь устанавливает и ликвидирует причину неуправляемого движения пластовых флюидов.

ru · official · sha256:2fefc30489514153ed3f1575446ee30c8c607f2aa3155a698cbe69552620042fRU

434. Эксплуатационные скважины, подключенные к установкам комплексной подготовки газа, должны исследоваться с использованием контрольного сепаратора без выброса и сжигания газа в атмосферу.

ru · official · sha256:77ea721334e5958a456bf76793d3153eb332f0f4135acf78f43e44fe7a4b22e0RU

435. Для защиты от коррозии технологического, внутрискважинного оборудования, эксплуатационной и лифтовой колонн, эксплуатируемых в условиях воздействия сероводорода, должны применяться коррозионно-стойкие марки сталей и ингибиторы коррозии, а также нержавеющие коррозионно-стойкие стали без применения ингибиторов коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции.

ru · official · sha256:1e68df193dac8b59fc85acd4419ad7fbdeb5b05e5258b1f9551cff8b312d0bf1RU

436. Внутрискважинное оборудование, технологические аппараты, обсадные трубы и другое оборудование, используемое в коррозионно-агрессивной среде, должны быть стойкими к сульфидному растрескиванию.

ru · official · sha256:ed667afe07dec84ebf7cc38bd7fead2ba2393409db2e8940c5ac302fad89bcafRU

437. На установках, в помещениях и на промышленных площадках, где возможно выделение в воздух рабочей зоны сероводорода, осуществляется контроль воздушной среды автоматическими стационарными газосигнализаторами, а также периодически в местах возможного скопления сероводорода переносными газосигнализаторами или газоанализаторами.

ru · official · sha256:6f3a8fc6e186644e32e19135cd096543baac94942401ac7e02836114f5246baaRU

438. Принимаются меры по повышению надежности системы поддержания пластового давления. Обеспечивается замена действующих водоводов сточных вод с достаточно большим сроком службы и ингибиторная защита всех водоводов, по которым осуществляется закачка сточных вод, а также электрохимическая защита подводящих водоводов.

ru · official · sha256:d4cb6e2ac5e04de622802eb4451e69d7f3ff3d57e2985a2889fe1bbc81b63e38RU

439. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит: 1) очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, и используется в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачивается в поглощающие горизонты; 2) предварительной очистке в соответствии с нормами экологического законодательства и сбрасывается в искусственные пруды-испарители, пруды-накопители и иные накопители сточных вод, конструкция которых предотвращает загрязнение почв и подземных вод. При необходимости осуществляется обработка закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее заражения сероводородными бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и воде.

ru · official · sha256:fb4d7b2c15871b945b8f232812030f5cc049627687a9e23852bf79c4f9c8f98dRU

44. Проект разведочных работ (изменения и дополнения к нему) составляется в соответствии с требованиям по содержанию, структуре и оформлению, установленным в нормативно-технических документах, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:894221268fd4fdc4b5c672d2faf40e6bbaaa8bfe46dad6cba21449998be3db3fRU

440. При необходимости осуществляется обработка закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее заражения сероводородными бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и воде.

ru · official · sha256:27252686202fd5e0b2af7ecb41474ac710779d16d39cdd90460fb2a5de80573fRU

441. Не допускается сброс пластовой воды на поля испарения, в поверхностные водные источники, закачка в подземные горизонты, приводящие к загрязнению подземных вод, а также слив жидкостей, содержащих сероводород, в открытую систему канализации без нейтрализации.

Referencing norms: SbrosPlastovoyVody

ru · official · sha256:eb3142432d35d400f7d9e78bcb8b5f21df046eef216ac31f1ae00d0a1731ec6dRU

442. Пластовая вода с высоким содержанием сероводорода должна обрабатываться и содержаться в герметичных емкостях.

ru · official · sha256:bd0385380e0cabb25dbac57e168ea9b06ed8fc5998c39d7e3fd5c4c5338e3e0dRU

443. Подземное захоронение промышленных стоков осуществляется путем их закачки в нагнетательные скважины, в надежно изолированные поглощающие горизонты, не содержащие подземных вод, которые используются или могут быть использованы для хозяйственно-питьевых, бальнеологических целей.

ru · official · sha256:ed32cab211597a0035012fa0a0c65688340549856b934700c6248f07ee002fedRU

444. Подземное захоронение промышленных стоков в поглощающие горизонты допускается только в исключительных обстоятельствах: 1) при разработке залежей без применения заводнения; 2) при получении небольших количеств промышленных стоков в начальный период разработки до строительства системы заводнения; 3) при избыточном количестве промышленных стоков по сравнению с проектной надобностью и нецелесообразности их транспортировки к другим месторождениям; 4) при использовании пластовых вод как гидроминерального сырья; 5) при неоправданно сложной технологии очистки некоторых промышленных стоков, образующихся на установке комплексной подготовки нефти.

ru · official · sha256:d5e2bf17569fd9633dafd430773e0ce7ae67ee9ae605c607528e23b7ae6d5c3cRU

445. Для проведения глубокого захоронения промышленных стоков создается специальный объект (полигон), на территории которого размещается комплекс поверхностных и подземных сооружений, предназначенных для сбора и удаления отходов, контроля за их состоянием и миграцией в недрах.

ru · official · sha256:ea718b7d88fbb02620aed01108baf603194c1db63d02d1e27c61ffaba400ca98RU

446. Не допускается размещение на территории промысла нефтешламовых амбаров, содержимое имеющихся шламонакопителей подлежит переработке или утилизации с последующей рекультивацией земли на территории ликвидированных амбаров.

Referencing norms: RazmeshchenieNefteshlamovykhAmbarov

ru · official · sha256:cc97eb7699749b4e074f31fd86997f5b4f882f4a6650330cf83b6aa1deb88fb4RU

447. Недропользователем осуществляется контроль через сеть инженерных скважин за состоянием грунтовых вод (по периметру месторождения), а также в районе расположения шламонакопителей.

ru · official · sha256:001a7b4ad4a76227a9c6a1f1ea9d55b7ebbc07be09d64bda11f2f426dc686e9fRU

448. Порядок ликвидации последствий недропользования по углеводородам, консервации участка недр по углеводородам и (или) консервации и (или) ликвидации технологических объектов устанавливается в Правилах консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов в соответствии с пунктом 1 статьи 126 Кодекса.

ru · official · sha256:5c37fca9ba6ddee4feb92267755a7a2b1798e3ca3f1c83cadb73b5a8d0638bc4RU

45. Работы по разведке углеводородов осуществляются с соблюдением положений проекта разведочных работ и требований настоящих Правил.

ru · official · sha256:349745afdc530cf4ba1416b15adaf222441646cd225419a991a69c44c77e40efRU

46. Исключен приказом Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

ru · official · sha256:c08b09cf25184983a008d161f07bbd29516892f6fcb4949414c05a85175d96acRU

47. Исключен приказом Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

ru · official · sha256:a17390d0f6b6a65e45e4e26b2c8a5319e054ec9fcd357651a6b6bb7dd7807d4fRU

48. Авторский надзор за реализацией проектных решений при разведке углеводородов ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект разведочных работ.

ru · official · sha256:450d90c7ff3e9394861a22e51097642d9bb7a9f51e2bf704b1f45123cbd2a3dbRU

49. В случае необходимости замены ранее привлеченной недропользователем проектной организации на иную при проведении авторского надзора такая замена допускается с согласия автора проектного документа.

ru · official · sha256:1983dbf524c173eeb87309afa3eed041c6797a06a226fa3d9edf3de1432a3272RU

5. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия: 1) геологические запасы – запасы углеводородов, находящиеся в залежах; 2) щадящий режим работы – режим работы скважины в период временной эксплуатации, соответствующий технологическим критериям, обеспечивающим щадящий режим работы, при временной эксплуатации скважин в период разведки, указанным в пункте 263-1 настоящих Правил; 3) углеводороды – нефть, сырой газ и природный битум; 4) сложные проекты – проекты, к которым относятся: морские проекты, предусматривающие разведку и (или) добычу любых углеводородов на участке (участках) недр, который (которые) полностью или частично расположен (расположены) в пределах казахстанского сектора Каспийского моря; газовые проекты на суше, предусматривающие разведку и (или) добычу углеводородов на участке (участках) недр, содержащем (содержащих) газовую или газоконденсатную залежь или месторождение с долей объема нефтенасыщенной части двадцать пять процентов и менее от общего объема углеводородов залежи или месторождения; проекты на суше, предусматривающие разведку и добычу углеводородов на любом участке недр, с не менее чем одним из следующих параметров: содержащем запасы нетрадиционных углеводородов; абсолютная глубина самой верхней точки, выявленной (выявленного) залежи (месторождения) углеводородов составляет не менее 4500 метров; содержание сероводорода в обнаруженной (обнаруженном) залежи (месторождении) составляет в пластовом флюиде 3,5 и более процента; обнаруженная (обнаруженное) залежь (месторождение) характеризуется аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности 1,5 и более, который определяется как отношение пластового давления к гидростатическому давлению с плотностью жидкости 1000 кг/м3 в стволе скважины; обнаруженная залежь относится к неструктурным ловушкам; 5) базовые проектные документы в сфере недропользования по углеводородам – проект разведочных работ; проект пробной эксплуатации; проект разработки месторождения углеводородов; 6) залежь углеводородов – часть недр, содержащая изолированное природное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором и покрышкой из непроницаемых пород; 7) месторождение углеводородов – залежь или совокупность залежей, относящихся к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади, отчет по подсчету запасов которых получил положительное заключение предусмотренной Кодексом государственной экспертизы недр; 8) разработка (промышленная разработка) месторождения углеводородов – добыча углеводородов, проводимая в период добычи; 9) запасы углеводородов – масса нефти, конденсата, а также объем газа в залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20°С) условиям; 10) подсчет запасов углеводородов – детальное изучение недр, объединяющее в себе все сведения, полученные в процессе поисков, оценки, пробной эксплуатации и промышленной разработки залежей углеводородов, по результатам которого подсчитывается количество и дается оценка качества запасов углеводородов; 11) оперативный подсчет запасов углеводородов – оценка запасов углеводородов по вновь обнаруженным залежам углеводородов на основе первичных сведений, полученных в процессе проведения поисков и оценки залежей углеводородов; 12) опробование пласта – комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценку характера насыщенности пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта и дебита скважин. Опробование пластов проводится как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и в эксплуатационной колонне; 13) нефть – сырая нефть, газовый конденсат, сланцевая нефть, а также углеводороды, полученные после очистки сырой нефти и обработки горючих сланцев, нефтебитуминозных пород или смолистых песков; 14) пробная эксплуатация – работы, проводимые с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин для составления проекта разработки месторождения. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию скважин и добычу углеводородов в исследовательских целях; 15) зависимые скважины – поисковые или оценочные скважины, целесообразность бурения и точки заложения которых определяются по результатам бурения независимых скважин или других геологических исследований, предусмотренных в проекте разведочных работ с целью уточнения геологического строения залежи; 16) независимые скважины – первоочередные поисковые или оценочные скважины, бурение которых проводят для выяснения основных черт строения залежи (совокупности залежей) и их размещение намечается по данным геофизических исследований, результатам поискового бурения; 17) технические проектные документы – документы, разрабатываемые на основе базовых проектных документов, включая, но, не ограничиваясь, следующими проектными документами: проект сейсмических работ; технический проект на бурение скважин; проект обустройства, проект консервации участка недр; проект ликвидации или консервации технологических объектов; проект ликвидации последствий недропользования по углеводородам; 18) испытание скважины – временная эксплуатация скважины в исследовательских целях в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи; 19) временная эксплуатация скважины – эксплуатация скважины для испытания объектов в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи сроком свыше 90 (девяносто) дней при соблюдении щадящего режима работы скважин, а также при наличии программы развития переработки сырого газа, если по результатам испытания скважины выявлено наличие сырого газа в составе нефти.

Referencing norms: EkspluataciyaPriznaetsyaVremennoy, PredelIspytaniyaObektov, SlozhnyyGazovyyProektNaSushe, SlozhnyyMorskoyProekt, SlozhnyyPoAnomalnostiDavleniya, SlozhnyyPoGlubine, SlozhnyyPoNestrukturnoyLovushke, SlozhnyyPoNetradicionnymZapasam, SlozhnyyPoSerovodorodu, assert-h958d3816e8176bc15bf7d4f30a091c3e98a30e9bea6d8d2f1acc925ccc95f13d

ru · official · sha256:14c75f97d434f641fe9949dbde2d7f7a8cf653d04450d9b11064f55b1cd83f9eRU

50. Корректировка проектных показателей осуществляется в рамках авторского надзора за реализацией проектных решений при разведке углеводородов в следующих случаях: 1) изменения графика бурения без уменьшения количества независимых проектируемых скважин, предусмотренного в базовом проектном документе; 2) корректировки местоположения проектируемых скважин; 3) изменения видов и объемов исследовательских работ; 4) корректировки объектов испытания и их количества в пробуренных и проектируемых поисковых и оценочных скважинах.

ru · official · sha256:404664e1574568399e60562b58dec3578bd0714d4cd243ed5623a6a2a41407cdRU

51. Корректировка проектных показателей при авторском надзоре оформляется совместным протоколом между недропользователем и автором проекта.

ru · official · sha256:35a968927d549ef177faecaa22423d85cd22f90d1864f80b9b919e3b69f1acb0RU

52. При составлении отчета по авторскому надзору используется информация, полученная при проведении работ, а результаты оформляются в виде информационного отчета.

ru · official · sha256:461f655258a1654dfac09fb2efa59be153801afa0ca2cf337a1f10eb27e22314RU

53. В информационном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения: 1) соответствие фактически достигнутых значений технологических параметров проектным значениям; 2) причины расхождений между фактическими и проектными показателями и (или) невыполнения проектных решений; 3) рекомендации по достижению проектных решений и устранению недостатков, выявленных при проведении разведочных работ.

ru · official · sha256:7de3dbc7794dd7c0599fb3bd97de080939a305e5a1a11ff7e930689e36905385RU

54. Отчет по авторскому надзору составляется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению авторских надзоров за реализацией базовых проектных документов, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:eee0e6a5e29656841ff9a7ad4f3159654c8d903104bd2f4a80507cb5dab4fcaaRU

55. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений при разведке углеводородов не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.

ru · official · sha256:4f77f31e44f4fdd7cfe5bc265e1de22a941fe77c1378e2f4ef9587b5504f71ceRU

56. Проект пробной эксплуатации разрабатывается на основе отчета по оперативному подсчету запасов углеводородов.

ru · official · sha256:3b6180adaa0231db1dfe591111f6f6e46ef5e5519569f8d21b8f91d6521dd451RU

57. Проект пробной эксплуатации составляется в течение трех месяцев со дня принятия недропользователем решения о необходимости ее проведения.

Referencing norms: ObyazannostSostavitProektProbnoyEkspluatatsii, PredelSostavleniyaProektaProbnoyEkspluatatsii, ProektProbnoyEkspluatatsiiSostavlenSPropuskomSroka, ProektProbnoyEkspluatatsiiSostavlenVSrok, SostavitProektProbnoyEkspluatatsii, assert-h6498a59c28c3b429705a02e6c5a7da8ac2d0f3b6898203aa938b21f6a220568e

ru · official · sha256:e635263a0e01209862c26308dcacf695ae0b4aab717ca365f576a80fa6a5d749RU

58. В зависимости от фазового состояния углеводородов проект пробной эксплуатации залежи (совокупности залежей) подразделяется на: 1) проект пробной эксплуатации нефтяных и газонефтяных залежей; 2) проект пробной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей.

ru · official · sha256:2f9f8f7be2d9f0b0a7b22d28197883ec7b92cb4976ac0638d005741a2cd48018RU

59. Ввод в пробную эксплуатацию залежи (совокупности залежей) допускается, если: 1) утвержден проект пробной эксплуатации и получены положительные заключения, предусмотренные Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз; 2) утвержден отчет по оперативному подсчету запасов углеводородов с контурами обнаруженной залежи (совокупности залежей) и получено положительное заключение государственной экспертизы недр; 3) определены контуры обнаруженной залежи в целях пробной эксплуатации залежи; 4) при наличии нефтяной оторочки в газовых и газоконденсатных залежах, выполнена и обоснована оценка ее промышленного значения и характера связи с газовой частью залежи; 5) при наличии в газовых и газоконденсатных залежах нефтяной оторочки промышленного значения решен вопрос о порядке разработки газовой и нефтяной частей залежи; 6) проект пробной эксплуатации предусматривает установку необходимых промысловых сооружений; 7) урегулированы вопросы транспортировки и/или реализации газа (для газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей); 8) при наличии в газе сероводорода и сероорганики в количествах, превышающих 10 ppm, введены необходимые очистные установки.

ru · official · sha256:945e841886169a084006abe0b35d85c8a87da552a90c389cbd669a80614e912fRU

6. По начальному природному фазовому состоянию углеводородов в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

ru · official · sha256:46add83486b5e3951b5039ff083814740ec75ecb275b4f31f8db18e07cb6554dRU

60. Проект пробной эксплуатации должен содержать описание видов, методов, способов и технологий пробной эксплуатации, а также предполагаемые объемы добычи углеводородов в течение пробной эксплуатации. В проекте пробной эксплуатации должны также приводиться: 1) цели, задачи и сроки пробной эксплуатации; 2) виды, объемы и сроки рекомендуемого комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторного изучения керна и пластовых флюидов, отбор керна, глубинных, поверхностных проб нефти, газа и воды; 3) специальная программа режимных исследований с целью установления технологически обоснованных условий работы скважин: по нефтяным скважинам при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения, а по газоконденсатным скважинам - при забойных давлениях выше и ниже давления начала конденсации; по газовому фактору и конденсатно-газового фактору, обводненности и другим параметрам, а также для оценки допустимых депрессии без разрушения скелета породы; 4) количество и номера ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин и количество и номера скважин, которые будут принимать участие в пробной эксплуатации; 5) количество и местоположение проектных опережающих добывающих и нагнетательных, а также проектных оценочных скважин, расстояние между ними, интервалы отбора керна и их лабораторные исследования; 6) предполагаемые объемы добычи углеводородов, объемы закачки рабочего агента; способы эксплуатации скважин, устьевое и внутрискважинное оборудования; 7) требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин, утилизации и (или) переработке сырого газа, к определению коэффициента приемистости нагнетательных скважин; 8) для газовых и газоконденсатных залежей, технико-экономические показатели и критерии оценки эффективности рекомендуемого варианта разработки на период добычи; 9) мероприятия по доразведке залежи (совокупности залежей) углеводородов; 10) расчет суммы обеспечения по исполнению обязательств недропользователя по ликвидации последствий разведки.

ru · official · sha256:dc77a73fe73ad7fe18ddf1e8f9066df3343085a4b2899e22671a2dd9a152d3afRU

61. Началом пробной эксплуатации считается дата начала реализации утвержденного проекта пробной эксплуатации и получившего положительное заключение государственной экспертизы базовых проектных документов в сфере недропользования по углеводородам.

ru · official · sha256:e1d2b84326a649bbfb4608cecc38c6d52fd485eda30fc612b5b03bf7bc888e2bRU

62. Получаемая в периоды испытания скважин и пробной эксплуатации залежи углеводородное сырье является добытым при разведке. При этом для целей подсчета запасов учет добычи углеводородного сырья должен вестись с начала разведки. 63.Добыча должна проводиться методами и способами, исключающими потери углеводородов, не предусмотренные базовым проектным документом, в соответствии с положительной практикой пользования недрами.

ru · official · sha256:b29a9259b286524c9ca250f20326fd058cac2ee0aa85920df3f73b3067806009RU

64. При проведении добычи углеводородов недропользователь обеспечивает: 1) оптимальность и безопасность применяемых технических средств; 2) охрану месторождения углеводородов от проявлений опасных техногенных процессов, приводящих к осложнению; 3) достоверный учет добытых и оставляемых в недрах запасов углеводородов; 4) извлечение углеводородов в порядке, предусмотренном проектом пробной эксплуатации.

ru · official · sha256:1b5ae8b4dd1b39b8651f76307a7f074b269844af6f6e42798c5e22d3f36ddecfRU

65. Годовые объемы добычи при реализации проекта пробной эксплуатации не регулируются и могут изменяться в зависимости от фактических результатов пробной эксплуатации скважин, при условии соблюдения режимов эксплуатации скважин, установленных проектом пробной эксплуатации или авторским надзором к нему.

ru · official · sha256:3097cb7d10c7183db7cdbf4955a1fef7e8ae055d63dff5fb215485ac2a770b71RU

66. Технологические решения на период пробной эксплуатации должны приниматься с учетом задач доразведки и стратегии освоения объекта разработки.

ru · official · sha256:22030bbeb84463450d20c5bba7699e5d96fa6909fafcd735321115f53e0e56f5RU

67. Проект пробной эксплуатации (изменения и дополнения к нему) залежи (совокупности залежей) составляется в соответствии с требованиями по содержанию, структуре и оформлению, установленным в нормативно-технических документах, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:31d9050f158d2bde1f775165664cacde8cc0bc7c6d8436d8e36646aede96f54dRU

68. Запрещается проведение работ по пробной эксплуатации, не указанных в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте пробной эксплуатации, а также при отсутствии такого проекта пробной эксплуатации.

Referencing norms: RabotyPoProbnoyEkspluataciiVneProekta

ru · official · sha256:01cdc11e0db59bad2c0617aa1077f842c5ed6669cbf9768fc3cc973f006dff5bRU

69. Пробная эксплуатация осуществляется с соблюдением положений проекта пробной эксплуатации и требований настоящих Правил.

ru · official · sha256:594973d6fc3fe5aa8621807b7c32f1616a804902f18c454e91be87b3b510512aRU

7. К однофазным относятся: 1) нефтяные залежи, содержащие только нефть с растворенным в ней газом; 2) газовые залежи, содержащие только природный газ, состоящий из низкомолекулярных углеводородов; 3) газоконденсатные залежи, содержащие газ с углеводородным конденсатом в газовом состоянии.

ru · official · sha256:3bd795f4a88f6b859a1ac2e48b0d6c5dc81257da8c90e4a8780bb6a4b2ce4690RU

70. Исключен приказом Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

ru · official · sha256:56585de396d7338c6b3be23846de5705e30da85dc4405b4257ddc32ff82000eeRU

71. Авторский надзор за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект пробной эксплуатации.

ru · official · sha256:29b8008f47873892ee8b5fc3411f059cb6ccdacf403c5bdd418fb045cad121eaRU

72. Корректировка проектных показателей осуществляется в рамках авторского надзора за реализацией проектных решений при проведении пробной эксплуатации залежи (совокупности залежей) в следующих случаях: 1) изменения графика бурения без уменьшения количества проектируемых скважин, предусмотренного в базовом проектном документе; 2) корректировки местоположения проектируемых скважин; 3) корректировки режимов эксплуатации скважин; 4) изменения вида и объемов исследовательских работ; 5) корректировки объектов испытания и их количества в пробуренных и проектируемых оценочных и опережающих добывающих скважинах.

ru · official · sha256:64606251e226a01c95431f875a8c802c3186128ab3d4933cf5cc80faf69627e1RU

73. Корректировка проектных показателей оформляется совместным протоколом между недропользователем и автором проекта.

ru · official · sha256:19b4873f335ea7e841d8a58a53d9243460c788f756c01ed148e0c4d126473586RU

74. При составлении отчета по авторскому надзору используется информация, полученная при проведении работ по пробной эксплуатации, а результаты оформляются в виде информационного отчета.

ru · official · sha256:5ac8702696458d67450b9a0c573d0cc19c706c7c9c5b0648350186445a289a98RU

75. В отчете по авторскому надзору за реализацией проекта пробной эксплуатации отражаются следующие положения: 1) соответствие фактически достигнутых значений технологических параметров проектным значениям; 2) причины расхождений между фактическими и проектными показателями и (или) невыполнения проектных решений; 3) рекомендации по достижению проектных решений и устранению недостатков, выявленных при проведении пробной эксплуатации.

ru · official · sha256:a798f4b741f86ebfb09c8d0f66cab98024a6e43651a2dff83a00d0af32e80ddfRU

76. Авторский надзор выполняется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению авторских надзоров за реализацией базовых проектных документов, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

ru · official · sha256:6bf19d386f1c407435184930998f5edc35d5210538fb01a80c1a18ea6ad85c19RU

77. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.

ru · official · sha256:072f7d41eb7ac16234e8e02757dd033071b135a12e68861aad493e1042393655RU

78. Исключен приказом и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

ru · official · sha256:786fbbdec66a6b8bf992b1ca7d2a1cd3423085450485c5a9a389cedffc0da11dRU

79. Подсчет (оперативный подсчет) запасов углеводородов составляется в соответствии с нормативно-техническим документом, утверждаемым уполномоченным органом по изучению недр.

ru · official · sha256:8660399ae8dea659a2d25ad6da707d63a555075261358cc1d6ef10a2d3ffadb7RU

8. Двухфазные залежи в начальном природном виде содержат в пластах одновременно нефть и свободный газ, залегающий над нефтью в виде газовой шапки либо газоконденсатную часть залежи и нефтяную оторочку.

ru · official · sha256:98488d726e425ee799466fcf8c4e14de93f60cae5adaa9f94fd952863176484aRU

80. Организация деятельности ГКЗ РК, ее состав, регламент работы и ведение делопроизводства определяются положением о государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан, утверждаемым уполномоченным органом по изучению недр.

ru · official · sha256:6090a7eaec089e8c891895930980fdaff5b35247cee3bb6ff1d8545882a57b6fRU

81. Ввод месторождений углеводородов в разработку допускается если: 1) проведены разведочные работы; 2) построены статические геологические модели залежей углеводородного сырья для месторождений с извлекаемыми запасами до 3 миллионов тонн нефти и 3 миллиардов кубических метров сырого газа; 3) по истечении 5 лет реализации утвержденного в установленном порядке базового проектного документа на разработку, построены статические геологические модели залежей и цифровые геолого-гидродинамические модели залежей углеводородного сырья для месторождений более 3 миллионов тонн нефти или 3 миллиардов кубических метров сырого газа; 4) проведена пробная эксплуатация (при необходимости); 5) составлен отчет по подсчету запасов углеводородов и получено положительное заключение государственной экспертизы недр; 6) определены пространственные границы участка добычи; 7) составлен проект разработки месторождения углеводородов и получены положительные заключения, предусмотренные Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз; 8) выполнено обустройство месторождения; 9) решены все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования газов, содержащих сероводород и сероорганику, а также определение целесообразности и направления использования этана, пропан-бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов газа в случае их промышленного содержания к началу ввода в разработку месторождений; 10) обоснована целесообразность ввода газоконденсатного месторождения в промышленную разработку без поддержания пластового давления; 11) утверждена программа развития переработки сырого газа для месторождений углеводородов; 12) утверждены и получены положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз технического проектного документа.

ru · official · sha256:4157371444f222fd206b1fcae3ac42b34c5025924625f4b2175ab08b72dcc599RU

82. Ввод в разработку нефтяных месторождений (залежей) без утилизации попутного газа, а газовых месторождений - без переработки (утилизации) добываемого газа не допускается. Запрещается добыча углеводородов без переработки всего объема добываемого сырого газа, за исключением случаев предусмотренных в пункте 4 статьи 147 Кодекса.

Referencing norms: VvodVRazrabotkuBezUtilizaciiGaza

ru · official · sha256:faeb406e440b7fe804c08b67d14c9f65d92bde16ad62437c625a21ccadfa1e2aRU

83. Добыча должна проводиться методами и способами, исключающими потери углеводородов, не предусмотренные базовым проектным документом, в соответствии с положительной практикой пользования недрами.

ru · official · sha256:8a2ebd02a4c64a3a9bcd5ff7cb4d232596255a34df9f783db7443c9f82ff10a2RU

84. При проведении добычи углеводородов недропользователь обеспечивает: 1) оптимальность и безопасность применяемых технических средств добычи; 2) охрану месторождения углеводородов от проявлений опасных техногенных процессов, приводящих к осложнению при их добыче, снижению экономической эффективности добычи углеводородов; 3) достоверный учет добытых и оставляемых в недрах запасов углеводородов, продуктов их переработки и отходов производства, образующихся при добыче; 4) соблюдение норм и стандартов, применяемых методов и способов добычи; 5) выполнение экологических и санитарно-эпидемиологических требований при складировании и размещении отходов добычи и продуктов переработки углеводородов; 6) извлечение углеводородов в порядке, предусмотренном проектом разработки месторождения; 7) мониторинг межколонного давления.

ru · official · sha256:ac03cd8c8d7d81d6e8930e2f9b4e51c44ec5a6b0c377c6b577a91045cc796573RU

85. После разбуривания месторождения в рамках проекта разработки, дополнений и/или изменений к нему или существенном изменении представления о геологическом строении и/или геологических запасов, на основании полученных новых данных выполняется пересчет запасов и составляется новый проектный документ или дополнение к проекту разработки.

ru · official · sha256:6d9309a9d2dbe04f9a2c29e3373f43aacd3ff475f771ab293d729915abfdefb2RU

86. Пространственные границы участка (участков) добычи углеводородов (за исключением верхней границы) при закреплении участка (участков) добычи после завершения периода разведки по контракту на разведку и добычу углеводородов определяются в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительное заключение государственной экспертизы недр отчетом по подсчету запасов.

ru · official · sha256:97f893224fe2fbf6f84048f82ef1b76c1b85fd6a373578f8787ee53031616694RU

87. Разработка месторождения углеводородов, проводится в соответствии с проектом разработки месторождения углеводородов и изменений и дополнений к нему или анализом разработки месторождения.

ru · official · sha256:f071a434dd9eefc76594f04205e45c1e9b2a109f0bb6acbedd9540295f5bd380RU

88. Проект разработки месторождения углеводородов базируется на результатах разведочных работ и подсчета запасов углеводородов.

ru · official · sha256:08b23605a9a7c5c1feda17d992f6e3358fec7d21c9f4f4c2775af37623a1e639RU

89. Если по результатам технико-экономических расчетов прогнозируется изменение конечных коэффициентов извлечения, конечные коэффициенты извлечения переутверждаются ГКЗ РК.

ru · official · sha256:2259f40abd3e586064acb367f800b0e9c62a0447daa5f80d69774bac12f9af16RU

9. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн от общего объема залежи углеводородов в целом к двухфазным залежам относятся: 1) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой при Vн≥0,75; 2) газонефтяные или газоконденсатнонефтяные при 0,5≤Vн<0,75; 3) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные при 0,25<Vн<0,50; 4) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой при Vн≤0,25.

ru · official · sha256:74c4de15ba5006a737bcff1cf1b6d0e7ae3f52bc6467071d2bafa5f973c674c9RU

90. Для месторождений, содержащих газовые и нефтяные залежи, может составляться единый проект разработки или, в случае целесообразности, отдельные проекты разработки для различных типов залежей, указанных в пункте 9 настоящих Правил.

ru · official · sha256:aa1c1d954952224bfad811560c8895b22b4a712691f0c5a233d58efb213762e2RU

91. В период добычи углеводородов допускается проведение доизучения (доразведки) участка добычи с целью уточнения геологического строения и запасов месторождения углеводородов.

ru · official · sha256:350a36e51ea8f081d04bfdc0309cc07e7f2b1ae1463e8563afbcee7ceeba9aceRU

92. В случае проведения доразведки участка добычи, в рамках которой обнаружена новая залежь или участки залежи, допускается проведение испытания выявленных продуктивных пластов, на условиях, предусмотренных при испытании объектов в скважине при разведке углеводородов.

ru · official · sha256:13b04b70abad296c3f8d0016497273cb9def7a8541ff26212dc498a1060a2af6RU

93. Работы по доразведке проводятся в соответствии с проектом разработки месторождения углеводородов. В случае, если при этом недропользователем на участке добычи обнаружена новая залежь, ее разработка производится в соответствии с дополнением к проекту разработки месторождения после подсчета запасов и утверждения их в установленном порядке.

ru · official · sha256:cdff8eeaf0bf332947bce2748109fec9a823b82d11de75aba4907cb277df89adRU

94. Для промышленной разработки месторождений углеводородов составляются также технические проектные документы, которые основываются на проекте разработки месторождения.

ru · official · sha256:55b22ba92f2343652d623f6f185fdd3446ab932a585f80b07489d1883f56d85cRU

95. Изменения и (или) дополнения, вносимые в проект разработки месторождения, затрагивающие параметры составленных на их основе технических проектных документов, влекут необходимость внесения изменений и (или) дополнений в соответствующие технические проектные документы.

ru · official · sha256:0360e170a3fb92f3c4aec31ed59653b8ab59e9fcabcbbe1d105956c06f1d6707RU

96. Технический проект по обустройству месторождения, согласно Кодексу составляется на основе проекта пробной эксплуатации, проекта разработки месторождения или анализа разработки месторождения в соответствии с требованиями соответствующего уполномоченного органа в области строительства.

ru · official · sha256:3f34459d540960c65dd7cc8ba2978b8cfa81fb1d0b8fd0f84ffe23f3a2803b9aRU

97. Обустройство месторождения предусматривает строительство промысловых и иных объектов, необходимых для добычи, подготовки, хранения и транспортировки углеводородов от места добычи и хранения до места перевалки в магистральный трубопровод и (или) на другой вид транспорта.

ru · official · sha256:077da9ff22bc9a14bc11e8eb98d154e3d8deed4f9b28ac456e768309bfb4ef27RU

98. При проектировании и строительстве объектов обустройства месторождения углеводородов должны соблюдаться меры по безопасному функционированию этих объектов, локализации и минимизации последствий возможных аварийных ситуаций.

ru · official · sha256:42d17d464d69adfcc87c7b2a8c37d32972061a3ed1bb90471b71c02370ec79b5RU

99. Запрещается проведение работ по добыче углеводородов, не указанных в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте разработки месторождения, а также при отсутствии такого проекта. Положение части первой настоящего пункта не распространяется на операции по добыче углеводородов, осуществляемые в процессе пробной эксплуатации.

Referencing norms: RabotyPoDobycheVneProekta

ru · official · sha256:0ee20c89a31fcfb65e9775aed1d7168bcf2f98d7d4a11d3c18da5d7a805f297aRU

РАЗДЕЛ I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ru · official · sha256:607de6602a952a4ae31140469de863d83e39684eacd496f934228629de177dbaRU

Глава 8. ПОДСЧЕТ (ОПЕРАТИВНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:f36cb0e47211200cb3916427042035564195c9cb88ba4cdfcb3f6a499917a158RU

Глава 9. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:64e3971a19353c30541d5e0046847ea0e195cd63f13156353899ccc17597e435RU

Глава 10. ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:c52056d5f1df1a72be75bac3fa857a2d4beaa50be9f9293f6b087527b7d822a4RU

Глава 11. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:f1d65f39796275f509bbb378afe15196df9026644b675ed5220b2b64d11e5be0RU

Глава 12. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:989691ec3089c08ac7204a986c12affe98fe072b8d88b56ae265970afc7ffc2cRU

Глава 13. КОНСТРУКЦИИ И БУРЕНИЕ СКВАЖИН, ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ

ru · official · sha256:3723b3a6c2f19fda048e54330d288d51ae348ea414ef30ea95e594bf3b329f0eRU

Глава 14. НАЗНАЧЕНИЕ СКВАЖИН

ru · official · sha256:4927640ca522c2bcd11c34e3f7c6f56edbf826254a063102f4552d6d2913bfafRU

Глава 15. ПОРЯДОК ОСВОЕНИЯ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

ru · official · sha256:4bd887c6d8f516a750fa9b9b3b1d6184d7d305f5f7b7d3a5dd201c368261fc2fRU

Глава 16. Эксплуатация поисковых, оценочных, добывающих и нагнетательных скважин

ru · official · sha256:7821feedac8a8f91c93eacd3573095b4ed5c723e00719a9d2c478300d2285d17RU

Глава 17. ПОРЯДОК УСТАНОВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

ru · official · sha256:246b161464b9c9919d4a40b45d04936426fb3c437d4cca2c906f024d0d2801e6RU

Глава 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ru · official · sha256:2afd7c7d1906a0f2cef39ee81097e6861842baff9d8075ab95d327e776f1e620RU

Глава 18. МОНИТОРИНГ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:b57fff4af33cedfa0d0a1ba4299ebe55422530a91602b0e4397c176358fce09eRU

Глава 19. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:6eb65a7417c57fb9d05ff354dd87a3ea3ec5a30a957cc8551fc44e3a45dace5eRU

Глава 20. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗВЕДКЕ, РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:580bed343af36fbf035243175bf6f2c41cd377fe6eeb62e1df5b936498c6f9bcRU

РАЗДЕЛ III. ДОБЫЧА УРАНА ПРИЛОЖЕНИЯ К ЕДИНЫМ ПРАВИЛАМ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ И КОМПЛЕКСНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР.

ru · official · sha256:3dfe7699542a6a148e17ea47fd028b0114da46e1e9c0a4a454669b81ee1324aaRU

РАЗДЕЛ II. РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:ba722c14fc9b4c35cece7b1f269e3d2ba3a27e2d3f2a1d43bf0b223c1dfc51a0RU

Глава 2. ТИПЫ И ВИДЫ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:8a63d5713a7e14d02b9209dd777b94c030ba75996d1b4e29819b0d9e58214038RU

Глава 3. ПОРЯДОК РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:d75a13f8ed6911bee10c3d922245c21e2d6cdd0e3cf821dbf1ea18c7e4315b1dRU

Глава 4. ПРОЕКТ РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

ru · official · sha256:287822f9636d8d60108e538376d55cbbdc297374657d826a4677ac6bf8a6f541RU

Глава 5. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗВЕДКЕ УГЛЕВОДОРОДОВ

ru · official · sha256:74ffa9d8928188b4765d5dd6ef61712b80ba3b1de2aa2dfceb8c718fb389f3bfRU

Глава 6. ПРОЕКТ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ (СОВОКУПНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ)

ru · official · sha256:36b38c396bcaa2b9ed56387be4ad6d15f5278682ef1bbd67c225e05921352f5cRU

Глава 7. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ (СОВОКУПНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ)

ru · official · sha256:2f5b12dc8a28e7e04d17b12c02a799b251c3b6562edc54cb21cba2744ef17a24RU

В соответствии с пунктом 11 статьи 121 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЮ:

ru · official · sha256:7b8e81ef381a4445c0711db23ec732e2647c1c8b8d737957475d8ad3c1a205caRU

1. Утвердить прилагаемые Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр.

ru · official · sha256:bdb86d4d1028fdcec86b4fd1f73a4b0a4ddd13854b70b769c5407d57ff82ecadRU

2. Департаменту развития нефтяной промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить: 1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан; 2) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его копии в бумажном и электронном виде на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан; 3) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания; 4) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования; 5) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2), 3) и 4) настоящего пункта.

ru · official · sha256:139766a2383c3afef03b05737399f38fde2542262c4b5e8dd935c733e8ce08d3RU

4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

ru · official · sha256:1564af4ae0f57080edc70a35ffb0395b9240fad2a17336e15449ced8f068282fRU

5. Настоящий приказ вводится в действие с 29 июня 2018 года и подлежит официальному опубликованию. Министр энергетики Республики Казахстан К. Бозумбаев "СОГЛАСОВАН" Министр по инвестициям и развитию Республики Казахстан _____________ Ж. Касымбек 18 июня 2018 года "СОГЛАСОВАН" Министр финансов Республики Казахстан _____________ Б. Султанов 20 июня 2018 года "СОГЛАСОВАН" Министр национальной экономики Республики Казахстан _____________ Т. Сулейменов 19 июня 2018 года

ru · official · sha256:ea08c097f5dee5a41cb627cbc06a6326f536e156367ad99d7f9b829d7f38202bRU

Утверждены приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года № 239 Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр