Акт введення родовища в експлуатацію

На нашому інтернет-ресурсі Ви можете отримати відповіді на будь-які категорії юридичних питань, зокрема, але не виключно: реєстрація права власності на нерухомість, реєстрація права власності на квартири та житлові будинки, реєстрація договорів оренди земельних ділянок, реєстрація оренди житловими та нежитловими приміщеннями, спадкування, реєстрація фізичних осіб-підприємців та юридичних осіб, припинення, реорганізація суб'єктів підприємницької діяльності, вирішення трудових спорів, порядок та особливості сплати аліментів, розлучення (розірвання шлюбу) в судовому порядку, спори з банками та іншими фінансовими установами;земельні спори, тощо. Юридична консультація надається також і за галузями права, зокрема: Адміністративне, Цивільне, Сімейне, Господарське, Банківське, Податкове, Трудове, Земельне.

Консультації юристів, адвокатів, бухгалтерів  на нашому сайті є абсолютно безкоштовна.

Бажаєте отримати безкоштовну консультацію юриста, адвоката чи бухгалтера або не знайшли на сайті цікавлячого Вас акту чи хочете поділитися зразком акту з сайтом? - напишіть нам про це в розділі контакти.

Введення в експлуатацію - будинки, реконструкції, розширення, перепланування, комплекс послуг. Введення в експлуатацію нерухомості, земельних ділянок, отримання декларації про початок будівництва.

− ЗАТВЕРДЖЕНО

− Наказ Міністерства палива

− та енергетики України

− №_____ від „ ___” _________ 2005 р.

− ПРАВИЛА

− розробки родовищ нафти та газу

− 1. Сфера застосування

− Ці Правила є керівним документом для всіх надрокористувачів, науково-дослідних і проектних інститутів, органів виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці, та інших організацій при проведенні робіт, пов’язаних з розвідкою, проектуванням розробки і облаштування, розбурюванням і розробкою родовищ вуглеводнів, будівництвом і експлуатацією свердловин та інших промислових споруд.

− Дотримання даних Правил обов’язкове для всіх підприємств і організацій, які здійснюють розвідку, проектування розробки і облаштування, розбурювання і розробку родовищ вуглеводнів, будівництво і експлуатацію свердловин та інших промислових споруд як на суші, так і на морі, регламентують діяльність і відносини, які виникають в процесі діяльності при користуванні нафтогазоносними надрами.

− 2. Нормативні посилання

− У Правилах є посилання на такі закони та нормативні документи:

− Кодекс України “Про надра”;

− Екологічний Кодекс України;

− Закон України “Про нафту і газ”;

− Закон України “Про охорону навколишнього природного середовища”;

− ГСТУ 41-00032626-00-016-2000 Дослідно-промислова розробка нафтових, газових і газоконденсатних родовищ;

− ГСТУ 41-00032626-00-007-97 Охорона довкілля. Спорудження розвідувальних і експлуатаційних свердловин на нафту і газ на суші;

− ГСТУ 320.00013741.017-2002. Розвідка (дорозвідка) та облаштування родовищ нафти і газу. Складові елементи видів робіт і об’єкти будівництва;

− ДБН А.2.2-1-2003 Проектування. Склад і зміст матеріалів оцінки впливів на навколишне середовище (ОВНС) при проектуванні і будівництві підприємств, будинків і споруд. Основні положенння проектування;

− ДНАОП 1.1.21-1.20-03 Правила безпеки у нафтогазовидобувній промисловості України, затверджені наказом Держнаглядохоронпраці України від 19.12.03 № 258;

− ГОСТ 12.1.007-76 Вредные вещества. Класификация и общие требования безопасности (Шкідливі речовини. Класифікація та загальні вимоги безпеки);

− Інструкція із застосування класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до реолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затверджена наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин 10.07.98 № 46;

− Положення про порядок організації та виконання дослідно-промислової розробки родовищ корисних копалин загальнодержавного значення, затверджене наказом Міністерства екології та природних ресурсів України 03.03.03 № 34/м;

− Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе СССР (Правила безпеки при розвідці та розробці нафтових і газових родовищ на континентальному шельфі СССР), утвержденных Госгортехнадзором СССР 03.05.87;

− Положение о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение (Положення про порядок ліквідації нафтових, газових та інших свердловин і списання витрат на їх спорудження), утвержденное постановлением Госгортехнадзором СССР 08.02.83 № 2;

− РД 39-2-1182-84 Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, структурных структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации (Інструкція з облаштування устя та стволів опорних, параметричних, пошукових, розвідувальних, експлуатаційних, спостережних, структурних, структурно-геохімічних та спеціальних свердловин при їх ліквідації або консервації) утвержденная Госгортехнадзором СССР от 14.11.84;

− Положение о переводе нефтяных, газовых, нагнетательных и контрольных скважин на другие горизонты (Положення про переведення нафтових, газових, нагнітальних та контрольних свердловин на інші горизонти), утвержденное постановлением Госгортехнадзором СССР от 17.10.86 № 33.

− 3. Терміни і визначення

− У Правилах наведені нижче терміни вживаються у такому значенні:

− Надрокористувач (користувач нафтогазоносними надрами) – юридична або фізична особа, що має спеціальний дозвіл (ліцензію) на користування нафтогазоносними надрами з метою пошуку та розвідки родовищ нафти і газу, видобутку нафти і газу, або їх зберігання, повернення (захоронення) супутніх пластових і стічних вод, інших відходів, що видобуваються в процесі розвідки і розробки родовищ нафти і газу.

− Поклад нафти і газу (поклад вуглеводнів) – одиничне природне скупчення нафти і газу в надрах.

− Родовище нафти і газу (родовище вуглеводнів) – природне скупчення нафти і газу, що складається з одного чи кількох окремих покладів.

− Розробка родовища – технологічний процес вилучення з родовища нафти і газу та супутніх їм компонентів, який складається з двох послідовних етапів – дослідно-промислової та промислової розробки родовищ і здійснюється на основі відповідних проектних документів.

− Геологічне вивчення нафтогазоносності надр (пошуки, розвідка родовищ) – комплекс робіт (геологічне знімання, геофізичні, геохімічні, аерокосмогеологічні дослідження, прямі пошуки, буріння і випробування свердловин, дослідно-промислова розробка, підрахунок запасів нафти, газу, конденсату та супутніх компонентів, науково-дослідні і тематичні роботи, їх аналіз та узагальнення), що проводяться з метою вивчення геологічної будови і нафтогазоносності надр.

− Нафта – корисна копалина, яка являє собою суміш вуглеводнів метанової, нафтенової та ароматичної груп та не вуглеводневих компонентів, перебуває в рідкому стані за пластових умов і не є товарною продукцією.

− Газ природний горючий вільний – корисна копалина, яка являє собою суміш вуглеводнів та не вуглеводневих компонентів, перебуває в газоподібному стані за пластових умов і не є товарною продукцією.

− Конденсат (газовий конденсат) – природна суміш вуглеводневих сполук (С5+), які перебувають у вільному газі в пароподібному стані початкових пластових термобаричних умов, переходять в рідку фазу в разі зниження термобаричних умов, і не є товарною продукцією.

− Початковий пластовий тиск – величина тиску в продуктивному пласті до початку його розробки, при першому його випробуванні.

− Газ розчинений – корисна копалина, яка являє собою суміш вуглеводнів та не вуглеводневих компонентів, за пластових умов (пластовому тиску і пластовій температурі) розчинена в рідкому пластовому флюїді і не є товарною продукцією.

− Пробна (дослідна), дослідно-промислова експлуатація свердловин – видобуток обмеженої кількості нафти і газу із свердловин з метою визначення її промислової цінності, гірничо-геологічних та технологічних параметрів ділянки покладу (родовища).

− Дослідно-промислова розробка родовища (покладу), як перший етап розробки – це стадія геологічного вивчення родовища (покладу), на якій здійснюється видобуток з родовища обмеженої кількості вуглеводнів з метою визначення його промислової цінності, уточнення гірничо-геологічних та технологічних параметрів, необхідних для підрахунку запасів нафти, газу і супутніх компонентів та обґрунтування (вибору) раціонального методу (технології) промислової розробки родовища.

− Авторський нагляд за реалізацією проектів і технологічних схем розробки родовищ, експлуатацією ПСГ (авторський нагляд) – науково-дослідна робота, яку проводять, як правило, автори технологічних проектних документів на розробку родовищ (технологічних схем і проектів) на протязі їх розробки з метою аналізу відповідності фактичних показників прийнятим в проектах на розробку та видачі рекомендацій по обсягах видобутку вуглеводнів з родовищ на ближню перспективу.

− Вплив на поклади вуглеводнів – штучне внесення в поклад шляхом нагнітання через спеціальні свердловини додаткових видів енергії або робочих агентів, при необхідності зміни властивостей пластових флюїдів і колектора.

− Система підтримання пластового тиску покладів – сукупність заходів для розробки вуглеводнів з підтриманням пластового тиску на рівні, більшому, ніж при розробці на виснаження.

− Видобувні запаси нафти, конденсату, газу (вільного і розчиненого) – частина запасів нафти з розчиненим в ній газом, газу з розчиненим в ньому конденсатом, видобуток і переробка яких на товарну продукцію є економічно доцільними за умови раціонального використання сучасних технічних засобів і технологій та дотримання вимог щодо охорони надр та навколишнього природного середовища.

− Підготовленість родовища нафти і газу до промислового освоєння – позитивна економічна ефективність запроектованого технологічного процесу вилучення з родовища нафти, газу та супутніх їм компонентів після завершення геологічного вивчення родовища, затвердження у встановленому порядку запасів нафти, газу і супутніх компонентів.

− Агенти для впливу на поклади нафти і газу – агенти, які використовуються для:

− закачки в нафтові, газові поклади з метою більш повного вилучення нафти, газу, конденсату;

− ізоляції припливу пластових вод в свердловинах;

− проведення технологічних операцій по відновленню свердловин.

− Застосовують такі агенти: води прісні, солоні (супутньо-пластові, пластові, промислові, стічні або їх суміші), нагріті і не нагріті, з добавками поверхнево-активних речовин, лугів, кислот, полімерів або без них, вуглеводневі і не вуглеводневі гази, газоводяні суміші, конденсат, пара, повітря, тощо.

− 4. Позначення та скорочення

− БСВ – бурові стічні води.

− ВНК – водонафтовий контакт.

− ГВК – газоводяний контакт.

− ГДС – геофізичні дослідження свердловин.

− ГЕО-1 – детальна геолого-економічна оцінка.

− ГЕО-2 – попередня геолого-економічна оцінка.

− ГЕО-3 – початкова геолого-економічна оцінка.

− ГЗУ – групова замірна установка.

− ГНК – газонафтовий контакт.

− ГРП – газорозподільний пункт.

− ГСТУ – галузевий стандарт України.

− ДБН – державні будівельні норми.

− ДВЗ – двигун внутрішнього згорання.

− ДКЗ – державна комісія по запасах корисних копалин.

− ДКС – дотискувальна компресорна станція.

− ДПР – дослідно-промислова розробка.

− ДСТУ – державний стандарт України.

− ІННК – імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж.

− ККД – коефіцієнт корисної дії.

− КС – компресорна станція.

− МПТ – метод падіння пластового тиску.

− НКТ – насосно-компресорні труби.

− ОВНС – оцінка впливу на навколишнє середовище.

− ОРЕ – обладнання для одночасно-роздільної експлуатації свердловин.

− ОРЗ – обладнання для одночасно-роздільного закачування робочих агентів.

− ОПЗ – обробка присвердловинної зони пласта.

− ПАР – поверхнево-активна речовина.

− ППТ – підтримання пластового тиску.

− ПСГ – підземне сховище газу.

− ПСН – підземне сховище нафти, нафтопродуктів.

− РК – радіоактивний каротаж.

− УКПГ – установка комплексної підготовки газу.

− УКПН – установка комплексної підготовки нафти.

− УППГ – установка попередньої підготовки газу.

− УППН – установка попередньої підготовки нафти.

− ЦКР – Центральна комісія з питань розробки нафтових, газових, газоконденсатних родовищ та експлуатації підземних сховищ газу.

− ЦНДВР – цех науково-дослідних і виробничих робіт.

− ЦНДЛ – центральна науково-дослідна лабораторія.

− 1 ПІДГОТОВКА РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ ДО РОЗРОБКИ

− 1.1 Класифікація родовищ (покладів) нафти і газу

− 1.1.1 За початковим фазовим станом і складом основних вуглеводнів в пластових умовах поклади вуглеводнів ділять на однофазові і двофазові.

− До однофазових покладів відносяться:

− нафтові поклади;

− газові поклади;

− газоконденсатні поклади.

− До двофазових покладів відносяться поклади, в поровому просторі яких у різних співвідношеннях скупчені нафта з розчиненим газом і вільний газ з розчиненим конденсатом. Скупчення нафти і вільного газу характеризується об’ємами пор, які вони займають в пластових умовах і визначаються величинами підрахованих запасів.

− В залежності від співвідношення   =  – об’єму нафтонасиченої частини покладу   до об’єму всього покладу  , двофазові поклади ділять на:

− нафтові з газовою (газоконденсатною) шапкою ( ≥ 0,75);  

− газонафтові чи газоконденсатонафтові (0,5 ≤   < 0,75); 

− нафтогазові чи нафтогазоконденсатні (0,25 ≤   < 0,50); 

− газові чи газоконденсатні з нафтовою облямівкою (  < 0,25).

− В залежності від того, які запаси в двофазових покладах переважають, визначають назву покладу.

− 1.1.2 Однофазові і двофазові поклади характеризуються різними фізико-хіміч¬ними властивостями вуглеводнів, різною геологічною будовою і різними фізичними властивостями колекторів.

− За величиною в’язкості нафти в пластових умовах нафтові поклади ділять на чотири групи:

− 1  поклади малов’язкої нафти, з в’язкістю нафти  н.пл. ≤ 5 мПас;

− 2  поклади середньов’язкої нафти, з в’язкістю нафти 5<  н.пл. ≤ 10 мПас;

− 3  поклади в’язкої нафти, з в’язкістю нафти 10 <  н.пл. ≤ 30 мПас;

− 4  поклади високов’язкої нафти, з в’язкістю нафти  н.пл. > 30 мПа·с.

− За величиною проникності колектора нафтові і газові поклади ділять на три групи:

− 1  низькопроникні – проникністю k ≤ 0,05 мкм2;

− 2  середньопроникні – з проникністю 0,05 < k ≤ 0,15 мкм2;

− 3  високопроникні – з проникністю k  0.15 мкм2.

− За вмістом стабільного конденсату (С5+) газоконденсатні поклади ділять на п’ять груп:

− 1 – з незначним вмістом стабільного конденсату (q к ≤ 10 см3/м3);

− 2  з малим вмістом стабільного конденсату (10  q к ≤ 150 см3/м3);

− 3  з середнім вмістом стабільного конденсату (150 q к ≤ 300 см3/м3);

− 4  високим вмістом стабільного конденсату (300  q к ≤ 600 см3/м3);

− 5  з дуже високим вмістом стабільного конденсату (q к  600 см3/м3).

− За максимально можливим робочим дебітом нафтові свердловини ділять на п’ять груп:

− 1 – низькодебітні, з дебітом qн ≤ 5 т/добу;

− 2 – малодебітні, з дебітом 5 < qн ≤ 15 т/добу;

− 3 – середньодебітні, з дебітом 15 < qн ≤ 25 т/добу;

− 4 – високодебітні, з дебітом 25 < qн ≤ 200 т/добу;

− 5 – надвисокодебітні, з дебітом qн > 200 т/добу.

− За максимально можливим робочим дебітом газові свердловини ділять на п’ять груп:

− 1 – низькодебітні, з дебітом qг ≤ 25 тис.м3/добу, 

− 2 – малодебітні, з дебітом 25 < qг ≤ 100 тис.м3/добу,

− 3 – середньодебітні, з дебітом 100 < qг ≤ 500 тис.м3/добу,

− 4 – високодебітні, з дебітом 500 < qг ≤ 1000 тис.м3/добу,

− 5 – надвисокодебітні, з дебітом qг > 1000 тис.м3/добу.

− 1.1.3 За складністю геологічної будови, поклади ділять на прості, складні, дуже складні.

− Поклади простої будови приурочені до тектонічно непорушених або слабопорушених структур, продуктивні пласти яких містять однофазові флюїди, характеризуються витриманістю товщин і колекторських властивостей в просторі (коефіцієнт пі-щаності > 0,7, коефіцієнт розчленування < 2,6).

− Поклади складної будови містять одно - або двофазові флюїди, характеризуються невитриманістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів в просторі, наявністю літологічних заміщень чи тектонічних порушень (коефіцієнт піщаності < 0,7, коефіцієнт розчленування > 2,6).

− Поклади дуже складної будови характеризуються наявністю багатофазових флюїдів, літологічних заміщень, тектонічних порушень, а також невитриманістю товщин та колекторських властивостей продуктивних пластів.

− До покладів складної і дуже складної будови відносять газонафтові і нафтогазові поклади, в яких нафта в підгазових зонах підстеляється підошовною водою і в яких нафта залягає у вигляді тонких (вузьких) облямівок у неоднорідних пластах.

− 1.1.4 За величиною видобувних запасів нафти і газу нафтові та газові родовища ділять на:

− – дуже дрібні, із запасами нафти до 1 млн.т, із запасами газу до 1 млрд.м3;

− – дрібні, із запасами нафти 1– 5 млн. т, із запасами газу 1 – 5 млрд.м3;

− – невеликі, із запасами нафти 5 – 10 млн.т, із запасами газу 5 – 10 млрд.м3;

− – середні, із запасами нафти 10 – 30 млн.т, із запасами газу 10 – 30 млрд.м3;

− – великі, із запасами нафти 30 – 100 млн.т, із запасами газу 30 – 100 млрд.м3;

− – крупні, із запасами нафти 100 – 300 млн.т, із запасами газу 100 – 300 млрд.м3;

− – унікальні, із запасами нафти понад 300 млн.т, із запасами газу понад 300 млрд.м3.

− 1.2 Категорії свердловин

− За призначенням свердловини діляться на такі категорії: параметричні, пошукові, розвідувальні та експлуатаційні.

− 1.2.1 Параметричними називаються свердловини, які буряться на етапі пошуково-розвідувальних робіт з метою уточнення геолого-геофізичних параметрів розрізів для використання їх при обробці матеріалів геофізичних зйомок та виявлення порід-колекторів та покришок, оцінки перспектив нафтогазоносності районів та площ.

− 1.2.2 Пошуковими називаються свердловини, які буряться для пошуку нових покладів нафти і газу. 

− 1.2.3 Розвідувальними називаються свердловини, які буряться на площах з встановленою промисловою нафтогазоносністю з метою підготовки запасів нафти і газу промислових категорій та вихідних даних для складання технологічної схеми (проекту) розробки покладу чи родовища.

− 1.2.4 Експлуатаційними називаються свердловини, які буряться на покладах (родовищах), підготовлених до ДПР та промислової розробки. Буріння експлуатаційних свердловин здійснюється за проектами дослідно-промислової розробки, технологічними схемами (проектами) розробки покладів.

− До експлуатаційних свердловин відносять:

− видобувні та нагнітальні свердловини, в тому числі випереджувальні на стадії ДПР,

− контрольні (спостережні, п’єзометричні) свердловини,

− оціночні, оціночно-експлуатаційні свердловини,

− спеціальні (водозабірні, поглинальні) свердловини,

− свердловини-дублери.

− Фонд експлуатаційних свердловин покладу формується на протязі всього періоду розробки покладу за рахунок основного фонду свердловин, буріння яких здійснюється, головним чином, на ранній стадії розробки покладу, а їх кількість та місцеположення передбачені технологічною схемою або проектом (ДПР, розробки), а також резервного фонду свердловин, необхідність буріння і місцеположення яких визначається надрокористувачем разом з проектною організацією в процесі розбурювання родовища.

− 1.2.5 Видобувні (нафтові і газові) свердловини буряться з метою вилучення із покладу нафти, газу, конденсату та інших супутніх компонентів.

− В залежності від способу підйому рідини видобувні свердловини ділять на фонтанні, газліфтні, насосні.

− 1.2.6 Нагнітальні свердловини буряться з метою впливу на продуктивні пласти шляхом закачування в них робочих агентів (води, газу, пари та інших). В залежності від прийнятої системи впливу, нагнітальні свердловини можуть бути законтурними, приконтурними, внутрішньоконтурними.

− У процесі розробки покладу у фонд нагнітальних свердловин, з метою удосконалення чи зміни системи впливу на продуктивні пласти, можуть переводитися видобувні свердловини за умови, що вони виконали своє призначення як видобувні і відповідають вимогам нагнітальних свердловин.

− Частина нагнітальних свердловин з технологічних причин може тимчасово використовуватися як видобувні.

− 1.2.7 Резервні свердловини буряться з метою залучення в розробку окремих лінз, зон виклинювання і застійних зон, які не залучаються в розробку свердловинами основного фонду в межах контуру їх розташування.

− Кількість резервних свердловин обґрунтовується в проектних документах з урахуванням характеру і ступеня неоднорідності продуктивних пластів (їх перервності), кількості свердловин основного фонду і т. інше.

− Для заміни фактично ліквідованих через фізичний знос чи з технічних причин видобувних та нагнітальних свердловин буряться свердловини-дублери. 

− Буріння і введення свердловин-дублерів обґрунтовується техніко-економічними розрахунками.

− 1.2.8 Контрольні (спостережні, п’єзометричні) свердловини буряться для здійснення контролю за розробкою родовищ (покладів):

− спостережні – для періодичного спостереження за зміною положення водонафтового, газонафтового і газоводяного контактів, за зміною нафтогазоводонасиченості пласта в процесі розробки покладу, за зміною пластового тиску в газовій шапці, нафтовій та газовій зонах пласта;

− п’єзометричні – для систематичного заміру пластового тиску в законтурній області.

− Кількість і місцеположення контрольних свердловин визначається в проектних документах розробки покладу (родовища).

− 1.2.9 Оціночні, оціночно-експлуатаційні свердловини буряться на родовищах (покладах), які вводяться або введені в дослідно-промислову розробку з метою уточнення параметрів і режиму роботи пластів, їх продуктивної характеристики і запасів вуглеводнів за методом матеріального балансу (падіння пластового тиску), а також в процесі промислової розробки родовищ для уточнення продуктивної характеристики і запасів вуглеводнів окремих ділянок покладу.

− 1.2.10 Спеціальні свердловини буряться для видобування технічної води (водозабірні свердловини), повернення супутньо-пластових і стічних вод в підземні водоносні горизонти (поглинальні свердловини), закачування газу в пласти з метою підземного зберігання газу, ліквідації відкритих фонтанів, дегазації території.

− Водозабірні свердловини призначаються для водопостачання при заводненні покладів, при бурінні свердловин і забезпечення питною водою.

− Поглинальні свердловини призначаються для закачування (повернення) супутніх пластових вод і промислових стічних вод в підземні водоносні горизонти, які гідродинамічно не пов’язані з горизонтами питних вод.

− Дегазаційні свердловини призначаються для дегазації приповерхневих прошарків на території родовищ нафти і газу в разі їх загазованості.

− 1.2.11 Крім того, у фонді свердловин нафтогазовидобувних підприємств числяться ліквідовані та законсервовані свердловини, оформлені відповідно до чинних ГСТУ і положень про ліквідацію та консервацію свердловин. 

− До законсервованих відносяться свердловини (незалежно від їх призначення), які не працюють в зв’язку з недоцільністю або тимчасовою неможливістю їх експлуатації.

− 1.2.12 Експлуатаційний фонд видобувних, нагнітальних свердловин складається з:

− діючих видобувних, нагнітальних свердловин;

− недіючих видобувних, нагнітальних свердловин.

− До діючих видобувних та нагнітальних свердловин відносять свердловини, які в звітному періоді (місяці) давали продукцію, в які закачувалися робочі агенти незалежно від тривалості їх роботи в цьому періоді.

− В окремих випадках, до діючих можуть відноситись свердловини, які у звітному періоді (місяці) деякий час не працювали у зв’язку із зупиненням для проведення досліджень з метою регулювання розробки та проведення експериментальних робіт, пов’язаних з технологією розробки покладу.

− До недіючих видобувних та нагнітальних свердловин відносять свердловини, які в звітному періоді (місяці) не давали продукцію, в які не закачувалися робочі агенти. До них відносяться свердловини, які знаходяться в капітальному (поточному) ремонті, очікують капітального (поточного) ремонту після експлуатації, а також свердловини, які знаходяться в освоєнні і облаштуванні після завершення їх будівництва за умови, що вони прийняті на баланс нафтогазовидобувного підприємства.

− Характеристика фонду свердловин дається згідно з встановленою для нафто¬газової галузі формою звітності.

− 1.3 Підготовленість родовищ (покладів) нафти і газу до промислового освоєння

− 1.3.1 За ступенем підготовленості до промислового освоєння родовища (поклади) нафти і газу поділяються на:

− підготовлені до проведення дослідно-промислової розробки з метою отримання вихідних даних для детальної геолого-економічної оцінки запасів;

− підготовлені до промислового освоєння з метою видобутку вуглеводнів. 

− 1.3.2 Родовища (поклади) нафти і газу вважаються підготовленими до проведення дослідно-промислової розробки, якщо складена та затверджена в установленому порядку проектна документація, отриманий дозвіл на проведення ДПР.

− 1.3.3 Розвідані родовища (поклади) нафти і газу вважаються підготовленими до промислового освоєння, якщо:

− 1.3.3.1 Балансові розвідані та попередньо розвідані запаси нафти і газу та супутніх корисних компонентів, що мають промислове значення, затверджені ДКЗ України.

− 1.3.3.2 Встановлено обсяги загальних запасів і ресурсів вуглеводнів у межах родовища (покладу) згідно із ступенем їхнього геологічного вивчення; запасів і ресурсів розташованих поруч родовищ, що не розробляються, які, при необхідності, можна врахувати для проектування нафтогазовидобувного підприємства і перспектив його розвитку.

− 1.3.3.3 Визначено можливість розробки покладів без шкоди для інших покладів нафти і газу, які залишаються у надрах.

− 1.3.3.4 Визначено і оцінено небезпечні екологічні фактори, які впливають або можуть вплинути на стан надр і довкілля під час розвідки, розробки та первинної підготовки продукції, видалення відходів, а також розроблено раціональний комплекс заходів щодо охорони навколишнього природного середовища, визначено фонові параметри стану довкілля. 

− 1.3.3.5 Обґрунтовано техніко-економічними розрахунками рентабельність розробки.

− 1.3.4 Для складання проектів чи технологічних схем розробки родовищ вуглеводнів використовуються затверджені ДКЗ України балансові запаси, як детально оцінені (достовірні, клас 111), так і попередньо оцінені (вірогідні, класи 121, 122).

− 1.3.5 На введених в розробку родовищах нафти і газу проводиться дорозвідка недостатньо вивчених покладів, ділянок, розкритих свердловинами продуктивних порід, у відповідності з проектним документом.

− 1.3.6 За результатами проведеної дорозвідки родовищ (покладів) здійснюється переведення попередньо розвіданих запасів у розвідані, підрахунок (списання) і облік виявлених запасів.

− 1.4 Геолого-промислові дослідження, випробування і пробна (дослідна),

− дослідно-промислова експлуатація розвідувальних,

− оціночно-експлуатаційних свердловин

− 1.4.1 Для отримання даних, необхідних для підрахунку запасів вуглеводнів і складання технологічних схем розробки, при розвідці родовищ в кожній розвідувальній, оціночно-експлуатаційній свердловині повинен проводитися комплекс дослідних робіт з метою вивчення розрізу порід, які складають родовище, випробування і дослідження розкритих продуктивних (нафтогазоносних) пластів.

− 1.4.2 Види дослідних робіт у розвідувальних, оціночно-експлуатаційних свердловинах (відбір і лабораторні дослідження керна, глибинних і поверхневих проб пластових флюїдів, промислово-геофізичні і гідрогазодинамічні дослідження свердловин і т. ін.), обсяги і порядок їх проведення визначаються проектом розвідки родовища, проектом дослідно-промислової розробки, груповими або індивідуальними робочими проектами будівництва свердловин відповідно до вимог діючих інструкцій.

− 1.4.3 Інтервали відбору керну, випробувань, геофізичних і гідрогазодинамічних досліджень (із зазначенням їх видів) в кожній розвідувальній, оціночній (експлуатаційній) свердловині встановлюються проектом і геолого-технічним нарядом будівництва свердловин.

− 1.4.4 Під випробуванням розкритих в процесі буріння пластів слід розуміти встановлення їх нафтогазонасиченості шляхом безпосереднього відбору проб рідин і газів, які в них знаходяться, вивчення кількісного та якісного складу останніх.

− Відбір проб здійснюється в процесі буріння свердловин за допомогою випробувачів на каротажному кабелі або випробувачів пласта на трубах.

− 1.4.5 Під випробуванням розвідувальних, оціночних (експлуатаційних) свердловин належить розуміти комплекс робіт, які проводяться з метою встановлення:

− продуктивної характеристики пластів;

− початкових пластових тисків і температур, припустимих значень депресії на пласт;

− початкових положень водонафтових і газонафтових, водогазових контактів;

− геолого-фізичних характеристик продуктивних пластів; 

− складу і фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів.

− 1.4.6 Під пробною (дослідною), дослідно-промисловою експлуатацією розвідувальних, оціночних (експлуатаційних) свердловин розуміють короткочасну її експлуатацію та комплекс робіт, які проводяться з метою уточнення видобувних можливостей свердловин, складу і фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів, експлуатаційної характеристики пластів або окремих покладів (коефіцієнтів продуктивності, максимально можливих дебітів свердловин, приймальності і т. ін.), оцінки дренованих запасів за методом матеріального балансу.

− Необхідність, основні завдання і терміни проведення пробної (дослідної), дослідно-промислової експлуатації свердловин обґрунтовуються в індивідуальних планах пробної (дослідної) дослідно-промислової експлуатації з урахуванням вимог пп. 1.5.3 д, е та 1.5.8 цих Правил). Ці плани повинні передбачати проведення повного комплексу дослідницьких робіт в свердловині (в процесі експлуатації) з метою отримання геолого-промислових даних, необхідних для підрахунку запасів і проектування розробки родовища (покладу).

− Плани пробної (дослідної), дослідно-промислової експлуатації свердловин складають надрокористувачі, або спеціалізовані організації і узгоджуються з органами Держнаглядохоронпраці.

− Термін пробної (дослідної) експлуатації свердловин не повинен перевищувати одного року, а при відсутності утилізації продукції – не більше одного місяця з обов’язковим обліком вилученої з пласта продукції. В окремих випадках за узгодженням з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці термін пробної (дослідної) експлуатації окремих свердловин може бути продовжений, або, при необхідності, уточнений до початку реалізації проекту ДПР родовища (покладу).

− 1.4.7 Пробна (дослідна) експлуатація розвідувальних свердловин здійснюється безпосередньо надрокористувачем або іншим оператором нафтогазовидобутку на основі спеціального договору з надрокористувачем та під його контролем.

− 1.4.8 При випробуванні та пробній (дослідній), дослідно-промисловій експлуатації розвідувальних свердловин повинні бути забезпечені збір і облік використання нафти, газу і конденсату. Забруднення території, де знаходиться свердловина, а також навколишнього середовища (сільськогосподарських угідь, водоймищ, атмосферного повітря, лісів, ґрунтових вод) нафтою, конденсатом і газом забороняється.

− 1.4.9 Питання про використання чи ліквідацію розвідувальних свердловин, які опинилися за межами контурів нафтогазоносності, вирішуються надрокористувачами за погодженням з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 1.5 Дослідно-промислова розробка родовищ (покладів)

− 1.5.1 На заключній стадії геологічного вивчення (розвідки) родовищ нафти і газу з метою визначення їх енергетичного режиму, промислової цінності, уточнення гірничо-геологічниих та технологічних параметрів, необхідних для підрахунку запасів нафти і газу, супутніх цінних компонентів та обґрунтування вибору раціональної технології їх промислової розробки, повинна здійснюватись їх дослідно-промислова розробка (ДПР). Допускається ДПР окремих характерних блоків родовищ (покладів). 

− 1.5.2 Вихідною інформацією для складання проекту ДПР служать дані розвідки родовища, отримані в результаті випробування, дослідження, пробної експлуатації окремих розвідувальних свердловин та оперативного підрахунку запасів вуглеводнів.

− 1.5.3 В проектах ДПР обґрунтовуються основні завдання ДПР і необхідні заходи для їх виконання, а саме:

− а) кількість і місцеположення розвідувальних свердловин, які переводяться в експлуатаційний фонд;

− б) кількість і місцеположення оціночних (експлуатаційних) видобувних і нагнітальних свердловин, запроектованих для буріння в межах контуру із розвіда¬ними запасами (категорії С1), інтервали відбору керну з них;

− в) комплекс детальних сейсмічних досліджень (при необхідності), спрямованих на уточнення геологічної будови і деталізацію структурного плану, границь розповсюдження колектора, положення контурів газонафтоносності складнопобудованих продуктивних горизонтів з метою обгрунтування розташування свердловин;

− г) комплекс дослідних робіт, види геолого-промислових і геофізичних досліджень керну і пластових флюїдів з метою:

− уточнення положення ВНК, ГНК, ГВК, продуктивності видобувних свердловин; 

− оцінки приймальності води, газу нагнітальними свердловинами, оптимальних депресій (репресій);

− вивчення фільтраційно-ємкісних характеристик пластів, складу і фізико-хімічних властивостей пластових рідин і газів, фізико-гідрогазодинамічних характеристик колекторів (величин початкових нафтогазонасиченостей, залишкової нафтонасиченості при витисненні нафти водою і газом, відповідних їм значень проникностей для нафти, води і газу, залежностей коефіцієнтів фазових проникностей від насиченості);

− д) встановлення обсягів або рівнів видобутку нафти, газу, закачування води, газу, зміни початкового пластового тиску на період ДПР, припустимої депресії, які дозволяють надійно вирішити основні завдання ДПР, в т.ч. оцінку запасів за методом матеріального балансу (МПТ) та їх затвердження ДКЗ у відповідності з положенням про організації та виконання дослідно-промислової розробки родовищ корисних копалин загальнодержавного значення;

− е) встановлення в процесі ДПР допустимої величини зниження пластового тиску нижче тиску насичення для нафтових покладів, та нижче тиску початку конденсації для газоконденсатних покладів;

− є) необхідний термін ДПР. Цей термін не може бути більшим терміну, встановленого чинним законодавством (5 років) для спеціальних дозволів (ліцензій) на геологічне вивчення надр. В окремих випадках (геологічні та негативні екологічні причини), за рішенням ЦКР спеціально уповноваженого центрального органу виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі та погодженням центральним органом виконавчої влади з питань гірничого нагляду, дослідно-промислова розробка може бути продовжена за обгрунтуванням проектної організації.

− 1.5.4 Проекти ДПР є науково-дослідними проектними документами, які складаються на замовлення надрокористувачів галузевими інститутами чи іншими спеціалізованими організаціями, що мають відповідних за фахом спеціалістів, які погоджуються і затверджуються в установленому порядку чинними нормативно-правовими актами.

− 1.5.5 На основі прийнятих (затверджених) проектів ДПР складається проектно-кошторисна документація на облаштування родовища (на період ДПР), в якій мають бути розглянуті питання утилізації нафтового газу, конденсату і супутньої продукції, та на буріння свердловин.

− 1.5.6 Дослідно-промислова розробка родовища чи покладу здійснюється надрокористувачем або уповноваженим ним підприємством чи організацією при наявності спеціалізованого дозволу (ліцензії) на право здійснення такої діяльності, дозволу уповноваженого органу Держнаглядохоронпраці і затверджених в установленому порядку проекту ДПР та проекту облаштування, збудованих необхідних промислових споруд, які забезпечують сепарацію, збір, підготовку і транспорт продукції, яка видобувається, утилізацію промстоків, охорону навколишнього середовища та надр.

− 1.5.7 Види, обсяги і якість результатів дослідних робіт, які проводяться при ДПР, повинні дати відповідь на питання, сформульовані в п. 1.5.4., контролюються уповноваженими службами надрокористувача, з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 1.5.8 Дослідно-промислова розробка газоконденсатних родовищ з вмістом стабільного конденсату в пластовому газі понад 150 см3/м3 в окремих випадках допускається із зниженням пластового тиску не більше 10% від тиску початку конденсації.

− 1.6 Дослідно-промислова розробка родовищ (покладів) із застосуванням

− нових методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення

− 1.6.1 Під дослідно-промисловою розробкою родовищ нафти і газу з застосуванням нових технологій належить розуміти (в процесі ДПР) промислові випробування для конкретного родовища нової технології розробки (в тому числі підвищення нафтогазоконденсатовилучення та різних систем впливу на поклади вуглеводнів).

− Термін проведення робіт встановлюється, виходячи з можливостей реалізації технологічної схеми, але не повинен перевищувати терміни, передбачені законодавством та нормативно-правовими актами. Застосування нових технологій при проведенні ДПР родовищ, а також сама технологія повинні бути погоджені з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 1.6.2 Дослідно-промислова розробка із застосуванням нових технологій здійснюється згідно з технологічними схемами, (проектами ДПР, що включають нові технології) які складаються як для розвідувальних площ, так і для об’єктів або для їх ділянок, що знаходяться на будь-якій стадії промислової розробки.

− 1.6.3 Ділянка або поклад для проведення дослідно-промислових робіт вибирається так, щоб ці роботи, в разі отримання негативних результатів, не погіршили умови подальшої розробки покладу (родовища) або близько розташованих покладів.

− 1.6.4 В технологічній схемі дослідно-промислової розробки із застосуванням нових технологій обґрунтовуються:

− комплекс технологічних заходів впливу на пласт;

− необхідність буріння оціночних, оціночно-експлуатаційних, видобувних, нагнітальних та спеціальних свердловин, місцеположення, порядок і час їх буріння;

− потреба в спеціальному обладнанні, агентах впливу на пласт;

− обсяги видобутку вуглеводнів і закачування агента впливу на період проведення  дослідно-промислової розробки;

− комплекс досліджень з метою контролю за процесом розробки для отримання інформації про хід та ефективність здійснюваного процесу, для отримання додаткових даних про будову і геолого-фізичні властивості експлуатаційного об’єкту;

− основні вимоги до схеми промислового облаштування;

− заходи з метою охорони надр і навколишнього середовища;

− очікувана технологічна і економічна ефективність дослідно-промислових робіт.

− 1.6.5 Технологічні схеми дослідно-промислової розробки із застосуванням нових технологій складаються спеціалізованими науково-дослідними, проектними інститутами чи організаціями, які мають спеціалістів відповідної кваліфікації для виконання таких робіт, погоджуються з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці і затверджуються у встановленому чинним законодавством порядку.

− 2 ПРОМИСЛОВА РОЗРОБКА РОДОВИЩ (ПОКЛАДІВ)

− 2.1 Введення родовищ (покладів) у промислову розробку

− 2.1.1 Під промисловою розробкою родовища (покладу) нафти і газу слід розуміти технологічний процес вилучення із надр нафти, газу, конденсату і супутніх цінних компонентів для використання їх в народному господарстві при наявності дозволу ор-ганів виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 2.1.2 Введення родовища або окремого покладу нафти і газу у промислову розробку здійснюється за рішенням спеціально уповноваженого органу виконавчої влади, до відання якого віднесені питання державного регулювання в нафтогазовій галузі, на підставі обґрунтованої заяви надрокористувача.

− 2.1.3 Для введення родовища (покладу) нафти і газу у промислову розробку надрокористувач повинен мати:

− спеціальний дозвіл (ліцензію) на видобування нафти і газу;

− затверджену в установленому порядку геолого-економічну оцінку запасів родовища (покладу) за результатами розвідувальних робіт;

− акти або договори на користування земельними ділянками та акт про надання гірничого відводу для розробки родовища;

− затверджений спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі, проект розробки, або технологічний проект (схему) промислової розробки родовища (покладу), а також комплексний проект його облаштування, виконаний згідно з чинним законодавством та погоджений з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці;

− дозвіл центрального органу виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 2.1.4 У разі, якщо на території родовища нафти чи газу знаходяться родовища мінеральних вод, введення в промислову розробку родовищ нафти і газу здійснюється за спеціальним технологічним проектом, узгодженим із зацікавленими органами виконавчої влади і затвердженим Кабінетом Міністрів України.

− 2.1.5 При здійсненні промислової розробки родовищ нафти і газу необхідно:

− 2.1.5.1 Забезпечити впровадження передових вітчизняних та світових технологій і техніки видобування, збору, підготовки нафти, газу та супутніх компонентів, методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення з покладів, підтримання пластового тиску, які забезпечують раціональне використання пластової енергії і найповніше вилучення нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів із надр.

− 2.1.5.2 Не допускати вибіркової розробки найпродуктивніших ділянок родовищ (покладів), якщо це може негативно вплинути на подальшу ефективність розробки.

− 2.1.5.3 Забезпечити безумовне і своєчасне виконання всіх технологічних та технічних рішень затвердженого технологічного проекту (схеми) розробки родовища і комплексного проекту його облаштування.

− 2.1.5.4 Забезпечити достовірний облік видобування з кожної свердловини нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, а також робочих агентів, які закачані в свердловини, своєчасне подання органам управління нафтогазовидобувними підприємствами і господарськими об’єднаннями (товариствами), спеціально уповноваженому центральному органу виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі та іншим уповноваженим органам виконавчої влади форм звітності, згідно чинних нормативно-правових актів.

− 2.1.5.5 Забезпечити виконання всіх чинних стандартів, норм і правил щодо забезпечення при промисловій розробці родовищ охорони праці, екологічної безпеки, охорони надр і навколишнього середовища.

− 2.1.5.6 У випадку встановлення промислової нафтогазоносності нових горизонтів чи блоків на ліцензованій ділянці, провести необхідні роботи з метою їх дорозвідки та ДПР, апробації запасів в ДКЗ України і на основі уточнених запасів вуглеводнів внести зміни в чинні технологічні проектні документи.

− 2.1.5.7 На родовищах, розташованих в прикордонних зонах з сусідніми державами, вживати заходи для запобігання вилучення нафти і газу з території сусідніх держав. В разі виявлення таких фактів негайно повідомляти про це уповноваженим органам виконавчої влади і сприяти їм у припиненні цих дій.

− 2.1.5.8 Забезпечити повне і своєчасне виконання умов ліцензійних угод (спеціальних дозволів), надання спеціально уповноваженому центральному органу виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі встановлених звітів про господарську діяльність на ліцензованій ділянці і програм наступної діяльності.

− 2.1.5.9 Родовища нафти і газу, які державним кордоном діляться на ділянки, що територіально належать Україні і сусіднім державам, розробляються за єдиними технологічними документами, складеними в Україні і сусідніх державах, на території яких знаходиться родовище, та прийнятими в установленому законодавством порядку.

− Об’єми видобування вуглеводнів на таких ділянках родовищ здійснюється у відповідності з технологічними документами або квотами, встановленими міждержавними угодами.

− 2.1.6 Нафтове чи газове родовище (поклад), що знаходиться на території декількох ліцензованих ділянок, належить розробляти як єдине ціле на основі єдиного технологічного документу його розробки, затвердженого в установленому порядку.

− 2.1.7 Нафтове, газове родовище (поклад), що знаходиться на території підземного сховища газу, належить розробляти з урахуванням геологічної будови об’єктів, які розробляються і в які закачується газ для зберігання, контролю за станом глибинних та технологічних процесів в них.

− 2.1.8 Проектування і введення в промислову розробку родовищ нафти і газу незалежно від величини видобувних запасів, здійснюється на базі запасів, затверджених в ДКЗ України та з урахуванням поточних результатів дорозвідки родовища.

− 2.1.9 Промислова розробка газоконденсатних родовищ (покладів) з вмістом стабільного конденсату в пластовому газі понад 150 см3/м3 допускається:

− в режимі виснаження з пониженням пластового тиску до тиску початку конденсації;

− подальша розробка, як правило, продовжується в режимі ППТ, якщо це економічно доцільно, що визначається проектом розробки родовища.

− 2.1.10 Будівництво об’єктів для використання видобутого із нафтового (нафтогазового, газонафтового) родовища газу і супутніх цінних компонентів має здійснюватись одночасно з будівництвом об’єктів для збору і транспорту нафти, передбачених проектно-кошторисною документацією облаштування родовищ для промислової розробки.

− Зміна кількості експлуатаційних свердловин, в порівнянні з проектною допускається лише після її узгодження з авторами проекту і організацією, яка затверджувала проект.

− Акт на переведення свердловини на інші горизонти погоджується з органами Держнаглядохоронпраці. У випадку, коли переведеня свердловини на інші промислові горизонти приведе до змін в системі розробки, необхідно внести корективи до проекту розробки відповідних горизонтів та погодити їх з органами Держнаглядохоронпраці.

− Заміри газових факторів свердловин проводяться згідно графіку, який затверджує керівництво підприємства.

− 2.1.11 Введення в промислову розробку родовищ (покладів) нафти і газу без збору та використання розчиненого (нафтового) газу і конденсату не допускається.

− 2.1.12 Для передачі родовища в розробку утворюється комісія, склад якої затверджуєьтся спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі.

− 2.2 Проектування і реалізація систем розробки родовищ

− 2.2.1 Під системою розробки родовищ нафти і газу слід розуміти комплекс заходів з метою вилучення нафти, газу і конденсату із надр та управління цим процесом. Система розробки визначає кількість експлуатаційних об’єктів, способи впливу на пласти і темпи відбору нафти і газу з них, розташування і щільність сітки видобувних та нагнітальних свердловин, способи і режими їх експлуатації, заходи, які визначають контроль і регулювання процесу розробки, охорони надр і навколишнього середовища.

− Система розробки родовищ нафти і газу обґрунтовується в технологічних проектних документах. Рівень і обґрунтованість проектних рішень щодо системи розробки, ступінь їх практичної реалізації при розробці родовищ є факторами, які поряд з геолого-фізичними характеристиками продуктивних пластів визначають кінцеве нафтогазоконденсатовилучення пластів і техніко-економічну ефективність процесу їх розробки.

− 2.2.2 Експлуатаційним об’єктом називають продуктивний пласт або групу (пачку) пластів, виділених для одночасної розробки самостійною сіткою свердловин. Пласти, об’єднані в один об’єкт розробки, мають, як правило, єдину гідрогеологічну систему, єдиний водонафтовий, газоводяний контакт, близькі літолого-колекторські властивості продуктивних пластів, фізико-хімічні властивості і склад насичуючих їх флюїдів, ве¬личини початкових приведених пластових тисків, повинні пройти роздільне та сумісне випробування та дослідження в обсадженій експлуатаційною колоною свердловині.

− 2.2.3 Технологічними проектними документами, за якими надрокористувачі здійснюють дослідно-промислову розробку та промислову розробку родовищ нафти і газу, є:

− проекти дослідно-промислової розробки;

− уточнені проекти дослідно-промислової розробки;

− технологічні схеми дослідно-промислової розробки із застосуванням нових методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення;

− технологічні схеми промислової розробки;

− уточнені технологічні схеми промислової розробки;

− проекти промислової розробки;

− уточнені проекти промислової розробки;

− доповнення (корективи) до вище вказаних технологічних проектних документів;

− щорічні плани робіт (норми відбору).

− У технологічних проектних документах розробки родовищ має бути передбачено:

− обґрунтування виділення експлуатаційних об’єктів для самостійної розробки;

− розбурювання всього родовища (покладу);

− раціональне і ефективне використання основних фондів та затверджених запасів, нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів;

− недопущення вибіркового вироблення найбільш продуктивних пластів, відпрацювання найпродуктивніших ділянок родовища (покладу), якщо це приводить до зниження видобувних запасів вуглеводнів;

− здійснення, при необхідності, дорозвідки родовища.

− 2.2.4 Технологічні проектні документи на  розробку родовищ є науково-дослід¬ними роботами, які виконуються з урахуванням складних процесів підземної гідрогазодинаміки та фазових перетворень вуглеводнів відповідно до зміни термобаричних умов. Вони служать основою для складання проектів облаштування і реконструкції облаштування родовищ, проектів на буріння свердловин, схем розвитку і розміщення нафтогазовидобувних підприємств району, розробки річних і перспективних обсягів видобування нафти і газу, об’ємів бурових робіт і капіталовкладень. Виконання науково-дослідних робіт на розробку родовищ вуглеводнів згідно з чинними законодавчими та нормативно-правовими документами ліцензуванню не підлягають.

− 2.2.5 Уточнення чи перегляд окремих рішень і показників розробки, які не змінюють затверджених принципових положень технологічних проектних документів, може проводитися в:

− авторських наглядах за виконанням технологічних схем і проектів розробки;

− аналізах розробки, доповненнях та корективах до проектів розробки родовищ.

− 2.2.6 Технологічна схема розробки  науково-дослідний проектний документ, який визначає попередню систему промислової розробки експлуатаційного об’єкту чи декількох об’єктів родовища нафти і газу, на основі даних їх розвідки і дослідно-промислової розробки.

− Проект розробки є основним науково-дослідним проектним документом, за яким здійснюється комплекс технологічних і технічних заходів з метою вилучення нафти, газу і конденсату з надр, контроль за процесом розробки, забезпечення безпеки населення, охорони надр і навколишнього середовища.

− 2.2.7 Вихідною первинною інформацією для складання технологічних проектних документів промислової розробки родовищ є дані розвідки, підрахунку запасів, дослідно-промислової розробки.

− Відповідальність за якість і об’єм інформації, одержуваної в процесі розвідки і дослідно-промислової розробки, несе надрокористувач.

− 2.2.8 При складанні технологічних схем (проектів) слід передбачати досягнення максимального економічного ефекту, максимально можливого вилучення із пластів запасів нафти, газу, конденсату і наявних в них супутніх компонентів при дотриманні вимог діючих нормативних документів з охорони надр і навколишнього середовища та правил ведення гірничих робіт.

− Прийняті в технологічних проектних документах рішення щодо системи розробки та темпів освоєння родовищ мають передбачати прискорене впровадження науково-технічного досвіду у вітчизняну нафтогазову галузь, базуватися на застосуванні найефективнішої вітчизняної та зарубіжної технології та техніки, яка забезпечує високий стабільний рівень видобування нафти, газу і конденсату при технологічному і економічному обґрунтуванні кінцевого нафтогазоконденсатовилучення із пластів, оптимальному використанні основних виробничих фондів, матеріальних і трудових ресурсів.

− 2.2.9 В технологічних проектних документах деталізуються прийняті ДКЗ геологічна модель будови об’єктів підрахунку запасів і принципові технологічні рішення: 

− обґрунтовується система розробки покладів (родовищ);

− необхідність зміни експлуатаційних об’єктів, прийнятих ДКЗ при апробації запасів;

− режими розробки покладів та порядок їх зміни;

− порядок введення об’єктів в розробку;

− вибір способів та агентів впливу на пласти;

− системи розташування і щільності сітки видобувних та нагнітальних свердловин;

− місцеположення свердловин основного фонду, черговість їх буріння, темпи розбурювання родовища свердловинами;

− способи та режими експлуатації свердловин;

− рівні, темпи і динаміка видобування нафти, газу, конденсату і рідини із пластів, закачування в них витісняючих агентів; 

− питання підвищення ефективності систем розробки із застосуванням заводнення, закачування газу або інших агентів;

− питання, пов’язані з особливостями застосування фізико-хімічних, теплових і інших методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення із пластів;

− вибір способів та режимів експлуатації свердловин, устьового і внутрішньо-свердловинного обладнання;

− заходи щодо попередження і боротьби з ускладненнями при експлуатації видобувних свердловин;

− вимоги і рекомендації до систем збору і промислової підготовки продукції свердловин;

− необхідність і терміни введення дотискувальної компресорної станції (ДКС);

− вимоги і рекомендації до систем підтримання пластового тиску, якості закачуваних агентів і реагентів, джерел їх одержання;

− вимоги і рекомендації до конструкції свердловин і проведення бурових робіт, методів розкриття пластів і освоєння свердловин;

− заходи щодо контролю і регулювання процесу розробки;

− комплекс геофізичних і гідрогазодинамічних досліджень;

− спеціальні заходи з метою охорони надр і навколишнього середовища при бурінні і експлуатації свердловин, техніці безпеки, промсанітарії і пожежній безпеці при застосуванні методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення із пластів;

− об’єми та види робіт з метою дорозвідки родовища;

− питання, пов’язані з дослідно-промисловими випробуваннями нових технологій і технічних рішень;

− економічні показники варіантів розробки родовища.

− 2.2.10 Для нафтових родовищ, де проектується розробка із застосуванням газової чи газоводяної репресії на пласт, в технологічних проектах обґрунтовуються максимально допустимі величини газового фактора, заходи з метою контролю і регулювання процесу.

− При проектуванні розробки газонафтових та нафтогазових родовищ необхідно передбачати технології, які б забезпечували найефективнішу розробку нафтової та газової частини покладу. З цією метою в технологічних проектних документах на розробку цих покладів, поряд з іншими технологічними показниками, встановлюються рівні відбору газу із газової шапки через газові свердловини, обґрунтовуються вимоги до конструкції газових свердловин, до умов розкриття нафтової частини пласта (відстані від інтервалу перфорації до газонафтового контакту), спеціальні методи і способи контролю і регулювання, при необхідності намічається фонд спостережних свердловин.

− Для цих родовищ при наявності умов і при необхідності застосування бар’єрного заводнення складається проект (розділ проекту), в якому обґрунтовується місце розташування бар’єрного ряду і кількість нагнітальних свердловин в ньому, порядок і черговість їх освоєння, терміни створення бар’єру, методи контролю і регулювання, величини відбору газу із видобувних свердловин, розташованих в зоні бар’єрного заводнення. Експлуатація нафтовидобувних свердловин, в яких пройшов непередбачений прорив газу по пласту або по заколонному простору, забороняється. 

− 2.2.11 При складанні технологічних проектних документів для промислової розробки вибір розрахункових варіантів розробки для порівняння здійснюється з урахуванням особливостей геологічної будови, колекторських і фільтраційних характеристик продуктивних пластів, необхідності створення умов максимально можливого охоплення їх впливом і ефективного дренування, фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів, досвіду розробки покладів з подібними геологічними умовами, вимог охоро-ни надр і навколишнього середовища.

− У всіх технологічних проектних документах один із варіантів, які розглядаються, приймається за базовий варіант. Таким варіантом, як правило, має бути варіант розробки родовища на його природному режимі (без штучного впливу на поклади), або затверджений варіант розробки останнього проектного документу, уточнений в разі зміни запасів нафти, газу і конденсату.

− На родовищах з широкими водонафтовими, підгазовими та водогазовими зонами із достовірними розвіданими запасами нафти і газу промислового значення розглядаються варіанти з виділенням цих зон в самостійні об’єкти розробки. При цьому проектні рішення, що стосуються системи розробки, технології і техніки експлуатації свердловин в нафтових, водонафтових, підгазових, водогазових і газових зонах родовища мають бути взаємоув’язані.

− Для багатопластових родовищ з близькими геолого-фізичними характеристиками пластів, в разі їх об’єднання в один або декілька об’єктів, розглядаються варіанти сумісної і роздільної розробки пластів при наявності результатів їх дослідно-промислової розробки за такими ж варіантами. При виділенні декількох об’єктів мають бути взаємоув’язані системи їх розробки.

− 2.2.12 В технологічних проектних документах обґрунтовується виділення родовищ (покладів) нафти і газу з важковидобувними і виснаженими запасами за геолого-технологічними характеристиками (загальними запасами, колекторськими параметрами, умовами вилучення запасів) на підставі чинного положення та нормативних документів.

− 2.2.13 В проектах розробки обґрунтовується (при необхідності) можливість застосування вторинних і третинних методів підвищення нафтогазоконденсато¬вилучення, необхідність їх дослідно-промислових випробувань.

− При проектуванні розробки нафтових, нафтогазових, газоконденсатних і газових родовищ складаються постійно діючі геолого-технологічні моделі покладів (об’єктів) розробки.

− Прийняття основних проектних рішень і прогноз технологічних показників різних варіантів розробки родовищ нафти і газу при проектуванні здійснюється, як правило, із використанням сучасних методів комп’ютерного моделювання процесів розробки родовищ нафти і газу.

− 2.2.14 Співставлення прогнозних техніко-економічних показників в технологічних проектних документах проводиться за весь термін розробки. Цей термін відповідає терміну, коли річний вільний грошовий потік готівки набуває нульового, або останнього позитивного значення.

− 2.2.15 Рекомендований для практичного впровадження варіант вибирається шляхом порівняння техніко-економічних показників розрахункових варіантів розробки з урахуванням обгрунтованої ціни реалізації продукції.

− Технологічні проектні документи на дослідно-промислову і промислову розробку родовищ нафти і газу розглядаються вченими радами, науково-технічними (техніко-економічними) радами організації-розробника проектної документації, надрокористувача, або на спільних засіданнях рад і разом з протоколами цих розглядів надаються надрокористувачем для розгляду і затвердження ЦКР спеціально уповноваженого центрального органу виконавчої влади, до компетенції якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі.

− 2.2.16 Для забезпечення повноти вироблення запасів нафти, газу і конденсату, ефективного використання пробуреного і проектного фонду свердловин, автори технологічного проектного документу разом з службою розробки родовищ нафти і газу надрокористувачів, чи уповноважених ними нафтогазовидобувних організацій, зобов’язані уточнювати місце розташування чергових проектних свердловин за результатами раніше пробурених та поточного стану розробки покладу і вносити відповідні корегування в технологічні проектні документи в рамках авторського нагляду.

− 2.2.17 Для контролю за реалізацією та ефективністю проектних рішень проводиться авторський нагляд і аналіз поточного стану розробки родовища (покладу). Авторський нагляд за процесом розробки родовища ведеться, як правило, організацією, яка складала проектний документ або іншою спеціалізованою організацією.

− 2.2.18 При здійсненні авторського нагляду аналізується реалізація проектних рішень і відповідність фактичних основних показників розробки, прийнятих в технологічних схемах і проектах розробки (об’ємів видобутку вуглеводнів, закачування агентів, пластових тисків), розкриваються причини, які зумовили їх розходження. Даються рекомендації, спрямовані на можливість досягнення проектних показників, розглядаються пропозиції видобувних підприємств і робляться аргументовані висновки щодо обсягів робіт і очікуваних показників розробки родовищ на наступні один-два роки, обґрунтовуються, при необхідності, пропозиції щодо проведення поглибленого аналізу розробки родовищ або складання доповнень до чинних технологічних проектних документів.

− 2.2.19 Аналіз розробки здійснюється з метою поглибленого опрацювання отриманих фактичних результатів і, на базі їх, вирішення окремих принципових питань, спрямованих на вдосконалення систем розробки, підвищення їх ефективності і нафтогазоконденсатовилучення для узагальнення досвіду розробки, обґрунтування пропозицій щодо необхідності проведення перерахунку запасів нафти і газу родовища, складання нового технологічного проектного документа.

− 2.2.20 При розробці родовищ (покладів) нафти і газу допускається відхилення основних показників від проектних (по видобутку вуглеводнів, закачуванню агентів, пластовому тиску), яке в залежності від величини нормативної похибки при підрахунку запасів різних категорій (класів), згідно з Інструкцією із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затверджена наказом Державної комісії України посапасах корисних копалин 10.07.98 № 46, може складати в середньому 20 %. При більших відхиленнях технологічні проектні документи підлягають коригуванню. 

− 2.2.21 Діяльність науково-дослідних організацій і підприємств та організацій в області проектування розробки родовищ нафти і газу, включаючи питання підготовки вихідної інформації, разом з положеннями цих Правил регламентується також чинними законами України, Указами Президента, постановами та розпорядженнями Кабінету Міністрів України, чинними галузевими і міжгалузевими нормативно-технічними документами.

−

− 2.3 Порядок складання і затвердження проектних документів

для промислової розробки родовищ

− 2.3.1 Технологічні схеми та проекти розробки родовищ нафти і газу згідно з чинними керівними документами складаються на базі загальних запасів нафти і газу, затверджених ДКЗ України і, при необхідності, технічного завдання на проектування ро-зробки.

− 2.3.2 У технічному завданні вказуються узгоджені між Замовником (надрокористувачем) та Виконавцем (проектною науково-дослідною організацією) такі вихідні дані:

− рік початку введення родовища в розробку. У випадку, коли не визначений рік початку введення родовища в розробку, показники технічного завдання видаються за порядковими номерами років експлуатації;

− можливі варіанти темпів розбурювання родовища;

− можливі варіанти розробки та пропозиції щодо обсягів видобування вуглеводнів;

− обмеження, які впливають на обґрунтування способів експлуатації свердловин, устєвого і внутрішньосвердловинного обладнання, устєвих і буферних тисків, умови сепарації, підготовки нафти і газу (якщо такі обмеження існують);

− коефіцієнти використання і експлуатації свердловин;

− термін складання проектного документу;

− інші можливі обмеження.

− 2.3.3 Технічне завдання на проектування розробки (переважно для крупних об’єктів), як правило, складається з урахуванням основних положень затверджених програм (схем) розвитку нафтогазовидобувної промисловості України, прогнозу видобування нафти, газу і конденсату в районі розташування родовища, затверджених у встановленому порядку.

− 2.3.4 Складання, розгляд і затвердження технологічної проектної документації на розробку здійснюється у відповідності з регламентом та положенням ЦКР про розгляд і затвердження технологічної проектної документації для розробки родовищ нафти і газу.

− 2.3.5 Технологічні проектні документи для розробки родовищ нафти і газу складаються, як правило, спеціалізованими науково-дослідними і проектними інститутами, або іншими спеціалізованими організаціями (підприємствами), які мають відповідних фахівців для складання таких документів.

− 2.3.6 Технологічні схеми розробки складаються за даними розвідки і дослідно-промислової розробки родовищ на основі запасів нафти і газу, затверджених ДКЗ України.

− 2.3.7 Проекти розробки складаються за даними уточнених параметрів пласта, за результатами реалізації проектів ДПР, технологічних схем розробки на основі запасів нафти і газу, затверджених ДКЗ України.

− 2.3.8 Уточнені проекти складаються після реалізації принципових проектних рішень, в разі, коли відхилення фактичних показників розробки від проектних перевищують величини, встановлені нормативно-правовими актами та при зміні уявлення про геологічну модель родовища (покладу) за результатами буріння нових свердловин і додаткових польових геофізичних досліджень.

− 2.3.9 Технологічні проектні документи на розробку родовищ нафти і газу згідно п. 2.2.3 підлягають державній експертизі, погоджуються з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці та затверджу-ються на ЦКР спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до відання якого віднесені питання державного регулювання нафтогазової галузі.

− 2.3.10 Якщо власник спецдозволу порушує проектні рішення затверджених технологічних проектних документів, ЦКР має право подати клопотання перед  спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади, до відання якого віднесені питання використання природних ресурсів та геологічного вивчення надр, про позбавлення ліцензіата цього дозволу на видобування нафти і газу.

− 2.4 Обов’язки організацій-розробників технологічних проектних документів і підприємств, які їх реалізують

− 2.4.1 За процесом розробки родовища ведеться авторський нагляд за виконанням проектів (ДПР, розробки, технологічних схем та ін.), як правило організацією, яка складала проектний документ або іншою спеціалізованою організацією.

− Авторський нагляд проводиться не рідше одного разу на рік при реалізації технологічних схем, проектів ДПР і проектів розробки.

− 2.4.2 Надрокористувачі, незалежно від форми власності, які здійснюють розробку родовища (покладу), зобов’язані:

− виконувати технологічні рішення і витримувати умови розробки, передбачені затвердженим технологічним проектним документом (порядок, черговість, темпи розбурювання, терміни та об’єми введення потужностей для забезпечення впливу на поклад, збору та промислової підготовки продукції свердловин, переводу їх на механізований спосіб експлуатації, допустимі рівні вибійних та устєвих тисків і відповідні їм відбори рідини, газу);

− в разі значних (згідно з п.2.2.20) відхилень поточних фактичних показників розробки від проектних, підприємство, що розробляє родовище, зобов’язано організувати складання і затвердження доповнення (коректив) до чинного технологічного проектного документу розробки родовища та погодити їх з органами Держнаглядохоронпраці;

− забезпечувати надійний облік видобування нафти, газу, конденсату, обводненості продукції родовища, покладів і кожної свердловини, об’ємів закачуваних робочих агентів в кожну свердловину, 

− проводити в повному обсязі передбачені технологічним проектним документом заходи по контролю за здійснюваним процесом розробки, ходом розбурювання родовища і якістю буріння свердловин;

− доводити до відома бурових організацій, які здійснюють буріння свердловин на даному родовищі, а також проектні організації, які розробляють проекти на будівництво свердловин, дані про поточні зміни пластових тисків для своєчасного врахування відповідних змін в режими буріння при проектуванні конструкцій свердловин та розкриття продуктивних горизонтів.

− 2.5 Контроль за розробкою родовищ (покладів)

− 2.5.1 Контроль за розробкою покладів нафти і газу здійснюється з метою: 

− оцінки ефективності прийнятої системи розробки покладу в цілому і окремих технологічних заходів при її здійсненні;

− одержання інформації, необхідної для регулювання процесу розробки і проектування заходів для його вдосконалення;

− визначення необхідності корегування проектів, складання доповнень до них або уточнення проектів.

− 2.5.2 В процесі контролю за розробкою покладів (об’єктів) вивчаються:

− динаміка поточного і накопиченого видобутку нафти, газу, конденсату, води з родовища (покладу) в цілому, з окремих об’єктів розробки, (ділянок), кожної свердловини, а також закачування агента в межах родовища (покладу), окремих ділянок;

− охоплення запасів виробленням, характер розповсюдження витиснювального агента в межах покладу, окремих пластів (пачок пластів), ділянок покладу з оцінкою ступеня охоплення пластів впливом;

− зміна водонасиченості продуктивних горизонтів в часі і інтенсивності підйому нафтогазоводяних контактів по них;

− енергетичний стан покладу, динаміка пластового і вибійного тисків в зонах відбору, закачування і буріння;

− зміна коефіцієнтів продуктивності і приймальності свердловин;

− характер дренування продуктивного розрізу;

− зміна гідрогазопровідності пласта в районі діючих свердловин;

− стан герметичності експлуатаційних колон, зв’язок продуктивного горизонту з сусідніми в розрізі горизонтами, наявність перетоків між ними, стан привибійної зони;

− зміна фізико-хімічних властивостей нафти, газу, конденсату, води в пластових і поверхневих умовах в процесі розробки;

− фактична технологічна ефективність впроваджених заходів для збільшення продуктивності свердловин.

− 2.5.3 Види, об’єми, періодичність досліджень і замірів, з метою контролю розробки (обов’язкові комплекси досліджень і вимірювань) з урахуванням чинних інструкцій і керівних документів з дослідження свердловин, які дозволяють однозначно охарактеризувати процес розробки покладу, роботу окремих свердловин, визначаються в технологічних проектних документах.

− 2.5.4 Обов’язкові комплекси досліджень і вимірювань для контролю за розробкою мають охоплювати рівномірно всю площу об’єкту розробки, весь фонд контрольних свердловин. Вони повинні включати наступні види робіт:

− заміри пластового тиску в п’єзометричних, видобувних та нагнітальних свердловинах;

− заміри устєвих, динамічних і статичних, вибійних тисків, дебітів рідини, газу, і обводненості продукції видобувних свердловин;

− заміри устєвих, динамічних і статичних тисків нагнітальних свердловин, об’ємів закачування робочих агентів;

− гідрогазодинамічні дослідження видобувних і, по можливості, нагнітальних свердловин при стаціонарних і нестаціонарних режимах;

− газоконденсатні дослідження;

− дослідження з метою контролю за станом ВНК, ГВК, ГНК, нафтогазонасиченості, технічного стану стовбура свердловини промислово-геофізичними методами;

− відбирання і дослідження глибинних проб нафти, газу, поверхневих проб продукції свердловин (нафти, газу, конденсату, води);

− спеціальні дослідження, передбачені технологічним проектним документом розробки родовища.

− Періодичність досліджень і вимірів з метою контролю за розробкою має відповідати вимогам чинних нормативно-правових актів та рекомендаціям технологічного проектного документу розробки родовища. Введення в експлуатацію свердловин, не облаштованих для індивідуального заміру дебіту рідини, газу, приймальності закачуваного агента, витрат реагентів, не дозволяється.

− 2.5.5 Комплекси спеціальних гідрогазодинамічних і промислово-геофізичних досліджень з метою контролю розробки родовищ нафти і газу розробляються науково-дослідними організаціями та узгоджуються з виробничими підприємствами.

− 2.5.6 Дослідження з метою контролю за розробкою покладів нафти і газу здійснюються виробничими підрозділами нафтогазовидобувних підприємств, геофізичними службами, науково-дослідними організаціями, відповідними сервісними організаціями, які мають ліцензію на виконання таких робіт.

− 2.5.7 Результати досліджень згідно з п. 2.5.6. узагальнюються геологічними і технологічними службами розробки родовищ нафтогазовидобувних підприємств і після опрацювання за прийнятими методиками включаються у вигляді розділу в річний звіт геологічної служби і служби розробки родовищ нафтогазовидобувних підприємств.

− 2.5.8 Матеріали досліджень, пов’язаних з контролем розробки родовищ (покладів), підлягають обов’язковому зберіганню на протязі всього терміну розробки родовища (покладу). По родовищах з початковими запасами понад 1 млн. т нафти і 1 млрд. м3 газу, як правило, створюються постійно діючі геолого-фільтраційні комп’ютерні моделі.

− 2.5.9 Відповідальність за виконання комплексу досліджень з метою контролю розробки родовищ несе керівник і заступник керівника нафтогазовидобувного підприємства з питань розробки родовищ.

− 2.5.10 Державний гірничий нагляд за своєчасністю та якістю контролю за розробкою родовищ здійснюють органи виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

−

− 2.6 Регулювання процесу розробки родовищ (покладів)

− 2.6.1 Під регулюванням процесу розробки родовищ (покладів) нафти і газу належить розуміти цілеспрямоване підтримання і зміну умов розробки їх в рамках прийнятих проектних рішень.

− 2.6.2 До умов, які визначають раціональну розробку покладів (об’єктів) і експлуатацію свердловин з дотриманням вимог охорони надр і навколишнього середовища відносяться:

− розбурювання покладів за сіткою свердловин, яка враховує фактичний розподіл ємнісно-фільтраційних характеристик колекторів в межах покладу;

− припустимий рівень вибійних тисків видобувних свердловин, який виключає зминання колон, порушення суцільності цементного каменю за експлуатаційною колоною; 

− оптимальні тиски на лінії нагнітання робочих агентів або на усті нагнітальних свердловин;

− передбачені проектним документом способи експлуатації свердловин;

− запроектовані заходи з метою регулювання розробки (відключення високообводнених чи з високим газовим фактором свердловин (пластів), перенесення фронту нагнітання, нестаціонарний вплив і таке інше);

− припустима швидкість фільтрації в присвердловинній зоні (в умовах руйнування порід-колекторів, прориву витиснювальних агентів до вибоїв експлуатаційних свердловин через тріщину складову колекторів);

− припустимі (граничні) дебіти свердловин або депресії (в умовах утворення водяних або газових конусів, піщаних пробок, накопичення рідини на вибої, розробки порово-тріщинного колектора);

− припустимий (граничний) максимальний газовий фактор свердловин (в умовах газової або газоводяної репресії на пласт);

− припустиме зниження пластового тиску в покладах, де здійснюється частковий сайклінг-процес.

− 2.6.3 До основних методів і заходів регулювання розробки відносяться:

− зміна режимів роботи видобувних свердловин (збільшення чи обмеження відборів рідини, газу, відключення високообводнених свердловин, свердловин з проривами вільного газу, форсований відбір рідини, періодична зміна відбору флюїдів із свердловин); 

− зміна режимів роботи нагнітальних свердловин (збільшення чи обмеження закачування робочого агента, витрат реагентів, підвищення тиску нагнітання та інше);

− збільшення гідрогазодинамічної досконалості свердловин (додаткова перфорація, різні методи впливу на присвердловинну зону пласта та інше);

− ізоляція чи обмеження припливу супутньої пластової води в свердловинах (різні способи цементних заливок, створення різних екранів, застосування хімреагентів та інше);

− вирівнювання профілю припливу рідини, газу, поглинання робочих агентів (селективна закупорка з допомогою хімреагентів і механічних добавок, закачування інертних газів, загущеної води та інше);

− одночасно-роздільна експлуатація свердловин і одночасно-роздільне закачування робочих агентів;

− зміна напрямів фільтраційних потоків;

− осередкове закачування робочих агентів;

− перенесення фронту нагнітання;

− буріння резервних видобувних і нагнітальних свердловин.

− Комплекс рекомендованих заходів з метою регулювання процесу розробки має проводитися із застосуванням обладнання і методів контролю, які дозволяють проводити оцінку їх ефективності, і уточнюється в авторському нагляді.

− 2.6.4 Планування (складання планів геолого-технічних та організаційних заходів) і реалізація методів та заходів з метою регулювання процесу розробки здійснюються надрокористувачем з урахуванням рекомендацій науково-дослідних організацій (авторів технологічних проектних документів).

− 2.6.5 Комплекс заходів, пов’язаних з регулюванням процесу розробки і оцінка його ефективності, здійснюється нафтогазовидобувними підприємствами після їх затвердження у встановленому порядку.

− 2.6.6 Звіт про проведені заходи, пов’язані з регулюванням процесу розробки і їх ефективність, складається щорічно нафтогазовидобувними підприємствами і, у вигляді окремого розділу, включається у річний геолого-технологічний звіт нафтогазовидобувного підприємства.

− 2.6.7 Узагальнення і аналіз проведених заходів, оцінка технологічного і економічного ефекту здійснюється науково-дослідними та іншими організаціями при виконанні авторського нагляду за впровадженням технологічних проектних документів і приводиться в звітах про цю науково-дослідну роботу.

− З метою підвищення ефективності розробки нафтових, газових та газоконденсатних покладів допускається короткострокове (до 3 місяців) проведення промислових експериментів за пропозицією науково-дослідних інститутів і погодженням з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці та нафто¬газовидобувних підприємств.

− 2.7 Нормування відборів нафти, газу і конденсату з родовищ (покладів)

− 2.7.1 Під нормою відбору нафти і газу із родовищ (покладів) в цілому слід розуміти об’єм видобутих із них нафти, газу і конденсату, який повинен забезпечити надрокористувач у плановому періоді (році, півріччі), при обов’язковому виконанні проектних технологічних рішень щодо розробки родовища (покладу) і вимог охорони надр та навколишнього середовища з урахуванням їх реалізації на початок планового періоду і необхідності виконання державних програм (планів) з видобування нафти і газу.

− 2.7.2 Норми відбору нафти, газу і конденсату з родовища встановлюються на основі затверджених проектних документів.

− При встановленні норм відбору приймаються до уваги рекомендації доповнень до технологічних проектних документів, аналізів, авторських наглядів за розробкою, враховуючих поточний стан розробки, реалізацію технологічних рішень, що стосуються введення свердловин в експлуатацію, способів експлуатації свердловин, об’ємів закачування робочих агентів, потужностей підготовки нафти, газу, конденсату, води.

− 2.7.3 Норми відбору нафти, газу і конденсату з родовища, при можливості і для кожного об’єкту розробки встановлюються на рік. Вони складаються службою розробки родовищ нафтогазовидобувних підприємств. Річні норми відбору нафти, газу і конденсату узгоджуються з організацією – автором проектного документу, затверджуються керівництвом нафтогазовидобувного підприємства – надрокористувача та погоджуються з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 2.7.4 Затверджені річні норми відбору нафти, газу і конденсату є основою для складання технологічних режимів роботи свердловин на кожний квартал.

− 2.8 Основні положення (зміст) проектних технологічних документів

− на розробку родовищ

− 2.8.1 Технологічний проектний документ (надалі проект згідно п. 2.2.3) на розробку родовищ вуглеводнів повинен складатись із наступних розділів:

− І – вихідні геолого-промислові дані.

− ІІ – обгрунтування системи розробки, об’ємів видобутку та раціонального використання вуглеводнів (та супутніх компонентів), регулювання процесу розробки родовища (покладу).

− ІІІ – програму та об’єм дослідницьких робіт з контролю за процесом розбурювання та розробки родовища у відповідності з п. 2.5.4 та з урахуванням, при необхідності, вимог п. 2.6.3, цих Правил.

− 2.8.2 Перший розділ проекту (геолого-промисловий) охоплює наступні питання:

− а) короткі відомості про геологічну вивченість та розвідку родовища, про кількість пробурених свердловин та їх технічну характеристику;

− б) коротка стратиграфія з вказівкою продуктивних горизонтів;

− в) відомості про тектоніку родовища (покладу);

− г) коротка фізико-літологічна характеристика продуктивних горизонтів;

− д) дані про склад вуглеводнів та їх фізико-хімічну характеристику (з наведенням вмісту конденсату, гелію, сірки (сірководню), парафінів, вуглекислоти та, при необхідності, інших цінних компонентів);

− е) результати випробувань та досліджень свердловин з обгрунтуванням параметрів пластів (пластових тисків, температур, провідності, проникності, припустиму депресію тощо);

− є) гідрогеологічна характеристика та можливий (очікуваний) режим покладів;

− ж) відомості про запаси вуглеводнів родовища (покладу) та їх компонентів (оперативний підрахунок, балансові, затверджені ДКЗ, рекомендовані для проектування) з обгрунтуванням контурів покладів та інших підрахункових параметрів;

− з) рекомендації з дорозвідки родовища (при необхідності).

− 2.8.3 Другий розділ проекту (технологічний) охоплює наступні питання:

− а) аналіз дослідно-промислової розробки (дослідної, дослідно-промислової експлуатації свердловин) з оцінкою запасів вуглеводнів за методом матеріального балансу (падіння пластового тиску) та висвітленням особливостей розробки покладів;

− б) аналіз досліджень свердловин з визначенням їх продуктивної характеристики;

− в) обгрунтування та вибір системи розробки родовища (експлуатаційні об’єкти та об’єкти повернення, загальна кількість свердловин та система їх розміщення на площі), технологічний режим роботи свердловин;

− г) обгрунтування вихідних даних та можливих варіантів розробки;

− д) гідрогазодинамічні розрахунки видобутку вуглеводнів з об’єктів та родовища в цілому за варіантами, з урахуванням термінів розбурювання, вибраних технологічних режимів роботи свердловин та їх кількості і системи розміщення;

− е) принципові рекомендації (вимоги) до вибору конструкції та обладнання свердловин (діаметр НКТ), технології буріння, методів розкриття продуктивних горизонтів, техніки і технології видобутку (закачки флюїдів) та інтенсифікації видобутку вуглеводнів, боротьби з корозією обладнання;

− є) принципові положення (рекомендації) по облаштуванню родовища (споруди по збиранню, очищенню, транспорту вуглеводнів на промислі та до споживача з урахуванням їх термобаричних умов);

− ж) техніко-економічна оцінка та вибір варіанту розробки родовища (покладу), що рекомендується.

− 2.8.4 Третій розділ проекту включає програму та об’єм досліджень (методику їх проведення) з контролю за розробкою родовища (покладу). Види, призначення (мета), періодичність та об’єм досліджень обгрунтовуються в проекті у відповідності до вимог п. 2.5.4, з урахуванням (при необхідності) вимог п. 2.6.3 цих Правил.

− В розділі також обгрунтовується можливість віднесення запасів вуглеводнів до категорії важковидобувних та виснажених. Надаються загальні рекомендації з охорони надр та навколишнього середовища в процесі реалізації проекту.

− 2.8.5 До проекту розробки додаються (або в ньому розміщуються) наступні графічні матеріали:

− а) оглядова карта району з нанесеними сусідніми родовищами вуглеводнів, трубопроводами, основними дорогами, річками та озерами;

− б) структурні карти по об’єктам розробки (продуктивним горизонтам) з нанесеними пробуреними свердловинами (розвідувальними та експлуатаційними);

− в) геологічний розріз родовища;

− г) поздовжній та поперечний профілі по продуктивній частині родовища з нанесенням каротажу по окремих (не менше ніж по двох) свердловинах;

− д) карти розробки по об’єктах (при необхідності і по варіантах) з нанесенням експлуатаційних свердловин;

− е) схема розбурювання родовища по кожному варіанту розробки;

− є) принципові схеми облаштування родовища;

− ж) діаграми (графіки) основних показників розробки за варіантами.

− 3 ВПЛИВ НА ПОКЛАДИ ВУГЛЕВОДНІВ 

− 3.1 Методи впливу на поклади вуглеводнів

− 3.1.1 Під впливом на поклади вуглеводнів слід розуміти комплекс технологічних і технічних заходів, спрямованих на підтримання пластової енергії і створення сприятливих умов для вилучення нафти, газу, конденсату з порід-колекторів, для інтенсифікації видобування нафти, газу, конденсату і збільшення нафтогазоконденсатовилучення із пластів.

− 3.1.2 Об’єктом впливу можуть бути нафтові, газонафтові, нафтогазові, газоконденсатні, газові родовища (поклади).

− 3.1.3 Методи впливу на поклади вуглеводнів (експлуатаційні об’єкти) умовно діляться на:

− фізико-гідрогазодинамічні,

− фізико-хімічні,

− теплові.

− 3.1.4 До фізико-гідрогазодинамічних методів відносяться методи, пов’язані із постійним чи періодичним закачуванням в пласти прісної чи супутньо-пластової і промислової стічної води, газу, або їх суміші.

− В залежності від геолого-фізичних характеристик, форм і розмірів покладів, їх початкового чи поточного стану можуть застосовуватись різні системи заводнення: законтурне, приконтурне, внутрішньоконтурне, площове, осередкове, вибіркове і різні форми їх комбінації.

− 3.1.5 До фізико-хімічних методів впливу відносяться методи, пов’язані із закачуванням в пласти водних розчинів поверхнево-активних речовин, полімерне заводнення, лужне, кислотне заводнення, закачування вуглеводневих і не вуглеводневих газів, газоводяних сумішей.

− 3.1.6 До методів теплового впливу на нафтові поклади відносяться: закачування гарячої води, пари, повітря і різні модифікації внутрішньо пластового горіння.

− 3.1.7 В реальних умовах нафтового, нафтогазового (газонафтового) покладів здійснюється комбінований вплив фізико-гідрогазодинамічних і фізико-хімічних методів чи гідродинамічних і теплових методів. 

− В умовах газоконденсатних покладів здійснюється підтримання пластового тиску на різних рівнях шляхом постійного чи періодичного (циклічного) закачування в пласти вуглеводневих і не вуглеводневих газів, води.

− 3.1.8 Вибір методу впливу на поклад чи комбінації методів, технологія їх здійснення, методи контролю і регулювання обґрунтовуються в технологічних проектних документах на розробку родовища в залежності від геолого-фізичної характери-стики колекторів і флюїдів, що їх насичують, глибини і характеру залягання пластів та інших факторів.

− 3.1.9 Ефективність застосованих методів впливу на поклад визначається надрокористувачем щорічно.

− Аналіз ефективності методів впливу на поклади складає окремий розділ щорічного геолого-технологічного звіту нафтогазовидобувних підприємств.

− Вимоги до систем підтримання пластового тиску

− 3.2.1 Системи підтримання пластового тиску застосовуються на нафтових, нафтогазових, газонафтових, газоконденсатних покладах з неактивними чи слабоактивними контурними водами з метою розробки їх більш високими темпами і підвищення їх нафтогазоконденсатовилучення, базуються на використанні фізико-гідрогазодинамічного, фізико-хімічного, теплового впливу на поклади вуглеводнів.

− 3.2.2 Вибір системи підтримання пластового тиску, робочого закачуваного агента визначається комплексом лабораторних, експериментальних досліджень, геологічних, технологічних, технічних факторів, ресурсних можливостей за результатами техніко-економічного обґрунтування, розглядається в технологічній схемі (проекті) розробки родовища. 

− 3.2.3 Система підтримання пластового тиску в покладі повинна забезпечувати: 

− заплановані темпи видобування вуглеводнів і повноту їх вилучення із надр;

− можливість зміни напрямків потоків флюїдів в пласті; 

− закачування об’ємів агенту в експлуатаційні об’єкти (окремі продуктивні пласти), при заданому тиску закачування у відповідності з технологічними схемами і проектами розробки; 

− підготовку закачуваного агенту до кондицій за складом, фізико-хімічними властивостями, вмістом механічних домішок, кисню, мікроорганізмів, які задовольняють вимоги технологічних схем, проектів розробки;

− можливість систематичних замірів приймальності свердловин, контролю за якістю агенту, обліку закачаного агенту і його складових в кожну свердловину, в окремі пласти, об’єкти розробки;

− герметичність і надійність експлуатації, застосування замкнутого циклу підготовки закачуваного агенту;

− можливість зміни режимів закачування агента в свердловини, проведення гідравлічних розривів пластів і обробок присвердловинної зони з метою підвищення приймальності пластів, охоплення їх впливом, регулювання процесу витиснення нафти, вилучення газу, конденсату з окремих пластів, частин експлуатаційного об’єкту;

− досягнення максимального коефіцієнта охоплення витисненням пластового газу сухим при сайклінг-процесі.

− 3.2.4 Потужності споруд систем підтримання пластового тиску мають забезпечувати максимальний проектний об’єм закачування агента в межах кожного об’єкту розробки.

− 3.2.5 Проектування споруд системи підтримання пластового тиску має передбачати раціональне розташування і централізацію технологічних об’єктів та трубопроводів на площі родовища з урахуванням рельєфу місцевості і кліматичних умов, викорис-тання нової техніки, блочно-комплектних конструкцій заводського виготовлення, автоматизацію основних технологічних процесів, максимальне скорочення капітальних і експлуатаційних витрат, надійний облік закачуваних в продуктивні пласти агентів через кожну свердловину, забезпечення необхідних властивостей агента і контроль його якості.

−

− 3.3 Вимоги до методів фізико-хімічного та теплового впливу на поклади

− 3.3.1 Системи фізико-хімічного впливу на поклади базуються на використанні при заводненні поверхнево-активних речовин, полімерів, міцелярних розчинів, кислот, лугів, а також на використанні в якості робочих агентів вуглеводневих газів високого тиску, двоокису вуглецю з метою збільшення вимивання нафти із гідрофобізованих порід, тупикових пор чи зон пласта, які обійшла вода або газ, тобто підвищення рівнів видобутку нафти і її повнішого вилучення, або збільшення охоплення витисненням пластового газу сухим при сайклінг-процесі для газоконденсатних родовищ. 

− 3.3.2 Вибір системи фізико-хімічного впливу на поклади визначається кількістю і станом (структурою) залишкової нафти, станом пластової газоконденсатної системи, властивостями нафти і пластової води, фізико-літологічною характеристикою колектора, наявністю чи потребою матеріально-технічних засобів, їх якістю, характеристикою, вартістю, ціною нафти, конденсату, газу, експериментальними та дослідно-промисловими роботами, детальним вивченням геологічної будови експлуатаційного об’єкту (пластів, прошарків), встановленими якісними та кількісними критеріями (тріщинуватістю, структурою покладу, наявністю газової шапки, нафтової облямівки) нафтонасиченістю, газонасиченістю, активністю законтурної зони, в’язкістю нафти, вмістом конденсату в пластовому газі, жорсткістю та солоністю води, глинистістю колектора та іншим.

− Вибір методу фізико-хімічного впливу на поклади обґрунтовується в технологічних схемах (проектах), проектах дослідно-промислових робіт на окремих представницьких ділянках покладу.

− 3.3.3 Система фізико-хімічного впливу на поклади має забезпечувати:

− заплановані темпи видобутку вуглеводнів і повноту їх вилучення із надр;

− закачування запланованих робочих агентів в експлуатаційні об’єкти, окремі продуктивні пласти, ділянки, свердловини при заданому тиску нагнітання у відповідності з технологічними схемами, проектами, технологічними режимами;

− підготовку закачуваних розчинів (реагентів), газу до кондицій за складом, фізико-хімічними властивостями, визначеними в технологічних документах;

− можливість систематичного контролю за складом, фізико-хімічними властивостями закачуваних розчинів, газу, об’ємом закачування реагентів, розчину, газу в кожну свердловину, в окремі пласти, ділянки, об’єкти розробки;

− герметичність і надійність експлуатації системи подачі газу, реагентів згідно рецептури, розробленої (запропонованої) в технологічному документі, герметичність системи закачування фізико-хімічних розчинів, газу;

− можливість зміни режимів закачування реагентів, фізико-хімічних робочих розчинів в свердловини, проведення підземних і капітальних ремонтів, проведення гідравлічних розривів пластів і обробки присвердловинної зони з метою підвищення прийма-льності пластів, охоплення їх фізико-хімічним впливом, регулювання процесу витиснення нафти (пластового газу при сайклінг-процесі), вилучення конденсату з окремих пластів, які входять в експлуатаційний об’єкт.

− 3.3.4 Потужності споруд системи фізико-хімічного впливу мають забезпечувати подачу проектної кількості реагентів і робочого фізико-хімічного агента (газу, розчину) в кожну нагнітальну свердловину, до кожного експлуатаційного об’єкту, блоку чи ділянки покладу (родовища).

− 3.3.5 Проектування споруд системи фізико-хімічного впливу, в основному, аналогічне проектуванню системи підтримання пластового тиску, має передбачувати раціональне розташування і централізацію технологічних об’єктів, трубопроводів на площі родовища з урахуванням рельєфу місцевості і кліматичних умов, використання нової техніки, комплексних блочних конструкцій заводського виготовлення, автоматизацію основних технологічних процесів, дотримання нормативних капітальних і експлуатаційних витрат, передбачених в технологічному документі, облік по кожній свердловині робочого агента і його складових, що подаються в продуктивні пласти, забезпечення контролю подачі в пласт робочого розчину (агента) із заданими фізико-хімічними властивостями.

− 3.3.6 Системи теплового впливу на нафтові поклади базуються на використанні тепла, поданого в пласт теплоносіями або генерованого в пласті внаслідок спричинених термохімічних окислювальних процесів і реакцій.

− Розрізняють системи теплового впливу, які обумовлені:

− закачуванням гарячої води;

− закачуванням пари або пароводяної суміші;

− внутрішньо пластовим горінням.

− Застосування теплового впливу на пласт має супроводжуватися позитивними фізико-хімічними змінами в пластовій системі при фільтрації пластових флюїдів, збільшенням темпів видобування нафти і кінцевого нафтовилучення. Створений внаслідок теплового впливу термогідродинамічний режим в пласті через зміну в’язкості флюїдів, їх реологічних властивостей, капілярних сил, сил адгезії (прилипання і зчеплення) має забезпечити збільшення коефіцієнтів витиснення і фазової проникності для нафти.

− 3.4 Вимоги до закачуваних агентів і нагнітальних свердловин

− 3.4.1 Фізико-хімічні властивості закачуваних агентів мають забезпечувати тривалу, стійку приймальність пласта, високу здатність вимивання нафти, конденсату, не погіршуючи фізико-хімічні властивості нафти, конденсату, газу, проникності пласта.

− 3.4.2 Закачувані агенти за своїми властивостями мають бути сумісними з пластовою водою, породою колектора, нафтою і конденсатом (не викликати утворення осадів у свердловині, пласті і експлуатаційному обладнанні). Вимоги до якості закачуваних води, газів визначаються технологічними проектними документами, в яких допустимий вміст у воді, газі механічних і хімічних домішок, заліза в окисній формі, нафтопродуктів, важких вуглеводнів, кисню, мікроорганізмів, встановлюються в залежності від колекторських властивостей, літологічної характеристики продуктивних пластів, розбухання глин. Конкретні способи, технологія очищення і підготовки агентів обґрунтовуються в проектах облаштування родовища, підлягають суворому дотриманню при здійсненні процесів впливу на поклад.

− 3.4.3 При підготовці видобутого газу для зворотного закачування в поклад має забезпечуватися належна сорбція важких вуглеводнів і реабсорбція легких вуглеводнів згідно з вимогами, сформульованими в технологічних проектних документах.

− 3.4.4 При закачуванні в пласти стічних (промислових) вод або інших корозійно-агресивних агентів для захисту водоводів (агентопроводів), свердловинного та іншого експлуатаційного обладнання від корозії застосовуються захисні покриття, інгібітори корозії, герметизація затрубного простору і т. ін. Захист від корозії має бути передбачений в проекті облаштування.

− 3.4.5 Нестабільні агенти, схильні до виділення і відкладення солей в спорудах систем впливу, в пласті і устаткуванні видобувних свердловин, перед закачуванням в пласти мають оброблятися інгібіторами солевідкладення.

− 3.4.6 Для приготування закачуваних в пласт водяних розчинів поверхнево-активних речовин, кислот, лугів, полімерів (міцелярних розчинів) та інших хімреагентів належить використовувати воду, яка не спричиняє деструкції реагентів і не утво-рює з ними сполук, схильних до випадіння в осадок після контакту з пластовою водою, породою колектора і нафтою.

− 3.4.7 При бурінні нагнітальних свердловин, при розкритті продуктивних пластів в них параметри бурового розчину мають відповідати вимогам, що сформульовані в проекті на будівництво цієї категорії свердловин та вимогам технологічного проектного документу на розробку родовища.

− 3.4.8 Вимоги до конструкції нагнітальних свердловин (діаметри НКТ, термобаричні умови на усті і вибої) рекомендуються в технологічних проектних документах на розробку родовищ та обґрунтовуються в робочих проектах на будівництво свердловин.

− Вони мають забезпечувати:

− можливість закачування передбачених в проекті об’ємів агента та проведення геолого-технічних заходів при заданих робочих тисках;

− проведення всіх видів досліджень з використанням відповідного устаткування, апаратури, приладів та інструменту;

− надійне роз’єднання пластів і об’єктів розробки при застосуванні спеціального обладнання.

− 3.4.9 Конструкція вибою нагнітальної свердловини має забезпечувати максимальну фільтруючу поверхню пласта, запроектовану приймальність і охоплення впливом всього розкритого продуктивного пласта. 

− 3.4.10 Конструкція устя нагнітальних свердловин має враховувати коливання температур та тисків.

−

− 3.5 Освоєння, експлуатація та дослідження нагнітальних свердловин

− 3.5.1 Освоєння нагнітальних свердловин під закачування робочого агента здійснюється згідно з планом, складеним геолого-технічною службою виробничого підрозділу нафтогазовидобувного підприємства, який відповідає за стан розробки родовищ.

− 3.5.2 Нагнітальні свердловини, які знаходяться в межах контуру нафтоносності, газоносності, перед освоєнням під закачування використовуються як видобувні, з метою дослідження, дренування та очищення присвердловинної зони, створення сприятливих умов для охоплення впливом розкритого продуктивного розрізу, згідно з порядком і термінами, передбаченими в технологічних документах.

− 3.5.3 Освоєння нагнітальних свердловин проводиться різними методами:

− промивкою свердловин водою з добавками поверхнево-активних речовин з наступним підключенням до водоводів з агентом, з’єднаних з діючою кущовою насосною станцією;

− продувкою свердловин газом високого тиску з наступним підключенням до газопроводу високого тиску і компресорної станції;

− створенням високої депресії на пласт за рахунок зниження рівня рідини в стовбуру свердловини з наступним підключенням свердловини до системи “водовід – кущова насосна станція”;

− періодичним закачуванням води під високим тиском і скидом її за рахунок самовиливу;

− прокачуванням в пласт води (газу) під тиском, що значно перевищує робочий тиск нагнітання;

− гідравлічним розривом пласта в комплексі з піскоструминною перфорацією, з обробкою присвердловинної зони кислотним розчином ПАР;

− застосуванням теплових та інших методів обробки присвердловинної зони.

− Закачування робочих агентів в нагнітальні свердловини повинно здійснюватися тільки через НКТ.

− Для ізоляції експлуатаційних колон в нагнітальних свердловинах від дії високих тисків закачування і агресивних агентів на вибої свердловини (вище верхнього інтервалу перфорації) встановлюється пакер.

− 3.5.4 В процесі освоєння і експлуатації нагнітальних свердловин здійснюється комплекс досліджень з метою контролю за розробкою родовища, встановлення і перевірки виконання технологічного режиму роботи і технічного стану свердловин. Екс-плуатація свердловини з негерметичними колонами (дефектних свердловин) не допускається.

− 3.5.5 У процесі експлуатації нагнітальних свердловин має проводитися постійний контроль за їх приймальністю, тиском нагнітання і охоплення пластів заводненням, газовою репресією по товщині з допомогою вибійних і поверхневих приладів. 

− 3.5.6 Пластовий тиск, фільтраційні властивості пласта і коефіцієнти приймальності свердловин визначаються за результатами дослідження свердловин методами відновлення або падіння вибійного (устєвого) тиску і усталених пробних закачувань в період освоєння і експлуатації свердловин.

− 3.5.7 Взаємодія свердловин і шляхи переміщення по пласту води, газу, що закачується, вивчаються за динамікою складу продукції видобувних свердловин, зміни тиску на різних ділянках пласта гідропрослуховуванням, геофізичними методами, добавкою в закачувану воду газоіндикаторів і спостереження за їх появою в продукції видобувних свердловин.

− 3.5.8 Оцінка ефективності заходів для регулювання закачування води, газу по розрізу експлуатаційного об’єкта проводиться із застосуванням глибинних витратомірів, методом радіоактивних ізотопів або високочутливих термометрів та інших методів. За результатами досліджень витратомірами, термометрами будуються профілі приймальності нагнітальних свердловин, проводиться зіставлення їх з профілями віддачі сусідніх видобувних свердловин, визначається коефіцієнт охоплення пласта заводненням, газовою репресією за товщиною в свердловинах.

− 3.5.9 Герметичність обсадної колони і відсутність затрубної циркуляції в нагнітальних свердловинах визначається аналізом устєвих тисків, кривих відновлення устєвого тиску, дослідженнями із застосуванням глибинних витратомірів, резистивиметрів, електротермометрів, радіоактивних ізотопів, поінтервального опресування за допомогою пакера на трубах.

− 3.5.10 Періодичність і обсяг дослідних робіт в нагнітальних свердловинах встановлюється у відповідності із затвердженим обов’язковим комплексом промислово-геофізичних і гідрогазодинамічних досліджень з урахуванням вимог технологічного проектного документу на розробку.

− 3.5.11 По кожній нагнітальній свердловині систематично ведеться документація, яка фіксує всі показники її експлуатації, проведені геолого-технічні заходи, дослідження, ремонти, перевірку герметичності устя і експлуатаційної колони.

−

− 3.6 Нормування об’ємів закачування робочого агента

− 3.6.1 Норми закачування агента в окремі свердловини мають в сумі складати об’єм закачування по експлуатаційному об’єкту в цілому, встановлений проектом (технологічною схемою) його розробки. 

− 3.6.2 При великих розмірах площі нафтоносності, газоносності і значній загальній неоднорідності пласта, норми закачування агента встановлюються спочатку для груп нагнітальних свердловин, розташованих на окремих ділянках, потім – для окремих свердловин. При такому методі нормування нафтоносна, газоносна площа має бути умовно поділена на ділянки.

− Розчленування площі на умовні ділянки проводиться в технологічних проектах на основі детального вивчення будови пластів з урахуванням можливої взаємодії нагнітальних і видобувних свердловин.

− Норми закачування агента в кожну групу нагнітальних свердловин встановлюється пропорційно прогнозованому в технологічному документі сумарному відбору рідини, газу з видобувних свердловин відповідної ділянки, сума норм закачування в нагнітальні свердловини кожної ділянки має складати норму закачування для ділянки, а сума останніх – норму закачування для об’єкта в цілому.

− 3.6.3 При роздільному закачуванні агента в пласти багатопластового об’єкта через самостійні системи нагнітальних свердловин, норма для кожної із свердловин визначається як і при однопластовому об’єкті, виходячи із норм закачування в пласт, який розкритий даною системою свердловин. 

− 3.6.4 Норми закачування агента для об’єктів розробки в цілому і їх ділянок, елементів при площовій системі щорічно встановлюються службою розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства у відповідності з технологічними схемами, проектами, аналізами, авторськими наглядами.

− 3.6.5 Норми закачування агента для свердловин і пластів в свердловинах встановлюються 1 раз в квартал і оформлюються у вигляді технологічного режиму експлуатації нагнітальних свердловин. В цьому документі, окрім норм закачування агента, вказуються тиски нагнітання і необхідні заходи для забезпечення встановлених норм. Технологічний режим експлуатації нагнітальних свердловин складається цехом підтримання пластового тиску разом з службою розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства і затверджується головним інженером і головним технологом (геологом) цього підприємства.

− 3.6.6 В залежності від прийнятої системи впливу в проектному документі дається обґрунтування величин втрат агента, що закачується, за контур нафтоносності, газоносності (технологічних втрат) на кожний рік протягом всього терміну закачування агента. Величина втрат має систематично уточнюватися промисловими дослідженнями і приводиться у авторському нагляді.

− 3.7 Контроль параметрів та облік закачуваного агента

− 3.7.1 Дотримання встановлених параметрів закачуваного агента є обов’язковим і визначальним для успішного його використання при вилученні нафти, газу, конденсату із пластів-колекторів, ефективності запроектованого процесу, систематично контролюється на шляху його проходження від насосної, компресорної станції до присвердловинної зони пласта.

− 3.7.2 Контроль за якістю закачуваного агента здійснюється на усті нагнітальних свердловин в процесі їх роботи шляхом відбору проб агента і лабораторного аналізу їх з періодичністю, визначеною в технологічному проектному документі.

− 3.7.3 Контроль за якістю складових компонентів робочого агента здійснюється на виході системи, яка його подає в діючий трубопровід з робочим агентом, шляхом відбору проб складових компонентів і їх лабораторного аналізу. 

− Відбір проб складових компонентів робочого агента здійснюється одночасно з відбором проб робочого агента. 

− 3.7.4 Контроль за об’ємом закачуваного агента і робочим тиском здійснюється на кожній свердловині цілодобово з допомогою індивідуальних спеціальних стаціонарних приладів.

− 3.7.5 Показники роботи нагнітальної свердловини (приймальність агента, тиск закачування, число годин роботи, простою, причини простою) щоденно знімаються з приладів і заносяться в спеціальну облікову, єдину для галузі, форму і щомісяця у від-повідну експлуатаційну картку.

− 3.7.6 Відповідальність за достовірність обліку об’єму закачуваного агента в свердловину покладається на керівництво відповідного структурного підрозділу нафтогазовидобувних підприємств.

− 4 ОБЛАДНАННЯ ТА ОБЛАШТУВАННЯ СВЕРДЛОВИН 

І РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ

− 4.1 Вимоги до наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання видобувних свердловин

− 4.1.1 Експлуатація видобувних (нафтових і газових) свердловин повинна здійснюватись при відповідному обладнанні їх наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням, яке забезпечує відбір продукції в заданому режимі, проведення необхідних технологічних операцій при експлуатації і дослідженні свердловин і запобігання відкритих фонтанів. 

− 4.1.2 До наземного обладнання свердловин в залежності від способу їх експлуатації відноситься:

− при фонтанній та газліфтній (безперервний і періодичний газліфтний спосіб) експлуатації свердловин: обладнання обв’язки обсадних колон (колонна головка), фонтанна арматура, обладнання для попередження відкритих фонтанів, індивідуальні дебітоміри та витратоміри газліфтного газу;

− при експлуатації свердловин штанговими глибинними насосами: устєва арматура, устєвий сальник, пристрій для герметизації при обриві штанг (полірованого штока), верстат-качалка, підвіска устєвого штока, індивідуальні дебітоміри;

− при експлуатації свердловин безштанговими глибинними насосами: устєва арматура, автотрансформатор, станція управління насосними установками, індивідуальні дебітоміри.

− 4.1.3 Обладнання обв’язки обсадних колон призначено для підвішування обсадних колон, герметизації і роз’єднання міжколонних просторів, установки противикидного обладнання в процесі буріння і обладнання устя в процесі експлуатації свердловин.

− 4.1.4 Обладнання обв’язки обсадних колон вибирається в залежності від кількості підвішуваних обсадних колон, робочого тиску і корозійного середовища.

− 4.1.5 Колонні головки установлюють на усті свердловини послідовно по мірі спуску і цементування обсадних колон і підбираються з врахуванням максимального пластового тиску, очікуваного при бурінні наступного за обсадженим інтервалом свердловини.

− 4.1.6 Для проведення технологічних операцій і контролю тиску в затрубному (міжтрубному) просторі кожна із колонних головок повинна оснащуватись маніфольдом, краном, вентилем і манометром.

− 4.1.7 Фонтанна арматура (трубна головка і фонтанна ялинка) повинна забезпечити герметизацію устя свердловини, контроль і регулювання режиму їх експлуатації, направлення потоку продукції у викидну лінію (шлейф) на замірну установку, а також проведення різних технологічних операцій при освоєнні, дослідженні, експлуатації та ремонті свердловин.

− 4.1.8 Фонтанна арматура установлюється на верхній фланець колонної головки, а, при необхідності, на перехідну котушку (адаптер), параметри якої по тиску і міцності відповідають фонтанній арматурі, або колонний фланець експлуатаційної колони (при відсутності колонної головки).

− 4.1.9 Фонтанна арматура повинна вибиратись по одній із типових схем з врахуванням очікуваного тиску на усті свердловини і наявності або відсутності в їх продукції агресивних компонентів (СО2, Н2S і високомінералізованої пластової води).

− 4.1.10 Випробування фонтанної арматури на міцність і герметичність повинно здійснюватись при тисках, передбачених технічними умовами на її поставку. 

− При цьому для газових і газоконденсатних свердловин випробування повинно здійснюватися з врахуванням очікуваного статичного тиску згідно “Правил безпеки в нафтогазовій промисловості”.

− 4.1.11 Для регулювання режиму роботи фонтанних і газліфтних свердловин та контролю за їх роботою фонтанна арматура повинна бути обладнана регулювальним або звичайним дроселем (штуцером), патрубками із запірними вентилями для установки манометрів, відбору проб, заміру температури.

− 4.1.12 Дроселюючи пристрої (штуцери) для фонтанних і газліфтних нафтових свердловин установлюються, як правило, на усті свердловини, а для газових і газоконденсатних – на усті або в кінці шлейфу на маніфольді групової замірної установки.

− 4.1.13 Обладнання для попередження відкритих фонтанів в процесі експлуатації нафтових і газових свердловин повинно забезпечити: герметичне перекриття стовбура свердловини у випадку розгерметизації устя, порушення заданого режиму роботи свердловини, при виникненні пожежі.

− 4.1.14 Обладнання для попередження відкритих фонтанів при експлуатації свердловин включає комплекс наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання (станція управління, клапани-відсікачі, пакер).

− 4.1.15 До внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання відноситься: колона НКТ, пакери, насосне обладнання (штангові глибинні насоси, електровідцентрові і гвинтові насоси), насосні штанги, обладнання для одночасно-роздільної експлуатації, розвантажувальні пристрої для НКТ, циркуляційні і газліфтні клапани і інше.

− Конструкція колони НКТ в залежності від способу експлуатації свердловин повинна визначатись на основі розрахунків, які проводяться у відповідності з чинними інструкціями і методиками.

− Низ колони НКТ в фонтанних і газліфтних свердловинах обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів при проведенні геофізичних та дослідницьких робіт.

− 4.1.16 Для боротьби зі шкідливим впливом на роботу насосів вільного газу і піску на прийомі насосів встановлюють відповідні пристрої (секційні або відцентрові газосепаратори, пісочні якорі).

− 4.1.17 Обладнання для одночасно-роздільної експлуатації (ОРЕ) двох і більше пластів (об’єктів) повинно забезпечити надійне розділення між собою пластів, можливість регулювання роботи кожного із пластів в заданому режимі, проведення роздільного заміру продукції, дослідних і ремонтних робіт.

− 4.1.18 Одночасно-роздільна експлуатація двох пластів, як правило, повинна здійснюватись шляхом спуску в свердловину двох паралельних колон НКТ.

− 4.2 Вимоги до облаштування видобувних свердловин і родовища

− 4.2.1 Під терміном облаштування родовищ нафти і газу слід розуміти комплекс проектних, вишукувальних, будівельних і будівельно-монтажних робіт, які необхідно провести для введення нового родовища в промислову (дослідно-промислову) розробку, або нове будівництво, розширення, реконструкцію і технічне переоснащення на діючих (облаштованих) родовищах.

− Цей комплекс включає види і об’єкти будівництва, які визначаються ГСТУ 320.00013741.017-2002.

− До об’єктів облаштування родовищ нафти і газу відносяться:

− облаштування устя свердловин;

− внутрішньопромисловий збір і транспортування продукції свердловин;

− технологічна підготовка нафти, газу і конденсату;

− заводнення нафтових пластів;

− об’єкти для методів збільшення нафтогазоконденсатовилучення;

− установки підготовки і закачування робочих агентів в пласти;

− електропостачання і зв’язок;

− комплексна автоматизація виробничих процесів;

− промводопостачання;

− бази виробничого обслуговування для нафтогазовидобувних підприємств (організацій);

− автомобільні дороги (внутрішньопромислові і під’їзні до свердловин);

− зовнішній транспорт нафти, газу і конденсату;

− очисні споруди. 

− 4.2.2 Під облаштуванням видобувних свердловин слід розуміти комплекс робіт, який необхідно виконати на родовищі з метою їх експлуатації, проведення ремонтів і обслуговування.

− Комплекс включає облаштування устя свердловини, будівництво викидних ліній (шлейфів) від свердловини до замірної установки, газопроводів для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводів для подачі на устя свердловини інгібіторів гідрато- або солеутворення, обладнання для розподілу газліфтного газу між свердловинами (ГРП), обладнання для підготовки газліфтного газу і стискування газу при компресорному газліфті (КС), будівництво групових (індивідуальних) замірних установок для заміру продукції свердловини.

− 4.2.3 Облаштування устя свердловин передбачає монтаж і обв’язку наземного обладнання свердловин в залежності від способу їх експлуатації, площадку для обслуговування наземного обладнання і проведення підземних і капітальних ремонтів сверд-ловин.

− Обв’язка устя свердловини повинна виконуватися на підставі схеми, затвердженої вищою за підпорядкуванням нафтогазовидобувною організацією і узгодженою з органами Держнаглядохоронпраці та воєнізованою газорятувальною протифонтанною частиною "Лікво".

− 4.2.4 Устєве обладнання свердловин, режим роботи яких регулюється устєвими штуцерами (фонтанних, газліфтних), як правило, обв’язується шлейфами з двома маніфольдами (робочим і запасним) для проведення заміни штуцера без зупинки свердловини.

− 4.2.5 Шлейфи від свердловин до замірних установок повинні розраховуватись на проектний дебіт свердловини по рідині (газу) і статичний тиск на усті свердловини.

− 4.2.6 При одночасно-роздільній експлуатації однією свердловиною двох пластів (об’єктів) для роздільного заміру продукції свердловини по кожному пласту на усті свердловин повинні встановлюватись індивідуальні дебітоміри або прокладатись окремі шлейфи від свердловини до групової замірної установки.

− 4.2.7 Для попередження і боротьби з можливими ускладненнями при експлуатації видобувних свердловин і викидних ліній вони повинні бути обладнані відповідними пристроями для очищення від парафіну, відкладення гідратів, підключення промивальних і нагрівальних агрегатів.

− 4.2.8 Групова замірна установка повинна забезпечити відділення (сепарацію) розчиненого газу від нафти, конденсату від вільного газу та індивідуальний замір продукції кожної свердловини окремо.

− 4.2.9 Кількість видобувних свердловин, які підключаються до однієї групової замірної установки, повинні визначатись в залежності від розміру родовища (покладу), числа свердловин та їх розташування.

− 4.2.10 Система збору та заміру продукції свердловин повинна бути герметизованою, забезпечити раціональне використання енергії пласта та охорону навколишнього природного середовища.

− 4.2.11 Установки попередньої і комплексної підготовки продукції свердловин (УППН, УППГ, УКПН, УКПГ) повинні забезпечити підготовку нафти, газу і конденсату до кондицій (норм), встановлених нормативними документами (ДСТУ, ГСТУ) на нафту і газ, що подається споживачам.

− 4.2.12 При наявності в продукції свердловин агресивних компонентів (H2S, CO2 та ін.) повинно бути передбачено застосування обладнання в антикорозійному виконанні або заходи по захисту від корозії (інгібітори, спеціальні покриття тощо.).

−

− 4.3 Вимоги до обладнання та облаштування нагнітальних свердловин

− 4.3.1 Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти (вода, газ, повітря, пара, розчини поверхнево-активних речовин, кислоти і інші реагенти), з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсато-вилучення, повинні обладнуватись наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.

− 4.3.2 На усті нагнітальних свердловин в залежності від закачуваного агента повинна установлюватись спеціальна устєва арматура, яка розрахована на максимально очікуваний тиск нагнітання.

− Арматура повинна випробовуватись на міцність і герметичність при тисках, передбачених технічними умовами на її поставку.

− 4.3.3 Устєва арматура або нагнітальний трубопровід повинні бути обладнані зворотним клапаном для запобігання перетоку закачуваних агентів із свердловини при аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання.

− 4.3.4 Закачування робочих агентів в нагнітальні свердловини повинно здійснюватися тільки через НКТ. 

− Конструкція колони НКТ повинна визначатись на основі розрахунків, які проводяться у відповідності з діючими інструкціями і методиками. Низ колони НКТ обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів при проведенні дослідних робіт.

− 4.3.5 Закачування робочих агентів в нагнітальні свердловини при тисках на усті більше тиску, на який опресована експлуатаційна колона, повинно здійснюватись через НКТ з пакером, який ізолює колону від впливу високих тисків і установлюється над пластом (об’єктом), в який закачується робочий агент.

− 4.3.6 Для одночасно-роздільного закачування (ОРЗ) робочих агентів в два пласти (об’єкти) в нагнітальну свердловину повинно спускатись спеціальне обладнання. 

− Обладнання для одночасно-роздільного закачування (ОРЗ) повинно забезпечити надійну ізоляцію (розділення) між собою двох пластів (об’єктів) і диференційоване, за тисками і приймальністю, закачування робочих агентів, можливість проведення дослідних і ремонтних робіт у свердловинах.

− 4.3.7 Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і устєвого обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами для контролю за тисками і температурою закачуванних агентів, пристроями для регулювання тиску і приймальності свердловин.

− 4.3.8 Обладнання для закачування робочих агентів в пласти (насосне, компресорне, парогенератори, водонагрівачі) за продуктивністю і тисками нагнітання повинні забезпечити закачування робочих агентів в нагнітальні свердловини в об’ємах, передбачених технологічними проектними документами.

− 4.3.9 Від обладнання для закачування робочих агентів або розподільчих пунктів до кожної свердловини повинні прокладатись нагнітальні трубопроводи. Діаметри нагнітальних трубопроводів і їх довжини визначаються в залежності від об’єму (приймальності) свердловин, тиску нагнітання, розташування свердловин по відношенню до розподільчих пунктів і обладнання для закачування робочих агентів.

− 4.3.10 При закачуванні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин повинні укладуватись в траншеї на глибину, яка б запобігала замерзанню води на випадок припинення закачування води в зимовий період.

− 4.3.11 Для зменшення втрат тепла при закачуванні в пласти теплоносіїв (пари, гарячої води) трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин, устєва арматура і насосно-компресорні труби повинні бути теплоізольовані.

− 4.3.12 При закачуванні в пласти агресивних робочих агентів (високомінералізовані пластові і стічні води, CO2, H2S, кислоти і інші реагенти) для запобігання корозії повинно застосовуватись обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопро-водів і НКТ повинні мати спеціальне покриття або інгібіторний захист.

− 5 БУДІВНИЦТВО СВЕРДЛОВИН

− 5.1 Складання проектів на будівництво свердловин

− 5.1.1 Будівництво свердловин є одним із основних етапів реалізації запроектованої системи розробки родовища (покладу, експлуатаційного об’єкта) і повинно здійснюватись у відповідності із затвердженим робочими проектами (індивідуальним або груповим).

− 5.1.2 Робочі проекти на будівництво свердловин розробляються науково-дослідними і проектними інститутами, а також іншими організаціями, які мають дозвіл (ліцензію) на проведення таких робіт, та проходять технічну експертизу у відповідних інстанціях. 

− 5.1.3 Підставою для складання робочого проекту на будівництво свердловини є завдання на проектування, яке видається нафтогазовидобувним підприємством.

− 5.1.4 В робочих проектах на будівництво свердловин повинно передбачатись безаварійне проведення їх стовбура, якісне розкриття продуктивних горизонтів, їх ізоляцію один від одного, надійність свердловин на протязі всього періоду їх експлуатації, виконання всіх вимог, передбачених в технологічних проектних документах на розробку родовища.

− 5.1.5 При проектуванні будівництва свердловин слід керуватись чинними нормативними документами, які регламентують виконання усіх основних видів робіт.

− 5.1.6 Оформлення проектних документів на будівництво свердловини (робочий проект і кошторис) здійснюється згідно з розробленим і затвердженим макетом на робочий проект.

− Проекти на будівництво свердловин затверджуються керівництвом нафтогазовидобувного підприємства після погодження їх з геолого-технологічною службою цього підприємства та погоджуються з органами Держнаглядохоронпраці.

− 5.1.7 Будівництво свердловини здійснюється на підставі договорів між буровою організацією або іншими структурами різних форм власності, що мають ліцензію на право проведення бурових робіт – підрядником і нафтогазовидобувним підприємством – замовником робіт.

− 5.1.8 За узгодженням із замовником проекту, організація-проектувальник на договірних засадах зобов’язана:

− здійснювати авторський нагляд за виконанням проекту;

− вносити в установленому порядку пропозиції щодо зміни проектних рішень з урахуванням фактичних гірничо-геологічних умов, обумовлених розробкою родовища. Зміни до проектних рішень узгоджуються з підрядником робіт та погоджуються з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці в частині, що відноситься до їх компетенції;

− погоджувати зміну проектних рішень зі сторони підрядника робіт за умов об’єктивного обґрунтування;

− зупиняти роботи з будівництва свердловин у випадках значних відхилень від проектних рішень.

− 5.1.9 Відповідальність за виконання проектів і якість будівництва свердловин покладається на керівництво бурової організації (підрядника).

− 5.1.10 Замовник зобов’язаний здійснювати контроль за виконанням робочого проекту на всіх етапах будівництва свердловини.

− 5.1.11 Початок роботи з будівництва свердловини здійснується за актом, підписаним замовником та підрядником і погоджений з органами Держнаглядохоронпраці.

− 5.2 Буріння свердловин і їх конструкція

− 5.2.1 Типи свердловин і їх призначення обґрунтовуються в:

− проектах геологорозвідувальних робіт; 

− технологічних схемах (проектах) дослідно-промислової та промислової розробки родовища, а також аналізах і уточненнях проектів розробки нафтового чи газового родовищ (покладу);

− індивідуальних чи групових робочих проектах на будівництво свердловин.

− 5.2.2 Всі етапи робіт, пов’язані з будівництвом свердловини, повинні виконуватись у повній відповідності з вимогами робочого проекту і кошторису з обов’язковою маркшейдерською прив’язкою точок розміщення устя свердловини і відповідності їх вибоїв згідно із запроектованими рішеннями.

− 5.2.3 З метою одержання даних, необхідних для підрахунку запасів вуглеводнів і складання проектних технологічних документів на розробку родовищ нафти і газу, в період буріння параметричних, пошукових, розвідувальних і окремих експлуатаційних (видобувних) свердловин в інтервалах залягання продуктивних пластів ведеться відбір керну. Перелік таких свердловин, інтервали і об’єми відбору керну визначаються проектами розвідки і технологічними проектними документами з розробки родовищ (покладів) нафти і газу. Роботи з відбору керна обов’язково передбачаються в проектно-кошторисній документації на будівництво свердловин.

− Вибір експлуатаційних свердловин, в яких в період буріння повинен відбиратися керн, здійснюється розробником технологічної схеми (проекту), геологічною і технологічною службою нафтогазовидобувного підприємства.

− 5.2.4 Конструкція експлуатаційних (видобувних) свердловин повинна забезпечувати:

− можливість реалізації запроектованих способів і режимів експлуатації свердловин, створення максимально допустимих депресій і репресій на пласт, які прогнозуються на всіх стадіях розробки родовища;

− можливість здійснення одночасно-роздільного видобування нафти з декількох експлуатаційних об’єктів в одній свердловині (якщо це передбачено проектом розробки);

− умови для проведення в свердловинах протягом всього періоду їх експлуатації всіх видів ремонтних і дослідних робіт;

− можливість проведення робіт з інтенсифікації припливу вуглеводнів хімічним або фізико-хімічним методом;

− можливість проходження внутрішньосвердловинного обладнання і ремонтного інструменту в експлуатаційній колоні вертикальних, похило-спрямованих і горизонтальних свердловин;

− якісне цементування обсадних колон і ізоляцію продуктивних горизонтів з використанням сучасної оснастки обсадних колон;

− додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища. 

− 5.2.5 Конструкція експлуатаційної колони (хвостовиків) повинна забезпечувати можливість установки пакерів і інших пристроїв, клапанів-відсікачів і т. ін., якщо це передбачено проектом.

− 5.2.6 Конструкція свердловин, які планується експлуатувати газліфтним способом, повинна задовольняти вимогам, які ставляться до конструкцій газових свердловин.

− 5.2.7 Конструкції нагнітальних свердловин для закачування води, в тому числі гарячої, пари, газу або інших реагентів, а також конструкції водозабірних свердловин повинні задовольняти особливим вимогам, які мають бути обґрунтовані в проектах на їх будівництво.

− 5.3 Розкриття продуктивних пластів бурінням та кріплення свердловин

− 5.3.1 Основною вимогою, яка пред’являється до розкриття продуктивного пласта в процесі буріння (первинне розкриття), є забезпечення максимально можливого збереження природного стану присвердловинної зони, уникнення її забруднення і руйну-вання.

− 5.3.2 Проектно-кошторисна документація на будівництво свердловин повинна вміщати спеціальний розділ з розкриття продуктивних пластів.

− 5.3.3 Параметри бурового розчину, технологічні параметри і режим буріння в інтервалі продуктивного пласта повинні забезпечувати якісне розкриття продуктивного об’єкта.

− 5.3.4 Тип і параметри бурового розчину для розкриття продуктивного пласта повинні бути обґрунтовані в проекті на будівництво свердловин згідно з особливостями геологічної будови, колекторських і фільтраційних характеристик пластів з урахуванням мети і методів досліджень, які проводяться в процесі буріння. Для якісного розкриття продуктивного об’єкта необхідно використовувати розчини, які забезпечують максимальне збереження природної проникності і насиченості колектора, можливість виконання необхідного комплексу геофізичних досліджень. Як правило, це повинні бути інші розчини, ніж ті, які використовувались при бурінні свердловини до розкриття продуктивного горизонту. 

− 5.3.5 Контроль за якістю розкриття продуктивних пластів здійснюється відповідними службами бурових і нафтогазовидобувних підприємств.

− 5.3.6 В період буріння і після розкриття продуктивних горизонтів виконується комплекс геофізичних досліджень свердловини, який передбачено робочою документацією на будівництво свердловини. Цей комплекс робіт визначається нафтогазовидобувним підприємством на підставі проектної технологічної документації на розробку родовища, погоджується з буровою організацією-підрядником робіт і геофізичною організацією, яка виконуватиме вказані дослідження.

− 5.3.7 Роботи з цементування обсадних колон повинні здійснюватись спеціалізованими підрозділами або організаціями на замовлення бурової організації. 

− Роботи з цементування повинні забезпечити:

− підняття цементного розчину на проектну висоту;

− надійну ізоляцію нафтових, газових і водяних горизонтів між собою, яка б виключала циркуляцію флюїдів (нафти, газу і води) в заколонному просторі;

− високу ступінь надійності цементного каменю за обсадними трубами, його стійкість до агресивних пластових рідин, механічних і температурних навантажень;

− забезпечення запроектованих депресій і репресій на продуктивні пласти;

− додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища, запобігання проникнення цементного розчину в продуктивні пласти.

− 5.3.8 Якість цементування обсадних колон обов’язково повинна визначатись відповідними геофізичними методами.

− 5.3.9 Роботи з цементування обсадних колон закінчуються обов’язковим випробуванням колон на герметичність, які виконуються згідно з чинними нормативами і інструкціями.

− 5.4 Розкриття продуктивних пластів перфорацією

− 5.4.1 Розкриття продуктивних пластів перфорацією (вторинне розкриття) повинно здійснюватися спеціалізованими геофізичними організаціями, які мають дозвіл (ліцензію) на проведення таких робіт згідно із затвердженим планом на проведення перфо-раційних робіт.

− 5.4.2 Інтервали перфорації продуктивних пластів визначають геологічна служба і служба розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства після отримання результатів інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень фактичного розрізу даної свердловини за умов визначення колекторських властивостей кернового матеріалу.

− 5.4.3 Способи перфорації і порядок проведення робіт визначаються чинними інструкціями з прострільних і підривних робіт в свердловинах та правилами безпеки при підривних роботах.

− 5.4.4 Спосіб, тип і щільність перфорації та технологія її проведення повинні вибиратись з урахуванням геолого-промислової характеристики об’єктів, забезпечувати найбільш повнішу гідрогазодинамічну досконалість привибійної зони свердловини і не призводити до порушення обсадних труб і цементного кільця за межею інтервалу перфорації, що може спричинити перетоки рідини і газу між горизонтами.

− 5.4.5 Перед проведенням перфораційних робіт стовбур свердловини (навпроти продуктивного пласта) необхідно заповнити спеціальною рідиною перфорації, яка забезпечує максимальне збереження природної проникності і нафтогазонасиченості колекторів, виключає можливість нафтогазопроявлень і не викликає складності при освоєнні свердловини (виклику припливу рідини і газу).

− Перед початком перфораційних робіт необхідно перевірити працездатність противикидного устаткування (ПВУ), рівень промивальної рідини в свердловині, її параметри та відповідність стану устя свердловини вимогам правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості.

− 5.4.6 З метою уточнення фактичного інтервалу перфорації повинен здійснюватись контроль геофізичними методами.

− 5.5 Освоєння свердловин

− 5.5.1 Під освоєнням нафтогазовидобувних і нагнітальних свердловин слід розуміти комплекс робіт, пов’язаних з викликом припливу флюїдів (нафти, газу і води) з пласта або закачуванням в нього робочого агента у відповідності з очікуваною продуктивністю (приймальністю) пласта.

− 5.5.2 Комплекс робіт з освоєння свердловин, включаючи роботи з відновлення і підвищення продуктивності пласта, необхідні для їх реалізації, технічні засоби та матеріали повинні бути передбачені в проектах на будівництво свердловин.

− 5.5.3 Освоєння свердловини здійснюється згідно з планом, який складається відповідними службами нафтогазовидобувних і бурових підприємств та затверджується керівництвом цих підприємств. 

− В плані робіт на освоєння свердловини визначається відповідальна особа в залежності від того, яка організація здійснює освоєння свердловини (бурове або нафтогазовидобувне підприємство).

− 5.5.4 В планах з освоєння свердловин повинні бути визначені умови, які забезпечують збереження цілісності скелета пласта в присвердловинній зоні і цементного каменю за експлуатаційною колоною, а також заходи, які б запобігали:

− деформацію експлуатаційної колони;

− прорив пластових вод і газу із газової шапки;

− відкрите фонтанування;

− утворення вибухової суміші;

− зменшення проникності привибійної зони;

− забруднення навколишнього природного середовища.

− 5.5.5 Перед освоєнням свердловини виконується обв’язка устя відповідним технологічним обладнанням, яке узгоджується з нафтогазовидобувним підприємством і опресовується на заданий тиск.

− Типова схема обв’язки устя свердловини перед освоєнням погоджується з відповідним воєнізованим підрозділом з попередження виникнення і ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів та з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці. 

− 5.5.6 Освоєння свердловин з аномально високим пластовим тиском, в продукції яких міститься значна кількість H2S i CO2, повинно здійснюватись за індивідуальними планами з дозволу воєнізованого підрозділу з попередження виникнення і ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів після відповідної обв’язки устя згідно з чинними вимогами і правилами.

− 5.5.7 Освоєння закінчених бурінням свердловин виконується методами, які передбачено в технологічних регламентах, затверджених для гірничо-геологічних умов кожного родовища (покладу).

− 5.5.8 З метою одержання інформації, необхідної для підрахунку запасів вуглеводнів і проектування розробки родовища, в період освоєння свердловини здійснюється комплекс досліджень продуктивного горизонту, обсяг яких визначається геологічною службою та службою розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства у відповідності з технологічними проектними документами і робочим проектом на будівництво свердловини. 

− 5.5.9 Вказані дослідження мають включати:

− комплекс геофізичних досліджень (термометрія, локатор перфораційних отворів, РК, ІННК);

− метод усталених відборів;

− зняття кривих відновлення тиску;

− визначення дебіту свердловини;

− визначення обводненості продукції;

− визначення газового, конденсатного фактору (у випадку проведення запланованих спеціальних досліджень);

− визначення вибійного і пластового тисків;

− випробування свердловини на приймальність;

− визначення пластової температури (у випадку глибинних вимірів тиску);

− відбір і хіманаліз проб нафти, газу, конденсату, супутньої води.

− 5.5.10 Свердловина вважається освоєною, якщо в підсумку проведених робіт визначена продуктивність пласта і одержано приплив флюїду, який характерний для інтервалу, що випробовується. При від’ємних результатах освоєння виясняються їх при-чини, складається і затверджується план подальших робіт.

− 5.5.11 Продуктивність свердловини може відновлюватись та підвищуватись за допомогою ущільнюючої перфорації або внаслідок проведення робіт з інтенсифікації. Способи проведення цих операцій залежать від геолого-фізичних властивостей покладу і здійснюються у відповідності з керівними документами.

− 5.5.12 Вибір способу експлуатації, підбір і установлення внутрішньосвердло-винного обладнання, а також подальші роботи з підвищення продуктивності і досягнення наміченої приймальності свердловин здійснюється нафтогазовидобувними підприємствами у відповідності з технологічними проектними документами на розробку, особливостями геологічної будови покладу і поточного стану розробки родовища.

− 5.5.13 Будівництво свердловини вважається завершеним після виконання усіх робіт, передбачених робочим проектом на будівництво і планом освоєння свердловини.

− 5.6 Передача свердловин в експлуатацію

− 5.6.1 Закінчені будівництвом свердловини із встановленим свердловинним обладнанням передаються нафтогазовидобувному підприємству.

− 5.6.2 Умови передачі свердловини буровим підприємством (підрядником) – нафтогазовидобувному підприємству (замовнику) регламентуються умовами виконання робіт з будівництва свердловин підрядним способом.

− 5.6.3 При передачі свердловини в експлуатацію бурове підприємство (розвідувальна експедиція) зобов’язане передати нафтогазовидобувному підприємству наступні документи:

− акт про закладення свердловини;

− типовий геолого-технічний наряд буріння свердловини;

− акти про початок і закінчення бурінням свердловини;

− акт про вимір альтитуди устя обсадної колони (стола ротора);

− матеріали усіх геофізичних досліджень і висновки на них;

− розрахунки обсадних колон, їх міру, діаметр, товщину стінки, групу міцності сталі і інші необхідні характеристики;

− акти про цементування обсадних колон, лабораторні дані якості цементного розчину і його густини, дані про виміри густини цементу в процесі цементування, дані про висоту підняття цементу, про оснащення колон, дані про стан і якість глинистого розчину в колоні перед цементуванням і т. ін.;

− акти випробувань всіх обсадних колон на герметичність;

− акти на випробування пластів в процесі буріння;

− акти про перфорацію обсадної колони з даними про інтервали, спосіб перфорації і кількість простріляних отворів;

− плани робіт на випробування або освоєння кожного об’єкта;

− акти випробування і освоєння кожного об’єкта з додатком результатів дослідження свердловини;

− матеріали (протоколи, акти і т. ін.) щодо ускладнень і аварій в процесі будівництва свердловин і методів їх ліквідації;

− акти на встановлення цементних мостів;

− результати розрахунку колони НКТ з даними про їх типорозмір (діаметр, товщину стінки, марку сталі), глибину спуску колони, обладнання низу, глибини установки пускових клапанів (отворів), місце установки пакера, його тип;

− геологічний журнал з описом всього процесу буріння і освоєння свердловини;

− паспорт свердловини з даними про буріння, нафтогазопроявлення і її конструкцію;

− опис керну;

− акти про натяг експлуатаційної колони;

− акт про обладнання устя свердловини;

− акт на рекультивацію землі та паспорт зімельної ділянки;

− акт про передачу геологічних документів на свердловину.

− 5.6.4 Передача свердловини і технічної документації Замовнику оформляється актом.

− 5.6.5 Передача закінчених будівництвом свердловин в експлуатацію здійснюється за участю і при позитивному висновку місцевих органів виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 6 ЕКСПЛУАТАЦІЯ ВИДОБУВНИХ СВЕРДЛОВИН

− 6.1 Способи експлуатації видобувних свердловин

− 6.1.1 Під експлуатацією видобувних свердловин розуміють їх використання в технологічних процесах підняття з пласта на поверхню рідини (нафти, конденсату, води) і газу.

− 6.1.2 Експлуатація свердловин здійснюється наступними основними способами:

− фонтанним;

− газліфтним;

− насосним.

− 6.1.3 Способи експлуатації свердловин, періоди їх застосування обґрунтовуються в технологічних проектних документах на розробку родовища і реалізуються нафтогазовидобувними підприємствами згідно з планами геолого-технічних заходів і технологічним режимом.

− 6.1.4 Експлуатація свердловин має здійснюватися тільки за наявності в них насосно-компресорних труб. Глибина спуску і конструкція труб встановлюється планами освоєння свердловин, планами геолого-технічних заходів, технологічним режимом.

− 6.1.5 Безкомпресорний газліфт з використанням природного газу, як робочого агента, можливо застосовувати в свердловинах з спеціальною конструкцією насосно-компресорних труб за умови утилізації газу.

− 6.1.6 При необхідності, в насосних установках нижче прийому насоса слід застосовувати спеціальні захисні пристрої (газові і пісочні якорі) для захисту насоса від попадання в нього піску і газу.

− 6.1.7 Одночасно-роздільна експлуатація декількох об’єктів однією свердловиною здійснюється тільки при обґрунтуванні цього способу в технологічних проектних документах на розробку родовища за умови забезпечення роздільного обліку видобутої продукції, проведення промислових досліджень та геолого-технічних заходів.

− 6.1.8 Вибране обладнання для експлуатації видобувних свердловин повинно забезпечувати:

− відбір рідини, газу із пласта у відповідності з проектними показниками, результатами дослідження свердловин та встановленим технологічним режимом;

− високий ККД установки;

− надійну і безаварійну роботу свердловини.

− 6.1.9 Відповідальність за правильний підбір свердловинного обладнання покладається на службу розробки та виробничо-технічну службу нафтогазовидобувного підприємства, а за належне його використання – на технічні служби підприємства. 

− 6.2 Контроль за роботою обладнання і станом видобувних свердловин

− 6.2.1 В процесі експлуатації свердловин здійснюється їх дослідження з метою контролю роботи обладнання і пласта, перевірки відповідності параметрів роботи свердловин встановленому технологічному режиму, контролю технічного стану експлуатаційної колони і насосно-компресорних труб, отримання інформації, необхідної для оптимізації режимів роботи пласта та свердловинного обладнання.

− Забороняється довгочасний простій свердловини, яка знаходиться під тиском і при цьому рахується в експлуатаційному фонді. У випадку, коли свердловина тимчасово (більше 2-х місяців) не експлуатується, то вона повинна бути законсервована, якщо інше не передбачене затвердженими планами проведення промислових експериментів, досліджень, тощо.

− 6.2.2 При дослідженні свердловин:

− перевіряється стан привибійної зони свердловини, технічний стан свердловини і встановленого обладнання (герметичність цементного каменю, обсадної колони, насосно-компресорних труб, стан стовбура свердловини, наявність та динаміка міжколонного тиску, робота насосів, робота встановлених на колоні насосно-компресорних труб глибинних клапанів і інших пристроїв);

− перевіряється відповідність параметрів роботи встановленого обладнання видобувним можливостям свердловини і заданому технологічному режиму;

− оцінюється надійність і працездатність вузлів обладнання, визначається міжремонтний період роботи обладнання і свердловини, можливість роботи свердловини при поточному міжколонному тиску;

− отримується інформація, необхідна для планування різного виду ремонтно-відновлювальних та інших робіт в свердловинах, а також для встановлення технологічної ефективності цих робіт.

− 6.2.3 Для вирішення перерахованих в пп. 6.2.1 і 6.2.2 завдань використовується комплекс досліджень і замірів (замір дебітів нафти, газу, конденсату, обводненості продукції, обстеження експлуатаційної колони і колони насосно-компресорних труб дефектоміром і корозиметром, глибинний замір температури і тиску, термодебітометричні дослідження, проміри глибин, динамометрування, запис витрат робочого агента, облік відказів і ремонтів обладнання, аналіз проб продукції свердловин та інше).

− 6.2.4 Види, обсяг і періодичність досліджень та замірів з метою контролю за роботою обладнання для всіх способів експлуатації свердловин встановлюється у відповідності з рекомендаціями технологічних проектних документів і затверджується керівництвом нафтогазовидобувного підприємства.

− 6.2.5 Дослідження, пов’язані з контролем за роботою видобувних свердловин, мають здійснюватися у відповідності з правилами безпеки в нафтогазовидобувній промисловості з дотриманням вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища.

− 6.2.6 Документами, регламентуючими обсяги, методи, технологію досліджень, є діючі обов’язкові комплексні інструкції та інші керівні документи, пов’язані з технологічними, гідрогазодинамічними і лабораторними дослідженнями, спостереженнями, операціями.

− 6.2.7 Матеріали, отримані при контролі за роботою обладнання, систематично аналізуються і використовуються інженерною службою нафтогазовидобувних підприємств для забезпечення встановлених технологічних режимів роботи свердловин.

− 6.2.8 Всі первинні матеріали досліджень підлягають обов’язковому зберіганню протягом всього періоду розробки експлуатаційного об’єкта (родовища).

− 6.3 Технологічний режим роботи видобувних свердловин

− 6.3.1 Під встановленим технологічним режимом роботи видобувних свердловин належить розуміти сукупність основних параметрів їх роботи, які забезпечують передбачені технологічним проектним документом на даний період відбір нафти, рідини, газу, конденсату, надійні умови експлуатації. 

− Технологічний режим свердловин забезпечує проектний технологічний процес розробки і характеризується наступними основними параметрами:

− пластовим, вибійним і устєвим тисками та температурою;

− дебітом нафти (рідини), газу і конденсату, обводненістю;

− фактичними та допустимими депресіями;

− тисками та температурами на вході в установку з підготовки газу;

− типорозмірами встановленого експлуатаційного обладнання і режимами його роботи (конструкцією ліфта, глибиною підвіски і діаметром насоса, продуктивністю, числом коливань, довжиною ходу, створюваним напором та інше).

− 6.3.2 Технологічний режим роботи свердловин складається виробничими структурами, зайнятими видобуванням нафти, газу, виходячи із продуктивної характеристики свердловин і обмежень, визначених проектним технологічним документом, пого-джуються з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці та затверджуються головним геологом, головним інженером нафтогазовидобувного підприємства надрокористувача.

− При необхідності, одночасно з технологічним режимом для його забезпечення, складається і затверджується план геолого-технічних заходів. Технологічний режим встановлюється 1 раз в квартал, а в окремих випадках, при необхідності, щомісячно.

− 6.3.3 Відповідальність за дотримання встановлених режимів несуть майстер і начальник цеху (промислу) з видобування нафти, газу.

− 6.3.4 Контроль за виконанням встановлених технологічних режимів роботи свердловин здійснюється геологічною службою та службою розробки родовищ і виробничими службами нафтогазовидобувних підприємств. З боку держави контроль здійснюють органи виконавчої влади відповідно до їх компетенції. 

− 6.3.5 Для спостереження за режимом роботи свердловин встановлюється контрольно-вимірювальна апаратура і пристрої для відбору устєвої проби продукції, що видобувається. Обв’язка свердловини має забезпечувати проведення комплексу досліджень: індивідуальний замір дебіту рідини, газу, обводненості, промислово-гідрогазодинамічних і промислово-геофізичних досліджень.

− Введення в експлуатацію необлаштованих для індивідуального заміру продукції та глибинних досліджень свердловин не дозволяється.

− 6.3.6 Геолого-промислові матеріали про роботу свердловин на протязі року підлягають аналізу і узагальненню відповідними службами підприємства-надрокористувача і відображаються в щорічних геологічних звітах.

− 6.4 Ремонт свердловин

− 6.4.1 Ремонт свердловин підрозділяють на капітальний і поточний (підземний):

− до капітального ремонту відносяться підземні роботи, пов’язані із зміною об’єкта експлуатації свердловини, кріпленням привибійної зони (незцементованих колекторів), відновленням герметичності обсадної колони і ліквідацією її деформації, зарізання другого стовбура, обмеженням припливів пластових і сторонніх вод, ловильними і іншими аналогічними підземним роботами;

− до поточного ремонту відносяться роботи, пов’язані з переводом свердловин з одного способу експлуатації на інший, забезпеченням технологічного режиму роботи підземного експлуатаційного обладнання, зміною режиму роботи і зміною цього обладнання, очисткою стовбура свердловини і насосно-компресорних труб від піску, парафіну, солей та сторонніх предметів (дроту, глибинних замірних приладів) та інших аналогічних видів робіт.

− 6.4.2 Капітальні ремонти свердловин повинні проводитись у відповідності із планом робіт, який складається виробничо-технологічними службами нафтогазовидобувного підприємства за участю служб цеху капітального ремонту на основі заявок цехів (промислів) з видобування нафти, газу і підтримання пластового тиску (ППТ) і, при необхідності, узгоджується з органами Держнаглядохоронпраці та затверджується головним інженером та головним технологом з розробки родовищ (геологом) нафтогазовидобувного підприємства.

− 6.4.3 При проведенні ремонтних робіт в свердловинах не допускається застосування промивальних робочих рідин, які зменшують проникність присвердловинної зони пласта. Облаштування устя і стовбура свердловини, густина промивальних робочих рідин мають запобігати відкритим нафто- і газопроявам. 

− 6.4.4 При підземних ремонтах, пов’язаних з повним підняттям труб, при необхідності, проводяться роботи по обстеженню чистоти вибою, шаблонування експлуатаційної колони і перевірці стану цементного каменю за колоною геофізичними метода-ми.

− 6.4.5 Ремонт свердловин має проводитися згідно з правилами безпеки в нафтогазовидобувній промисловості, вимогами з охорони надр і навколишнього природного середовища, а також правилами і інструкціями експлуатації обладнання та проведення технологічних процесів.

− 6.4.6 Інформація про проведені ремонтні роботи, міжремонтний період роботи обладнання і свердловини, техніко-економічну ефективність проведених робіт підлягає зберіганню в нафтогазовидобувному підприємстві протягом всього періоду розробки експлуатаційного об’єкта (родовища).

− 6.5 Утримання фонду свердловин та зміна їх призначення

− 6.5.1 Технічний стан свердловин і встановленого на них обладнання має забезпечувати:

− експлуатацію свердловин у відповідності із затвердженими технологічними режимами їх роботи;

− зміну і контроль цих режимів (замір устєвих, затрубних і міжколонних тисків, дебітів рідини, газу свердловин, газових факторів, обводненості продукції, робочого тиску і витрат газу при газліфтній експлуатації свердловин, подачі насосів при механізованій експлуатації, відборів устєвих проб і т. ін.);

− промислово-гідрогазодинамічні і промислово-геофізичні дослідження свердловин з метою контролю процесів розробки, стану підземного обладнання і присвердловинних зон пластів;

− проведення заходів з метою попередження і боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин.

− 6.5.2 Власник спеціального дозволу на користування ділянкою надр несе відповідальність за весь фонд свердловин родовища, яке надано йому у користування, в тому числі за ліквідованими та законсервованими свердловинами.

− 6.5.3 Обслуговування свердловин різних категорій проводиться згідно з вимогами інструкції з експлуатації свердловин і встановленого на них обладнання.

− 6.5.4 Для проведення робіт з метою контролю процесів розробки і технологічних режимів роботи свердловин останні мають бути обладнані:

− при фонтанному і газліфтному способах експлуатації свердловин – пристроями для контролю буферного, затрубного і міжколонних тисків, пристроями для відбору устєвих проб, заміру устєвої температури, арматурними площадками і, при необхідності, лубрикаторами, які дозволяють спускати в свердловини глибинні прилади (манометри, термометри, дебітоміри, пробовідбірники та інше);

− при газліфтному способі експлуатації свердловин – викидні лінії устєвих арматур додатково обладнуються манометрами, витратомірами, різними пристроями для заміру і регулювання тиску і витрат робочого газу;

− при експлуатації свердловин штанговими глибинними насосами (ШГН) – пристроями для відбору проб рідини і затрубного газу, динамометрування, замірів рівня ехолотом;

− при експлуатації свердловин зануреними електровідцентровими насосами (ЕВН) – станціями управління, приладами для контролю подачі насоса, манометрами для заміру тиску на буфері і в затрубному просторі;

− при експлуатації свердловин гідропоршневими насосами – пристроями для контролю числа ходів зануреного агрегату, манометрами для контролю тиску робочої рідини;

− при експлуатації свердловин плунжерним ліфтом – пристроями для відкриття і закриття свердловин, заміру циклів роботи плунжерного ліфта.

− 6.5.5 В свердловинах із значним виносом піску проводиться кріплення привибійної зони. Методи укріплення (установка фільтрів, цементування, обробка смолами, полімерами і т. ін.) вибирається в залежності від конкретних умов.

− 6.5.6 Переведення свердловин на інші об’єкти розробки здійснюється у відповідності з положеннями та інструкціями.

− 6.5.7 Приєднання нових об’єктів для сумісної експлуатації з раніше розроблюваними в даній свердловині об’єктами проводиться згідно з технологічним проектним документом.

− 7 КОНСЕРВАЦІЯ І РЕКОНСЕРВАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

− 7.1 Консервації підлягають параметричні, пошукові, розвідувальні (оціночно – експлуатаційні), експлуатаційні (нафтогазовидобувні) і нагнітальні свердловини, в тому числі свердловини для підземних сховищ газу (ПСГ), розташовані як на суші, так і в акваторії Чорного і Азовського морів, які після випробування і освоєння дали промислові припливи нафти або газу, але на протязі двох місяців після освоєння (випробування) не можуть бути уведені в експлуатацію, а також діючі свердловини, при необхідності призупинення їх експлуатації.

− 7.2 Порядок консервації свердловин, терміни, на які консервуються свердловини, вимоги щодо оформлення матеріалів на консервацію свердловин і утримання законсервованих свердловин регламентуються чинним законодавством та нормативно-правовими актами, що стосуються  надрокористування.

− Терміни і порядок консервації розвідувальних свердловин, які дали промислові припливи нафти і газу, але вміщують в своїй продукції агресивні компоненти (сірководень, вуглекислий газ і ін.), встановлюються підприємством (організацією), яке прово-дило розвідувальні роботи на родовищі (площі) за узгодженням з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 7.3 Консервація спеціальних свердловин, а також свердловин, пробурених для створення підземних сховищ нафти, нафтопродуктів (ПСН) в камерах вилуження, в штучних порожнинах, у т.ч. і кріогенних відкладах повинна здійснюватися на основі нормативних документів.

− 7.4 Свердловина вважається законсервованою, якщо на ній виконано відповідні роботи, передбачені планом консервації і оформлений відповідний акт консервації свердловини, які погоджені з органами Держнаглядохоронпраці.

− 7.5 Відповідальність за роботу з консервації, утримання законсервованих свердловин і їх збереження на весь період консервації несуть керівники підприємств і організацій, на балансі яких знаходяться законсервовані свердловини.

− 7.6 Реконсервації підлягають свердловини, які після закінчення терміну консервації виявляться придатними для використання їх при розробці родовищ нафти і газу або створення підземних сховищ газу.

− 7.7 Реконсервація свердловин повинна здійснюватись у відповідності з планами реконсерваційних робіт, які складаються нафтогазовидобувними підприємствами і організаціями, на балансі яких знаходяться законсервовані свердловини і узгоджуються органами Держнаглядохоронпраці.

− 7.8 Свердловини, які вводяться в експлуатацію після реконсервації, повинні бути обладнані у відповідності з вимогами, які пред’являються до експлуатаційних і нагнітальних свердловин.

− 7.9 Свердловини, які після реконсервації виявились непридатними для використання за прямим призначенням, підлягають ліквідації в установленому порядку.

− 8 ЛІКВІДАЦІЯ І ВІДНОВЛЕННЯ СВЕРДЛОВИН

− 8.1 Всі свердловини, які підлягають ліквідації, в залежності від мети їх будівництва і причин ліквідації поділяються на 6 категорій.

− 8.2 До I категорії відносяться опорні, параметричні, пошукові і розвідувальні свердловини:

− які досягли проектної глибини і розкрили проектний горизонт, виконали своє призначення, але виявилися після закінчення будівництва в несприятливих геологічних умовах („сухими” або що дали припливи води із всіх випробуваних пластів, або в які за результатами промислово-геофізичних досліджень спуск експлуатаційних колон і випробування пластів недоцільні) і не можуть бути використані для інших народногосподарських цілей;

− які не доведені до проектної глибини, не розкрили проектного горизонту і подальше буріння (поглиблення) яких зупинено у зв’язку з недоцільністю або неможливістю з геологічних причин;

− які доведені до проектної глибини, не розкрили проектного горизонту і поглиблення яких недоцільне або технічно неможливе з геологічних причин;

− у яких отриманий приплив нафти або вільного газу на родовищах, запаси яких віднесені до забалансових, і які, за тих чи інших причин, не можуть бути використані для розробки родовища;

− які при випробуванні нижніх горизонтів дали приплив нафти або газу, а у вищезалягаючих – воду і повернення на нижній продуктивний горизонт з метою його експлуатації з технічних причин неможливе або подальші роботи обгрунтовуються як економічно недоцільні;

− в яких отримані припливи нафти або газу, але експлуатація цих свердловин при промисловій розробці родовища обґрунтована як нерентабельна і їх використання з іншою метою не передбачено технологічними проектними документами (проектом або техсхемою) розробки родовища;

− які пробурені на шельфі морів або в межах виключної (морської) економічної зони з плавучих бурових установок (ПБУ), які виконали своє призначення і з яких отримані промислові припливи нафти, газу, але не має можливості забезпечити експлуатацію свердловин;

− які пробурені з пересувних знімних, морських стаціонарних платформ (МСП), які встановлюються на малих глибинах для виконання сезонних робіт і призначених для буріння тільки розвідувальних свердловин.

− 8.3 До II категорії відносяться:

− експлуатаційні свердловини, які пробурені з метою видобування нафти або газу, розкрили пласт в передбаченій проектом точці (вибої), але виявилися “сухими” або обводненими, а також оціночно-експлуатаційні свердловини, які виконали своє призначення і по інших горизонтах розкритого розрізу виявилися непридатними для розробки родовища та інших народногосподарських цілей;

− нагнітальні, водозабірні, спеціальні, оціночні, спостережні, а також поглинальні свердловини для повернення (скидання) супутніх пластових і промислово-стічних вод та інших промислових відходів, свердловини для підземних сховищ нафти і газу, які виявились в несприятливих геологічних умовах стосовно проектного горизонту і якщо вони не можуть бути використані для розробки вище залягаючих горизонтів або інших народногосподарських цілей.

− 8.4 До III категорії відносяться свердловини, які підлягають ліквідації з технічних причин:

− в наслідок неякісного спорудження (будівництва) або аварії в процесі буріння, або випробування;

− внаслідок аварії в процесі експлуатації, поточному або капітальному ремонті експлуатаційної свердловини, а також в наслідок корозії експлуатаційної колони;

− пробурені для глушіння відкритих фонтанів, які виникли під час спорудження або експлуатації свердловин, які після виконання свого призначення не можуть бути використані для інших цілей.

− 8.5 До IV категорії відносяться свердловини:

− нафтогазовидобувні після їх обводнення пластовою водою або водою, яка закачується для ППТ і витиснення нафти і газу з продуктивного горизонту, і які не мають об’єктів для повернення на інші експлуатаційні горизонти;

− нафтогазовидобувні, при отриманні із них під час освоєння або при експлуатації дебіту нафти або газу нижче обґрунтованої надрокористувачем межі рентабельності внаслідок виснаження запасів або обводнення;

− нагнітальні для ППТ і закачки робочих агентів для збільшення нафтогазоконденсатовилучення із пластів, поглинальні для закачування супутньо-пластових вод, а також свердловини на підземних газосховищах, приймальність яких неможливо або недоцільно відновити;

− контрольні, оціночні і нагнітальні свердловини при недоцільності подальшого використання на родовищах нафти і газу та підземних сховищах згідно з висновками науково-дослідної організації – автора технологічного проектного документу, або організації, яка здійснює авторський нагляд за розробкою родовища або експлуатацією підземного сховища;

− свердловини, які виконали своє призначення, передбачене технологічним проектом (схемою) розробки родовища;

− пробурені на морських родовищах у випадку порушення гідротехнічних споруд і технічної неможливості або економічної недоцільності їх відновлення.

− 8.6 До V категорії відносяться свердловини:

− які розміщені в заборонених зонах (полігонах, водосховищах, населених пунктах, промислових підприємствах тощо);

− які ліквідуються після стихійного лиха (землетруси, зсуви, паводок, порушення морських гідротехнічних споруд, тощо) або в результаті зі м’яття обсадних колон за рахунок геологічних причин (дія сольових пливунів, опускання поверхні землі в процесі розробки родовища тощо), що виключає можливість подальшої їх експлуатації;

− спеціального призначення, які виконали своє завдання;

− які пробурені для проведення дослідно-промислових робіт для проведення методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення із пластів або видобування бітумів, які виконали своє призначення і не можуть бути використані для інших цілей.

− 8.7 До VI категорії відносяться свердловини:

− використання яких в якості видобувних, нагнітальних чи контрольних неможливе через невідповідність їх конструкції умовам експлуатації (діаметр і корозійна стійкість експлуатаційної колони);

− які довгий час перебувають в консервації і які виявилися непридатними для використання при розробці родовищ нафти і газу, а також для інших народногосподарських цілей або введення в дію яких економічно недоцільне.

− 8.8 Якщо в свердловині, яка підлягає ліквідації по одній із вище наведених категорій, частина стовбура може бути використана для інших цілей (забурювання другого стовбура (відгалуження) свердловини, використання в якості водозабірної для цілей ППТ або питного водопостачання, поглинальної для закачування промислово-стічних вод), то в установленому порядку по відповідній категорії ліквідовується тільки та частина стовбура, яка не може бути використана для інших цілей.

− 8.9 Порядок прийняття рішення про ліквідацію свердловин, оформлення необхідних документів на ліквідацію свердловин і проведення ліквідації та списання витрат на їх будівництво повинні здійснюватись у відповідності з чинними нормативними актами (положенням, галузевим стандартом). Ліквідація свердловин у встановленому чинними нормативними актами порядку здійснюється надрокористувачем.

− 8.10 Ліквідація свердловин повинна здійснюватись у відповідності з планом проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт свердловин, складеним надрокористувачем самостійно або з участю виконавця ізоляційно-ліквідаційних робіт, і узгодженим з органом Держнаглядохоронпраці.

− 8.11 Устя і стовбур ліквідованих свердловин обладнуються згідно з типовим проектом проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт, розробленим надрокористувачем і погодженим з органами Держнаглядохоронпраці.

− На фізично ліквідовані свердловини складається акт фактичного виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт, який постійно зберігається разом з іншою технічною документацією про свердловину у надрокористувача або його правонаступника.

− 8.12 Контроль за порядком ліквідації свердловин і додержанням вимог чинного законодавства про надра при ліквідації свердловин здійснюють органи Держнаглядохоронпраці .

− 8.13 Контроль за подальшим станом ліквідованих свердловин здійснює господарюючий суб’єкт (надрокористувач), який ліквідував свердловину, або його правонаступник.

− 8.14 Відновлення свердловин після ліквідації повинне здійснюватись на основі індивідуальних планів робіт з відновлення, які складають нафтогазовидобувні підприємства і організації (надрокористувачі), на ділянках надр наданих у користування яким знаходяться свердловини, що плануються до відновлення. План проведення робіт з відновлення свердловин узгоджується з органами Держнаглядохоронпраці. Вартість відновлених свердловин визначається з урахуванням витрат на їх відновлення.

− 8.15 Свердловини, які вводяться в експлуатацію після відновлення, повинні бути обладнані устєвим і внутрішньосвердловинним обладнанням згідно з вимог даних Правил.

− 8.16 Експлуатація відновленої свердловини не повинна погіршувати технологічних показників експлуатації свердловин, передбачених чинним технологічним документом на розробку родовища (покладу).

− 9 ВПЛИВ НА ПРИСВЕРДЛОВИННУ ЗОНУ ПЛАСТА 

(ІНТЕНСИФІКАЦІЯ ПРИПЛИВУ ТА ЗАКАЧУВАННЯ ФЛЮЇДІВ)

− 9.1 Під впливом на присвердловинну зону пласта слід розуміти комплекс здійснюваних в свердловинах робіт з метою зміни фільтраційних характеристик розкритих пластів або фізико-хімічних властивостей флюїдів, що їх насичують, у безпосередній близькості від вибою видобувної свердловини для підвищення або відновлення продуктивності (приймальності) свердловин і покращення охоплення пластів впливом.

− 9.2 Роботи з метою впливу на присвердловинну зону пласта проводяться на всіх етапах розробки родовищ (покладів).

− 9.3 Методи впливу на присвердловинну зону пласта діляться на хімічні, фізичні і термічні. Можливі також різні комбінації цих методів.

− 9.4 Основні методи впливу на привибійну зону свердловини мають визначатися в технологічних проектних документах і в роботах з авторського нагляду за їх впровадженням, а також в аналізах розробки родовища (покладу).

− 9.5 Технологія і періодичність проведення робіт з метою впливу на привибійну зону свердловини обґрунтовуються службою розробки родовищ та виробничо-технічною службою нафтогазовидобувного підприємства у відповідності з рекомендаціями технологічних проектних документів на розробку на основі техніко-економічної оцінки їх можливої ефективності.

− 9.6 Роботи з метою впливу на присвердловинну зону пласта здійснюються у відповідності зі спеціальними планами.

− Ці плани складаються службою розробки родовищ та виробничо-технічною службою нафтогазовидобувного підприємства, затверджуються головним технологом (геологом) і головним інженером цього ж підприємства і, при необхідності, погоджуються з органами Держнаглядохоронпраці.

− 9.7 При плануванні і здійсненні робіт з метою впливу на привибійну зону свердловини, належить керуватися:

− діючими інструкціями для окремих видів впливу на привибійну зону свердловини;

− правилами безпеки в нафтогазовидобувній промисловості;

− вимогами та нормами з охорони надр і навколишнього природного середовища.

− 9.8 Проведені роботи на свердловині з метою впливу на привибійну зону оформляються спеціальним актом, який підписується майстром, начальником цеху капітального (підземного) ремонту свердловин, старшим геологом цеху, заносяться в паспорт свердловини геологічною службою нафтогазовидобувного цеху (промислу).

− 10 ОБЛІК ВИДОБУВАННЯ ТА ВИКОРИСТАННЯ НАФТИ, 

ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

− 10.1 Облік видобування нафти, газу і конденсату на нафтогазопромислах повинен здійснюватися у відповідності з чинними нормативними документами (інструкціями, методиками).

− 10.2 Оперативний облік видобутої нафти із свердловин здійснюється на основі даних заміру дебіту рідини свердловини індивідуальними дебітомірами або на групових замірних установках (ГЗУ) з допомогою витратомірів і інших замірних пристроїв з урахуванням відпрацьованого свердловинами часу і процентного вмісту води. 

− 10.3 Оперативний облік вільного газу, конденсату, води, видобутих із свердловин, здійснюється на основі замірів дебітів газу, конденсату, води по кожній свердловині на групових або централізованих пунктах збору продукції.

− 10.4 Об’єм видобутих нафти, газу і конденсату бригадою з видобування нафти і газу визначається як сума видобутих нафти, газу і конденсату із працюючих свердловин, які обслуговує бригада, та на підставі даних заміру бригадних вузлів обліку.

− 10.5 Облік видобутих нафти, газу, конденсату бригадами і цехами (промислами) з видобування нафти і газу, здійснюється за показниками приладів бригадних і промислових вузлів обліку.

− 10.6 Замір дебіту газу на високодебітних газових і газоконденсатних свердловинах з нестабільним режимом роботи повинен обов’язково здійснюватися безперервно індивідуальним самозаписуючим приладом, контроль кількості конденсату і води має здійснюватися лічильником конденсату за відпрацьовані цикли або іншими приладами, які сигналізують про зміну кількості рідини.

− 10.7 Облік нафти, газу, контроль за кількістю конденсату і води по кожній свердловині групового пункту повинен супроводжуватися відповідним записом у вахтовому журналі. Періодичність і тривалість замірів встановлюється в технологічних проектних документах в залежності від режиму роботи свердловин і покладів.

− 10.8 Супутній нафтовий газ, вилучений із надр і відділений від нафти, підлягає збору, обліку і раціональному використанню в народному господарстві.

− 10.9 Оперативний облік видобутку супутнього нафтового газу здійснюється на основі обліку видобутої нафти і суми замірів газу на газових лініях всіх ступенів сепарації з урахуванням об’єму газу, який залишається в нафті після останнього ступеню сепарації. Заміри газових факторів свердловин здійснюється за графіком, складеним у відповідності з комплексом промислових гідрогазодинамічних досліджень і затвердженим головним технологом з розробки родовищ (геологом) і головним інженером нафтогазовидобувного підприємства.

− 10.10 При вмісті в нафтовому (розчиненому) і вільному газі цінних супутніх компонентів (етану, пропану, бутану, сірководню, гелію), запаси яких затверджені в ДКЗ України, їх видобування і використання обліковується за компонентами у відповідності з чинними інструкціями.

− 10.11 Пластові води, видобуті супутньо з вуглеводнями, обліковуються і повертаються в підземні горизонти у відповідності з технологічними проектами, погодженими з органами виконавчої влади з питань екології, природних ресурсів, охорони здоров’я. Проектними рішеннями можуть бути передбачені інші способи утилізації пластових вод.

− 10.12 Нагляд за обліком видобування нафти, газу і конденсату на нафтогазопромислах здійснюється органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− 11 ВЕДЕННЯ ДОКУМЕНТАЦІЇ ПРИ РОЗРОБЦІ РОДОВИЩ 

− НАФТИ І ГАЗУ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН

− 11.1 Документація при розробці родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин ведеться у підрозділах нафтогазовидобувних підприємств. Вона стосується оперативного і перспективного планування та обліку роботи.

− 11.2 Основними документами оперативного помісячного планування при розробці родовищ нафти і газу є: 

− місячний план-графік роботи бригад видобування нафти, газу; капітального, підземного і наземного ремонтів, інтенсифікації видобутку вуглеводнів;

− план-графік дослідження свердловин;

− технологічний режим роботи свердловин.

− 11.2.1 Місячний план видобутку нафти, газу, роботи бригад капітального і підземного ремонту встановлюється на основі технологічного режиму експлуатації свердловин, план-графіків введення свердловин з буріння та освоєння, з бездії та простою.

− Місячний план розробляється керівництвом низового нафтогазовидобувного підрозділу (промислу).

− 11.2.2 Місячний план капітального ремонту свердловин розробляється виробничо-технологічними службами нафтогазовидобувного підприємства з участю служб цеху капітального ремонту свердловин і низового нафтогазовидобувного підрозділу (промислу), узгоджується і затверджується нафтогазовидобувним підприємством.

− 11.2.3 Місячний план підземного і наземного ремонту свердловин розробляється і затверджується низовим нафтогазовидобувним підрозділом (промислом) після узгодження з виробничо-технологічними службами нафтогазовидобувного підприємства.

− 11.2.4 Місячний план-графік досліджень свердловин та проведення в них робіт з інтенсифікації розробляється низовим нафтогазовидобувним підрозділом (промислом), затверджується нафтогазовидобувним підприємством, виходячи із досліджень, передбачених у технологічному проектному документі на розробку родовища (покладу) та технологічному режимі.

− 11.3 Основними документами оперативного обліку при розробці родовищ нафти і газу є:

− 11.3.1 Добовий рапорт, в якому щоденно показується робота кожної свердловини, тривалість і причини простою свердловини, добовий видобуток нафти, газу, конденсату, води, закачування робочих реагентів. Добовий рапорт ведеться майстром бригади з видобування нафти і газу або майстром цеху ППТ.

− 11.3.2 Замірний журнал, в якому записуються результати замірів дебітів рідини, газу кожної свердловини, закачування робочих агентів, параметри роботи свердловини (устєвий, трубний, затрубний тиски, параметри роботи наземного обладнання).

− 11.3.3 Вахтовий журнал бригад підземного, капітального ремонту, в якому детально записуються роботи, виконані бригадою за зміну (вахту).

− 11.3.4 Місячний звіт про роботу свердловин, в якому приводяться показники роботи кожної свердловини (фактичний видобуток рідини, нафти, газу, конденсату, закачування робочих агентів, дні (години роботи), тривалість і причини простою, параметри роботи свердловин, при яких ці показники отримані).

− 11.3.5 Місячний звіт про дослідження свердловин, в якому приводяться фактичні інструментальні результати досліджень свердловин і результати їх інтерпретації (обробки) згідно з установленою для всіх нафтогазовидобувних підприємств формою і табличними та графічними додатками.

− 11.3.6 Книга документації (паспорт) ведеться для кожної свердловини, де заносяться щомісячні фактичні показники її роботи, записи, що стосуються проведених підземних та капітальних ремонтів, а також інших робіт, передбачених геолого-технічними заходами. Книга документації свердловини ведеться геолого-технологічними службами нафтогазовидобувних промислів, цехів ППТ.

− 11.3.7 Аналізи поверхневих і глибинних проб вуглеводнів та супутньої пластової води, які проводяться на замовлення нафтогазовидобувних підприємств, оформлюються у вигляді сертифікатів якості (аналізів) встановленої форми ЦНДВРами, ЦНДЛами та іншими організаціями, де ці аналізи проводилися.

− 11.3.8 Аналізи глибинних проб нафти, дослідження газоконденсатних систем свердловин, які проводяться спеціалізованими науково-дослідними організаціями, оформлюються ними у вигляді звітів (текстової частини, таблиць, рисунків) встановленої форми.

− 11.3.9 Замірний журнал роботи поглинальної, спеціальної свердловини, в якому обліковується повернення супутніх пластових вод в підземні горизонти, записуються технологічні параметри роботи свердловини (об’єм закачаної води за добу, тиск нагнітання, параметри роботи наземного обладнання).

− 11.4 На кожну свердловину, яка знаходиться в фонді нафтогазовидобувного підприємства, заводиться справа, в якій знаходяться всі документи про проведення різних робіт в ній як в процесі буріння, так і наступного використання.

− 11.5 По кожному родовищу (покладу) в нафтогазовидобувному підприємстві систематично, з встановленою періодичністю 1–2 рази в рік, створюється наступна узагальнююча документація:

− карти поточних і сумарних відборів флюїду з нанесенням початкового і поточного контурів нафтогазоносності;

− карти приведених та дійсних ізобар;

− детальні геологічні профілі, з нанесеними зонами витиснення основного флюїду контурними водами чи закачуваним агентом;

− структурні карти, карти товщин, пористості і проникності (при розбурюванні родовища). 

− 11.6 Документація, яка ведеться різними ланками нафтогазовидобувного підприємства, має відповідати встановленим єдиним формам, задовольняти вимогам автоматизованих систем управління, виконуватися згідно методичних вказівок.

− 11.7 Документація, отримана при розробці (дорозвідці) родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин, надається науково-дослідним та іншим організаціям, які за відповідними договорами складають проектні технологічні документи на розробку цих родовищ.

− 12 ОХОРОНА НАДР ПРИ РОЗВІДЦІ ТА РОЗРОБЦІ 

РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ

− 12.1 Загальні положення з охорони надр при розвідці та розробці 

родовищ нафти і газу

− 12.1.1 Охорона надр при розвідці та розробці родовищ нафти і газу повинна здійснюватись відповідно до чинного законодавства України про надра, про нафту і газ, а також цими Правилами. 

− 12.1.2 Охорона надр при розвідці та розробці родовищ нафти і газу повинна здійснюватись на всіх етапах проведення робіт на нафту і газ: пошукових і розвідувальних, розбурюванні родовищ, їх дослідно-промислової і промислової розробки, виведенні родовища з розробки.

− 12.1.3 Охорона надр при розвідці і розробці родовищ нафти і газу передбачає здійснення комплексу організаційних і геолого-технічних заходів, спрямованих на:

− комплексне геологічне вивчення надр, будови родовищ, одержання необхідних даних для підрахунку запасів вуглеводнів (нафти, газу і конденсату і наявних у них цінних компонентів), складання технологічних проектних документів;

− запобігання втрат нафти, газу і конденсату в надрах в наслідок низької якості проводки свердловин, порушення запроектованої технології розробки покладів нафти і газу, експлуатації свердловин, які призводять до передчасного обводнення пластів, їх дегазації, випадінню конденсату, перетоків флюїдів (нафти, газу і води) між продуктивними і сусідніми (верхніми і нижніми) горизонтами, руйнування скелета нафтогазонасичених порід, обсадних колон і цементного каменю за ними і т. ін.;

− запобігання передчасного виснаження родовищ (покладів) при дослідно-промисловій та промисловій розробках.

− 12.1.4 Відповідальність за охорону надр при розвідці та розробці родовищ нафти і газу покладається на надрокористувачів і керівників підприємств та організацій, які здійснюють розвідку, розбурювання і розробку родовищ нафти і газу.

− 12.1.5 Контроль і нагляд за виконанням законодавчих актів, правил, положень, норм та інструкцій з охорони надр покладається на органи виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

− Приписи цих органів є обов’язковими для всіх підприємств і організацій, які здійснюють пошуково-розвідувальне і експлуатаційне буріння свердловин та розробку родовищ нафти і газу.

− 12.1.6 Особи, які допустили порушення встановлених норм з охорони надр при розвідці і розробці родовищ нафти і газу, несуть відповідальність згідно з чинним законодавством України.

− 12.2 Охорона надр при бурінні розвідувальних свердловин і розбурюванні родовищ нафти і газу для промислової розробки 

− 12.2.1 При бурінні свердловин на родовищах нафти і газу основні заходи з охорони надр повинні бути спрямовані на забезпечення:

− запобігання відкритого фонтанування, грифоноутворення, поглинання промивальної рідини, обвалів стінок свердловин і міжпластових перетоків флюїдів (нафти, газу і води) в процесі проводки, розкриття продуктивних горизонтів, освоєння і наступної експлуатації свердловин;

− надійну ізоляцію в пробурених свердловинах всіх нафтоносних, газоносних і водоносних пластів по всьому розкритому розрізу;

− необхідну герметичність всіх обсадних колон труб, які спущені в свердловину, їх якісне цементування;

− запобігання погіршення колекторських властивостей продуктивних пластів, збереження їх природного стану при розкритті в процесі буріння, перфорації, кріпленні і освоєнні свердловин.

− 12.2.2 Всі пласти з ознаками нафтогазоносності, які виявлені в процесі буріння свердловин за даними відібраного керну, каротажу і безпосередніх нафтогазопроявів і рекомендовані для випробування за даними ГДС, повинні бути вивчені з метою визначення можливості одержання промислових припливів нафти і газу. 

− Пласти із сприятливими показниками повинні бути обов’язково взяті на облік. При проходженні їх свердловинами повинні бути розроблені та погоджені з місцевими органами Держнаглядохоронпраці заходи з охорони надр.

− 12.2.3 В процесі розвідки при підготовці родовища до розробки необхідно випробувати всі пласти, нафтогазоносність яких встановлена за результатами аналізу шламу, взірців порід (керну), пластовипробувачів і геофізичних досліджень.

− У випадку одержання при випробуванні нафтогазоносних пластів припливів води, на них повинні бути проведені дослідження по уточненню джерела надходження води і, при необхідності, проведення ізоляційних робіт і повторне їх випробування.

− 12.2.4 Розкриття продуктивних пластів в процесі буріння необхідно проводити при встановленому на усті свердловини противикидному обладнанні. Густина промивальної рідини для розкриття продуктивних пластів встановлюється згідно з робочим проектом на буріння свердловини.

− 12.2.5 Противикидне обладнання і його обв’язка повинні монтуватись згідно з типовою схемою для кожного району бурових робіт, погодженою органами Держнаглядохоронпраці і воєнізованим підрозділом з попередження, виникнення і ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів та затвердженою вищою за підпорядкуванням нафтогазовидобувною організацією або державним територіальним геологічним підприємством.

− Обв’язка превенторів повинна забезпечувати можливість промивання свердловини з протитиском на пласти. Перед установленням противикидне обладнання повинно бути випробувано на пробний тиск, який вказано в технічному паспорті. Після встановлення на усті свердловини, превентор опресовується разом з обсадною колоною на тиск, величина якого визначається максимальним тиском, очікуваним на усті свердловини при ліквідації відкритого фонтанування.

− 12.2.6 На багатопластових (багатооб’єктних) родовищах нафти і газу експлуатаційні об’єкти необхідно розбурювати при забезпеченні всіх необхідних заходів з запобігання шкоди іншим об’єктам.

− При першочерговому розбурюванні нижніх пластів (об’єктів) повинні бути передбачені всі необхідні технічні заходи, які гарантують успішну проводку свердловини через верхні продуктивні пласти (запобігання нафтових і газових викидів і відкритого фонтанування), а також погіршення природної проникності верхніх пластів за рахунок промивальної рідини.

− 12.2.7 У свердловинах, проводка яких здійснюється на нижчезалягаючі пласти, повинні бути здійснені заходи по запобіганню проникнення (поглинання) промивальної рідини у верхні пласти, які розробляються. В окремих випадках експлуатація видобувних свердловин, найближчих до тих, що буряться, повинна бути зупинена до закінчення буріння або спуску проміжної обсадної колони труб, яка перекриває експлуатаційний об’єкт.

− 12.2.8 Вторинне розкриття продуктивних пластів повинно проводитись на спеціальних рідинах перфорації, які забезпечують збереження природної проникності.

− 12.2.9 Для запобігання забруднення (зниження проникності) присвердловинної зони пласта в наслідок тривалої дії на них промивальної рідини після закінчення буріння свердловини і перфорації експлуатаційної колони повинні бути прийняті заходи по негайному освоєнню свердловини.

− Якщо освоєні розвідувальні і експлуатаційні свердловини не можуть бути введені в експлуатацію з причин відсутності облаштування на родовищі, то вони тимчасово консервуються у відповідності з чинними положенням і інструкціями. При цьому привибійна зона свердловин заповнюється пластовою або спеціальною рідиною.

− 12.2.10 В розвідувальних свердловинах, обсаджених експлуатаційною колоною, послідовне випробування декількох продуктивних пластів здійснюється роздільно –“знизу – вверх”. Після закінчення випробування чергового пласта (об’єкта), окрім верхнього, проводять його ізоляцію шляхом встановлення цементного моста (або інших технічних засобів) з наступною перевіркою його місцеположення і герметичності шляхом опресування і простеженням за динамічним рівнем.

− Якщо при випробуванні якого-небудь пласта (об’єкта) припливу нафти, газу або пластової води не одержано (об’єкт дослідження “сухий”), то проведення ізоляції випробуваного інтервалу не обов’язкове.

− У глибоких розвідувальних свердловинах за умов, коли немає гарантії одержання промислової продукції із верхніх об’єктів, або встановлено, що верхні об’єкти незначні по запасах і можуть бути реалізовані в майбутньому як об’єкти переходу, допускається при¬зупинення подальшого випробування на об’єкти, який дав гарантований приплив газу.

− 12.2.11 В свердловинах, які не закінчені бурінням з технічних причин (в наслідок аварій або низької якості проводки), в розкритому розрізі яких встановлена наявність нафтогазоводоносних пластів, необхідно провести ізоляційні роботи з метою запобігання міжпластових перетоків нафти, газу і води та наступну їх ліквідацію.

− Свердловини, в яких не виявлені об’єкти для випробування, повинні бути ліквідовані. 

− Фізична (фактична) ліквідація розвідувальних і експлуатаційних свердловин здійснюється тільки після розгляду у встановленому порядку всіх матеріалів з ліквідації свердловин за планом, погодженим з органами Держнаглядохоронпраці.

− 12.2.12 У процесі буріння і освоєння розвідувальних, експлуатаційних і нагнітальних свердловин повинен бути проведений комплекс геофізичних, гідрогазодинамічних і інших досліджень у відповідності з проектом розвідки, затвердженими технологічними документами на розробку родовищ і робочими проектами на будівництво свердловин.

− 12.2.13 Розміщення, проектування і будівництво устя свердловин здійснюється на відстані не менше 300 м від житлових будинків та 500 м від громадських споруд населених пунктів при умові виконання всіх екологічних вимог даних Правил.

− 12.3 Охорона надр при розробці родовищ нафти і газу

− 12.3.1 Розробка родовищ нафти і газу в цілому і кожного його окремого пласта або покладу повинна здійснюватись у відповідності із затвердженими технологічними проектними документами (технологічною схемою, проектом розробки), в яких не закінчився термін їх дії. Для запобігання втрат вуглеводнів (нафти, газу і конденсату) при розробці родовищ в технологічних проектних документах повинні передбачатись передові технології і техніка, які забезпечують найповніше вилучення вуглеводнів із пластів (покладів).

− 12.3.2 Питання одночасної (роздільної) розробки нафтової і газової частин нафтоносного пласта з газовою шапкою та газоносного пласта з нафтовою облямівкою вирішується технологічним проектним документом (технологічною схемою, проектом), затвердженим у встановленому порядку.

− 12.3.3 Пропозиції з удосконалення системи розробки, які вносяться в процесі експлуатації родовища і призводять до зміни прийнятих проектних показників, передбачених у п. 2.4.2 цих Правил (кількості видобувних і нагнітальних свердловин, обсягів видобування нафти, газу, конденсату і закачування робочих агентів), можуть впроваджуватись тільки після перезатвердження проектного документу та погодження з органами Держнаглядохоронпраці.

− 12.3.4 Промислова розробка нафтових і газонафтових (нафтогазових) родовищ допускається тільки за умови, якщо газ, що видобувається разом з нафтою (розчинений), використовується (реалізується) споживачем або з метою тимчасового зберігання закачується в спеціальні підземні сховища і нафтові пласти родовищ, що розробляються або підлягають розробці.

− В процесі промислової розробки родовищ нафти і газу повинні бути забезпечені збір і використання видобутих вуглеводнів (нафти, газу і конденсату), пластових вод і супутніх цінних компонентів, які мають промислове значення, в обсягах, передбачених в затверджених технологічних проектних документах. Проекти облаштування родовищ для промислової розробки можуть бути прийняті тільки у випадку, коли в них вирішені вище вказані питання. 

− 12.3.5 Експлуатація видобувних і нагнітальних свердловин повинна здійснюватись у відповідності із технологічними режимами, затвердженими у встановленому порядку. Відбори нафти, газу і конденсату, закачування води (газу) і депресії (репресії) на пласт повинні встановлюватись з врахуванням умов, які б забезпечили раціональну розробку покладів і безаварійну експлуатацію свердловин: недопущення утворення водяних або газових конусів, руйнування скелету порід-колекторів і утворення піщаних пробок, передчасного прориву закачуваних робочих агентів до вибоїв видобувних свердловин, непередбаченого розгазування покладів і росту газових факторів, руйнування експлуатаційних колон і та ін.

− 12.3.6 На родовищах (покладах) нафти і газу, що розробляються, повинен проводитись обов’язковий комплекс досліджень і систематичних замірів по контролю за розробкою у відповідності із затвердженим компетентним органом виконавчої влади технологічним проектом на розробку родовищ.

− Цей комплекс повинен включати також дослідження по виявленню свердловин – джерел підземних витікань, міжпластових перетоків. Види, обсяги і періодичність досліджень та вимірів повинні бути передбачені у затвердженому технологічному проектному документі на розробку.

− 12.3.7 Якщо в процесі розробки родовища в свердловині появились підземні витікання або інтенсивні міжпластові перетоки нафти, газу, води, то нафтогазовидобувне підприємство (організація) зобов’язане встановити і ліквідувати причину виявленого руху флюїдів.

− При неможливості усунення значних підземних витікань і міжпластових перетоків флюїдів, свердловина повинна бути ліквідована з додержанням умов ізоляції нафтогазоносних горизонтів згідно з положенням (інструкцією) про ліквідацію свердловин.

− 12.3.8 Освоєння і експлуатація видобувних і нагнітальних свердловин повинні проводитись при відповідному обладнанні устя свердловини, яке повинно бути герметичним, запобігати можливості викиду і відкритого фонтанування нафти і газу, втратам і розливам (просочуванням) закачуваних робочих агентів.

− 12.3.9 Експлуатація дефектних видобувних і нагнітальних свердловин (з порушеною герметичністю експлуатаційної колони, відсутністю цементного каменю за колоною, пропусками фланцевих з’єднань і та ін.) не допускається.

− 12.3.10 У випадку утворення скупчень або покладів газу вторинного характеру у верхніх пластах у процесі розробки родовища в наслідок витікання і міжпластових перетоків газу, необхідно виявити джерела живлення таких скупчень та прийняти міри з локалізації і запобігання подальшого накопичення газу в них.

− Для ліквідації скупчень газу вторинного характеру на родовищах, що розробляються, необхідно дегазувати їх шляхом контрольно-дренажних дегазаційних свердловин з випуском газу через них до повного виснаження вказаних скупчень.

− Дегазація покладу здійснюється на основі рекомендацій науково-дослідних організацій, погоджується з органами Держнаглядохоронпраці і затверджується вищою за підпорядкуванням нафтогазовидобувною організацією.

− 12.3.11 Для послаблення інтенсивності міжпластових перетоків газу (нафти) в заколонному просторі в діючих видобувних свердловинах, а також для зменшення нафтогазопроявів аварійних свердловин, на близькій відстані можуть бути закладені розвантажувальні експлуатаційні свердловини. Основне завдання цих свердловин – тимчасове створення максимально допустимих депресій на пласт, що дегазується несправною експлуатаційною або аварійною свердловиною. Після того, як розвантажувальна свердловина виконала своє призначення, вона переводиться з форсованого режиму експлуатації на оптимальний або консервується на погляд нафтогазовидобувного підприємства. 

− 12.3.12 При появі в процесі експлуатації в продукції нафтогазовидобувних свердловин води, окрім контролю за обводненістю продукції, необхідно проводити спеціальні геофізичні, гідродинамічні дослідження з метою визначення місця припливу води в свердловину, джерела обводнення і глибини його залягання.

− У свердловинах з виявленою обводненістю сторонньою водою повинні бути проведені ремонтно-ізоляційні роботи з обмеження (ліквідації) водоприпливу, а при необхідності – наступна ліквідація свердловини.

− 12.3.13 При проведенні у видобувних і нагнітальних свердловинах нових заходів з підвищення продуктивності (приймальності) свердловин шляхом впливу на присвердловинну зону пласта повинно бути забезпечено збереження експлуатаційної колони обсадних труб і цементного кільця вище і нижче продуктивного горизонту. 

− Проведення заходів з інтенсифікації в технічно несправних свердловинах (з негерметичністю експлуатаційної колони, порушенням цементного кільця за колоною, з міжпластовими перетоками за колоною) забороняється.

− В свердловинах, в яких непроникний прошарок (перемичка) між нафтоносним і газоносним, нафтоносним і водоносним, газоносним і водоносним пластами невеликий, заходи з інтенсифікації видобування нафти або газу повинні проводитись при умові створення допустимого перепаду тиску на перемичку.

− Проведення заходів з інтенсифікації видобування нафти або газу в свердловинах, які розташовані поблизу контактів нафта – вода (ВНК), газ – вода (ГВК), нафта – газ (НГК), газ – нафта (ГНК) забороняється.

− 12.3.14 Якщо до обробки присвердловинної зони руйнування скелету пласта і винесення породи не спостерігалося, а після обробки почалось інтенсивне надходження породи з пласта у свердловину, необхідно обмежити відбір нафти (рідини) або газу із свердловини і визначити інтервали надходження породи, здійснити заходи з обмеження доступу породи пласта на вибій свердловини.

− 12.3.15 Практичному здійсненню методів інтенсифікації видобування нафти, газу на кожному новому родовищі повинні передувати експериментальні дослідження, які проводяться з метою обґрунтування (одержання) основних параметрів процесу інтенсифікації, додержання яких забезпечує збереження колони обсадних труб і цементного кільця за колоною.

− 12.3.16 Припинення експлуатації видобувної свердловини визначається границєю рентабельності експлуатації свердловини.

− У випадку, коли призупинення експлуатації нерентабельної свердловини може призвести до погіршення екологічного стану (забруднення водоносних горизонтів мінеральних вод і загазованості території), продовження експлуатації таких свердловин повинно вирішуватись окремо.

−

− Виведення родовищ (покладів) нафти і газу з промислової розробки

− 12.4.1 Виведення родовищ (покладів) нафти і газу з промислової розробки здійснюється в порядку, який встановлюється Кабінетом Міністрів України.

− 12.4.2 При виведенні родовищ (покладів) нафти і газу з промислової розробки всі видобувні, нагнітальні, спеціальні і контрольні свердловини ліквідуються у відповідності з чинними інструкціями (положеннями). Обладнання і трубопроводи об’єктів промислового збору, підготовки і транспортування продукції свердловин, закачування робочих агентів та інші демонтуються.

− 12.4.3 Земля ліквідованого родовища в межах гірничого відводу підлягає рекультивації і передачі власникам землі, на території якої розташовано родовище. 

− 12.4.4 Контроль за впливом виведених родовищ (покладів) нафти і газу з промислової розробки на надра (інші родовища і поклади) та на навколишнє природне середовище здійснюють надрокористувачі – власники ліцензії на промислову розробку родовища, їх правонаступники або уповноважені ними підприємства та організації згідно з комплексним технологічним проектом.

− 12.4.5 Комплексний технологічний проект контролю за впливом виведених родовищ (покладів) нафти і газу з промислової розробки на інші родовища (поклади) і на навколишнє природне середовище складається компетентними підрозділами галузевих науково-дослідних інститутів (організацій) згідно з міжгалузевим (державним) стандартом погоджується з органами Держнаглядохоронпраці і затверджується ЦКР Мінпаливенерго України.

− 13 ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО ПРИРОДНОГО СЕРЕДОВИЩА

− 13.1 Загальні положення

− 13.1.1 Охорона навколишнього природного середовища при проведенні пошуково-розвідувальних робіт, будівництва свердловин, облаштування і розробки родовищ нафти і газу повинна здійснюватись відповідно до Законів України “Про охорону навколишнього середовища”, “Про охорону атмосферного повітря”, Водного Кодексу України, Земельного Кодексу України, Лісового Кодексу України, законодавства про охорону і використання рослинного і тваринного світу та інших нормативно-правових актів, що стосуються охорони природного середовища, чинними будівельними, санітарними, протипожежними нормами і правилами.

− 13.1.2 Охорона навколишнього природного середовища повинна передбачати комплекс організаційних і техніко-технологічних заходів, спрямованих на забезпечення безпеки населених пунктів, раціональне використання земель, вод, запобігання за-бруднення поверхневих і підземних вод, атмосферного повітря, збереження лісових масивів, заказників, охоронних зон тощо.

− 13.1.3 Оцінка впливу на навколишнє природне середовище (ОВНС) господарської діяльності підприємств і організацій при розвідці, розбурюванні і розробці родовищ нафти і газу повинна здійснюватись згідно з державними будівельними нормами України і виконується в проектах на будівництво свердловин і проектах облаштування родовищ нафти і газу.

− 13.1.4 Охорона навколишнього природного середовища в процесі розбурювання і розробки родовищ нафти і газу на континентальному шельфі Чорного і Азовського морів здійснюється згідно з правилами по безпечному веденню робіт на морських стаціонарних платформах і плавучих бурових установках.

− 13.1.5 Відповідальність за охорону навколишнього природного середовища покладається на керівників підприємств і організацій, які здійснюють розвідку, розбурювання і розробку родовищ нафти і газу.

− 13.1.6 Контроль за виконанням правил, положень, стандартів, норм і інструкцій з охорони навколишнього природного середовища при розвідці, розбурюванні і розробці родовищ нафти і газу здійснюється компетентними органами виконавчої влади, санітатарно-епідемічними службами, інспекціями рибоохорони тощо.

− 13.2 Охорона навколишнього природного середовища при бурінні

свердловин на родовищах нафти і газу

− 13.2.1 Охорона навколишнього природного середовища при бурінні свердловин на родовищах нафти і газу повинна здійснюватись у відповідності з 

ГСТУ 41-00032626-00-007-97 на всіх етапах циклу будівництва свердловини:

− підготовка майданчика;

− монтаж бурової установки;

− буріння свердловини;

− освоєння свердловини;

− демонтаж бурової установки.

− 13.2.2 Заходи з охорони навколишнього природного середовища в процесі буріння пошуково-розвідувальних і експлуатаційних свердловин на родовищах нафти і газу повинні бути спрямовані на запобігання забруднення всіх складових навколишнього природного середовища (ґрунтів, поверхневих і підземних вод, атмосферного повітря) буровими розчинами і хімреагентами, продуктами освоєння свердловин (нафтою, газом, газовим конденсатом і пластовою водою), вибуреною породою (шламом) і буровими стічними водами (БСВ), паливно-мастильними матеріалами (дизельним пальним і мастилами), продуктами згорання палива і іншими забруднюючими речовинами.

− 13.2.3 Заходи з охорони навколишнього природного середовища повинні включати:

− вирівнювання і обвалування бурових майданчиків, ємностей з нафтопродуктами і хімреагентами;

− застосування для зберігання бурових розчинів (промивальної рідини) і вибуреної породи (шламу) розбірних металевих (залізобетонних) ємностей або земляних амбарів з обов’язковою гідроізоляцією їх стінок і днища;

− багаторазове використання бурового розчину, при необхідності, його нейтралізацію і захоронення безпосередньо на свердловині або вивіз його і шламу в спеціально відведені місця (сховища);

− збір, очищення і повторне використання бурових стічних вод і їх закачування в підземні водоносні горизонти після закінчення будівництва свердловини;

− раціональне використання і обов’язкову рекультивацію землі після закінчення будівництва свердловини;

− створення сітки контрольних пунктів для спостереження за складом поверхневих і підземних вод, приземного шару атмосфери, а також, при необхідності, ґрунтів в межах санітарно-захисних зон свердловин, що будуються, обов’язково, а за їх межами – за узгодженням із органами Мінекології.

13.2.4 При бурінні свердловин на родовищах нафти і газу, на території яких є зони санітарної охорони, заповідники, а також розташованих в акваторіях моря, повинен застосовуватись безамбарний спосіб циркуляції, очищення та зберігання бурового роз-чину.

13.2.5 Проектна документація на будівництво свердловин в обов’язковому порядку повинна містити частини, в яких передбачено питання охорони навколишнього природного середовища і рекультивацію землі (технічну і біологічну).

Проектна документація на будівництво свердловин, в частині охорони навколишнього природного середовища, повинна бути погоджена з місцевими органами Мінекології і природних ресурсів та санітарно-епідеміологічної служби.

13.2.6 При бурінні розвідувальних і експлуатаційних свердловин в акваторіях моря заходи з охорони морського середовища і атмосферного повітря повинні включати в себе спеціальні технології і обладнання для збору, очищення і утилізації бурового роз-чину і вибуреної породи (бурового шламу), бурових стічних вод і продукції, що утворюється при випробуванні і освоєнні свердловин, вихлопних газів від двигунів внутрішнього згорання (ДВЗ), сміття морських платформ.

13.2.7 Для запобігання забруднення морського середовища при бурінні свердловин в акваторіях Чорного і Азовського морів конструкція свердловин повинна передбачати перекриття всієї товщини моря (спеціальним блок-кондуктором).

Вибурена порода (шлам), відпрацьований буровий розчин, сміття морських платформ вивозяться суднами на берег і захороняються в спеціальних шламонакопичувачах та сміттєзвалищах, а бурові стічні води (БСВ) закачуються в підземні горизонти через поглинальні свердловини.

13.2.8 Для запобігання забруднення підземних горизонтів питної води при бурінні розвідувальних і експлуатаційних свердловин водоносний горизонт повинен розкриватись на спеціальних розчинах, які не містять хімічних реагентів І та ІІ класу небезпеки відповідно до ГОСТ 12.1.007-76, з наступним перекриттям їх кондуктором.

13.3 Охорона навколишнього природного середовища при розробці родовищ нафти і газу

13.3.1 Охорона навколишнього природного середовища при розробці родовищ нафти і газу повинна здійснюватись як при проведенні дослідно-промислової, так і промислової розробки.

13.3.2 В технологічних проектних документах на облаштування родовищ нафти і газу передбачаються (розробляються) основні заходи з охорони навколишнього природного середовища та погоджуються з місцевими органами Мінекології і природних ресурсів.

13.3.3 Заходи з охорони навколишнього природного середовища в процесі експлуатації видобувних і нагнітальних свердловин, проведення на них підземних і капітальних ремонтів та методів інтенсифікації видобування нафти і газу, при зборі, промисловій підготовці і транспорті продукції свердловин повинні бути спрямовані на запобігання забруднення землі, поверхневих і підземних вод, атмосферного повітря, рослинного і тваринного світу (флори і фауни) нафтою, газом, конденсатом, промисловими стічними і супутньо-пластовими водами, хімреагентами і поверхнево-активними речовинами (ПАР), які застосовуються в технологічних процесах видобутку нафти і газу, та іншими забруднювачами, а також раціональне використання землі і прісної води.

13.3.4 Заходи з охорони навколишнього природного середовища повинні включати:

− застосування закритої герметизованної системи збору, промислової підготовки і транспорту продукції свердловин;

− повну утилізацію розчиненого (нафтового) газу, використання замкнутої системи газопостачання при газліфтній експлуатації свердловин;

− повну утилізацію супутньо-пластових вод шляхом закачування їх в продуктивні пласти з метою підтримання пластового тиску або в підземні поглинальні горизонти;

− обладнання видобувних і нагнітальних свердловин вибійними і устєвими відсікачами з метою запобігання витікання нафти, газу, закачуваних в свердловину робочих агентів при розгерметизації устєвого обладнання і прориві трубопроводів;

− застосування антикорозійного покриття, інгібіторів для запобігання корозії свердловин, нафтопромислового обладнання і трубопроводів, бактерицидів для обробки закачуваної в продуктивні пласти води з метою запобігання насичення її сульфатовідновлювальними бактеріями;

− швидку ліквідацію аварійних розливів нафти, конденсату, будівництво нафтовловлювачів на річках і зливових стоків;

− виключення при нормальному веденні технологічних процесів попадання на землю, у поверхневі і підземні води питного водопостачання кислот, лугів, ПАР, полімерних розчинів і інших хімреагентів, що використовуються в технологічних процесах видобування нафти і газу, підвищення нафтогазоконденсатовилучення і для інших цілей;

− створення сітки контрольних свердловин і пунктів для спостереження за складом поверхневих і підземних вод;

− організацію регулярного контролю за станом свердловин і трубопроводів;

− екологічний моніторинг на всьому процесі розробки родовищ нафти і газу.

13.3.5 При розробці родовищ нафти і газу на шельфі Чорного і Азовського морів основна увага повинна бути зосереджена на запобіганні забруднення морського середовища різними забруднювачами. При проведенні підземних і капітальних ремонтів, методів інтенсифікації видобування нафти і газу повинна застосовуватись замкнута система циркуляції промивальної рідини і спеціальне обладнання для відмивання піску від нафти, очищення супутніх пластових вод.

Тверді відходи (пісок, порода), сміття з морських платформ вивозяться суднами на берег і захороняються в спеціально відведених місцях.

Супутньо-пластові води, які утворюються при видобуванні вуглеводнів, повертаються в підземні горизонти через нагнітальні свердловини для підтримання пластового тиску (ППТ) або в поглинальні свердловини.

Скидання супутньо-пластових вод в морське середовище допускається тільки за умов їх очищення до якості, яка відповідає вимогам чинних нормативно-правових актів.

Акт введення родовища в експлуатацію