- •Правила розробки
- •22. Державний нагляд та контроль за безпечним виконанням робіт під час розробки родовищ нафти та газу 100
- •2. Нормативні посилання
- •3. Терміни та визначення понять
- •4. ЗАгальні положення
- •5. Познаки та скорочення
- •6. Державне управління та регулювання розробки родовищ газу та нафти
- •7. Правові відносини під час розробки родовищ
- •8. Підготовка родовищ нафти і газу до розробки
- •8.1. Класифікація родовищ (покладів) нафти і газу
- •8.2. Категорії свердловин
- •8.3. Підготовленість родовищ (покладів) нафти і газу до промислового освоєння
- •9. Геолого-промислові дослідження, випробування та пробна експлуатація розвідувальних і випереджувальних експлуатаційних свердловин і покладів
- •9.1. Геолого-промислові дослідження свердловин
- •9.2. Випробування пластів
- •9.3. Пробна експлуатація розвідувальних свердловин і покладів
- •10. Дослідно-промислова розробка родовищ (покладів)
- •11. Промислова розробка родовищ (покладів)
- •11.1. Введення родовищ (покладів) у промислову розробку
- •11.2. Проектування та реалізація систем розробки родовищ нафти та газу
- •12. Технологічні проектні документи для промислової розробки родовищ нафти та газу. Основні положення (зміст), Порядок складання та затвердження
- •12.1. Складання та затвердження технологічних проектних документів для промислової розробки родовищ нафти та газу
- •12.2. Основні положення (зміст) проектних технологічних документів на розробку родовищ
- •13. Контроль та регулювання за розробкою родовищ (покладів)
- •13.1. Контроль за розробкою покладів нафти і газу
- •13.2. Регулювання процесу розробки родовищ (покладів)
- •14. Підтримання пластового тиску та вплив на поклади вуглеводнів
- •14.1. Методи впливу на поклади вуглеводнів
- •14.2. Вимоги до систем підтримання пластового тиску
- •14.3. Вимоги до методів фізико-хімічного та теплового впливу на поклади
- •14.4. Вимоги до агентів підтримання пластового тиску
- •14.5. Освоєння, експлуатація та дослідження нагнітальних свердловин
- •14.6. Нормування об’ємів нагнітання робочого агента
- •14.7. Контроль параметрів та облік агента для впливу
- •15. Обладнання та облаштування свердловин і родОвищ нафти і газу
- •15.1. Вимоги до наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання видобувних свердловин
- •15.2. Вимоги до облаштування родовищ нафти та газу
- •15.3. Вимоги до обладнання та облаштування нагнітальних свердловин
- •16. Споруджування та освоєння свердловин
- •16.1. Складання проектів на споруджування свердловин
- •16.2 Типи та конструкція свердловин
- •16.3. Розкриття продуктивних пластів бурінням та кріплення свердловин
- •16.4. Розкриття продуктивних пластів перфорацією
- •16.5. Освоєння свердловин
- •16.6. Передача свердловин в експлуатацію
- •17. Експлуатація видобувних свердловин
- •17.1. Способи експлуатації видобувних свердловин
- •17.2. Технологічні режими роботи видобувних свердловин
- •17.3. Контроль за роботою обладнання і станом видобувних свердловин
- •17.4. Ремонт свердловин
- •17.5. Утримання фонду свердловин та зміна їх призначення
- •17.6. Консервація і реконсервація свердловин
- •17.7. Ліквідація і відновлення свердловин
- •18. Облік та використання нафти, газу та конденсату
- •19. Ведення документації під час розробки родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин
- •20. Виведення родовищ нафти і газу з промислової розробки
- •21. Охорона навколишнього природного середовища Під часосвоєннясвердловин, дослідно-промислової та промислової розроБки родовищ нафти і газу
- •21.1. Загальні положення з охорони навколишнього природного середовища під час та освоєння свердловин, дослідно-промислової та промислової розробки родовищ нафти і газу
- •21.2 Охорона надр під час буріння розвідувальних свердловин і розбурювання родовищ нафти і газу для промислової розробки
- •21.3. Охорона надр час розробки родовищ нафти і газу
- •21.4. Охорона навколишнього природного середовища
- •21.5. Охорона навколишнього природного середовища під час буріння свердловин на родовищах нафти і газу
- •21.6. Охорона навколишнього природного середовища під час розробки родовищ нафти і газу
- •22. Державний нагляд та контроль за безпечним виконанням робіт під час розробки родовищ нафти та газу
- •23. Державний нагляд та контроль за виконанням вимог цих правил
- •24. Вимоги промислової, пожежної безпеки та охорони праці
- •Бібліографія
- •Пояснювальна записка до проекту наказу Мінпаливенерго
- •1 Підстава для розроблення
- •2 Призначеність і завдання правил
- •3 Характеристика об’єкта нормування
- •4 Надання чинності, впровадження, дата першого перевіряння і періодичність перевіряння документа
- •5 Взаємозв’язок з іншими нормативними документами
- •6 Відомості про розсилання на відгук
- •7 Джерела інформації
- •8 Додаткові дані
4. ЗАгальні положення
4.1. Розробка родовища повинна здійснюватись згідно з технологічним проектним документом та відповідати чинному законодавству у нафтогазовій галузі комплексі України.
4.2. У проектному технологічному документі повинно бути розглянуто декілька варіантів систем розробки родовищ, кожен з яких характеризується техніко-економічними показниками, визначеними у відповідності до сучасних методик.
4.3. Системи розробки, що проектуються, повинні виключати вибіркову розробку найбільш продуктивних ділянок родовища, що може призвести до втрати промислового значення запасів вуглеводнів.
4.4. Видобування вуглеводнів здійснюється під час:
розвідувального етапу геологічного вивчення надр, в т.ч. пробної експлуатації свердловин та дослідно-промислової розробки родовища;
промислової розробки та дорозробки родовища.
4.5. Розробка родовища в т.ч. в період розвідувальних етапів геологічного вивчення надр, повинна супроводжуватися достовірним обліком видобутих нафти, газу, конденсату і води та обсягів закачаних в пласти агентів у відповідності з чинними нормативними документами (інструкціями, методиками).
4.6. Під час видобування вуглеводнів користувач надрами зобов’язаний здійснювати розвідку та дорозвідку родовища корисних копалин та визначення балансової частини розвіданих запасів.
4.7. Приріст (або зменшення) і переведення запасів як основних та тих, що спільно з ними залягають), в інші категорії за ступенем вивченості повинні виконуватись на основі їх підрахунку (ГЕО-1) за достовірними геолого-фізичними матеріалами (виключаючи екстраполяцію чи аналогію) та затверджуватися в ДКЗ.
4.7. Проектні технологічні документи затверджуються головним органом виконавчої влади з питань забезпечення реалізації державної політики в паливно-енергетичному комплексі (далі - Мінпаливенерго) відповідно до експертного висновку Центральної комісії з питань розробки газових, газоконденсатних, нафтових родовищ та експлуатації підземних сховищ газу (далі ЦКР Мінпаливенерго), створеної при Мінпаливенерго.
4.8. До особового складу ЦКР Мінпаливенерго повинні входити спеціалісти Мінпаливенерго, нафтогазовидобувних підприємств, акціонерних компаній та товариств, а також спеціалісти науково-дослідних, академічних, та вищих навчальних закладів [41].
4.9. Основними завданнями та функціями ЦКР Мінпаливенерго є організація експертизи, розгляд та затвердження наданих користувачами надр будь-якої форми власності:
проектів пробної експлуатації свердловин і покладів;
проектів дослідно-промислової розробки;
проектів розробки;
техніко-економічних інвестиційних проектів спільної діяльності з розробки родовищ;
техніко-економічних обґрунтувань коефіцієнта вилучення вуглеводнів під час підрахунку запасів (ГЕО-1);
аналізів поточного стану розробки;
інших технологічних проектних документів для розробки родовищ нафти і газу, в т.ч. тих, що визначені у пункті 12.1.1. розділу 12 цих Правил.
4.10. Експертизу, розгляду та затвердженняТЕО КВН під час складання ГЕО-1 проводить ЦКР Мінпаливенерго одночасно з розглядом ГЕО-1 в ДКЗ.
Остаточне рішення про затвердження ГЕО-1 приймають за результатами позитивного експертного висновку про ТЕО КВН та на підставі протокольного рішення ЦКР Мінпаливенерго.