Қазақстан Республикасында қатты пайдалы қазбалар, мұнай, газ, жер асты сулары кен орындарын әзірлеу жер қойнауын қорғаудың бірыңғай ережесін бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 1999 жылғы 21 шілдедегі N 1019 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 3 сәуірдегі № 190 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 03.04.2015 № 190 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

Қазақстан Республикасы Президентінің "Жер қойнауын пайдалану туралы" 1996 жылғы 27 қаңтардағы N 2828 U962828_ заң күші бар Жарлығын іске асыру мақсатында Қазақстан Республикасының Үкіметі қаулы етеді:
1. Қоса беріліп отырған қатты пайдалы қазбалар, мұнай, газ, жер асты сулары кен орындарын әзірлеу кезінде жер қойнауын қорғаудың бірыңғай ережесі бекітілсін.
2. Жер қойнауын пайдаланушылар Қазақстан Республикасында пайдалы қазбалар кен орындарын әзірлеу кезінде аталған ережені басшылыққа алсын.
3. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап күшіне енеді.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
1999 жылғы 21 шілдедегі
N 1019 қаулысымен
бекітілген

Қазақстан Республикасында пайдалы
қазбалар кен орындарын игеру кезіндегі
жер қойнауын қорғаудың бірыңғай ережелері

Кіріспе

Пайдалы қазбалар кен орындарын игеру және минералды шикізатты өңдеу кезіндегі жер қойнауын қорғаудың бірыңғай Ережелері "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасы Президентінің N 2828 1996 жылғы 29 қаңтардағы Заң күші бар Жарлығының, "Мұнай жөнінде" Қазақстан Республикасы Президентінің N 2350 1995 жылғы 28 маусымдағы Заң күші бар Жарлығының және басқа да заңды құжаттардың талаптарына сәйкес әзірленген. Z100291 қараңыз
Ережелер жер қойнауын пайдаланудың барлық кезеңінде жер қойнауын ұтымды, кешенді пайдалану және қорғаудағы талаптарды толық қамтиды.
Ережеде қолданылған терминдер мен анықтамалар, пайдалы қазбалардың кен орындарын игеруді ресімдейтін салалық және салааралық нормативтік-техникалық құжаттарда, жер қойнауы туралы заңдарда (қағидаларда, нұсқаулықтарда, әдістемелік нұсқаулықтарда), қабылданғандармен сәйкес келеді.
Осы Ережені орындау барлық, өндіру, жобалау, ұңғыларды пайдалануды, өндіруді жүргізуді, қосымша кәсіпшілік ғимараттарын орналастыру және құрылыс салуды, технологиялық сұйықтық дайындауды, қуат көздерін дайындауды және жеке тұлғаларға, меншік нысандарына қарамастан, міндетті болып табылады.
Сонымен қатар Ережелер қолданылып жүрген салалық және салааралық, жер қойнауын қорғау жөніндегі нормативтік құжаттардың талаптарын өзгертпейді, егер олар осы Ережелерде және қолданылып жүрген заңдарға қайшы келмейтін болса.

Бірінші бөлiм

Қазақстан Республикасында қатты пайдалы қазбалар
кен орындарын игеру кезіндегі жер қойнауын қорғаудың
бірыңғай ережелері

1. Осы Ережелер қатты пайдалы қазбаларды ұтымды, кешендi пайдалану және жер қойнауын қорғау жөнiндегi талаптар жиынтығын белгiлейдi.
2. Қатты пайдалы қазбаларды геологиялық-техникалық және басқа да дәстүрлi емес әдiстермен (жер астылық сiлтiлеу, жер астында күкiрттi балқыту, жер асты көмiрiн газдандыру және т.б.) өндiрудегi ұтымды пайдалануын және жер қойнауын қорғау талаптары Қазақстан Республикасының жер қойнауын қорғау органдары мен Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар жөнiндегi Агенттiгiмен бекiткен салалық нұсқауларда қарастырылуы қажет.
Жер қойнауын пайдалану операцияларын жүргiзуге рұқсат жер қойнауын пайдалану Шартын тiркеу Актiсi болып табылады.
3.Тау-кен жұмыстарын дамыту жоспарларын Қазақстан Республикасының жер қойнауын қорғау органдарының және Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар жөнiндегi Агенттiгiнің келiсiмi бойынша ұйым бекiтедi.
Тау-кен жүмыстарын дамыту - жер қойнауын пайдалану операциялары жоспарлы, бiрқалыпты түрде жылдық тау-кен жұмыстарының пайдалы қазбаларды өндiру жобасына сәйкес құрылған үнемдi және қауыпсыз жер қойнауын пайдалану жұмыстарын iске асыру.
Тау-кен жұмыстарын дамыту жоспарлары ұйымның техника-экономикалық көрсеткiштерiне және жобаға сәйкес бiр жылғы немесе келешек даму кезеңiне әзiрленедi.
Тау-кен жұмыстарын дамыту және жоғалымдар мен құнарсыздану нормативтерi жоспарын (жобаларын) жасау және келiсiмдеу тәртiбi Қазақстан Республикасы төтенше жағдайлар жөнiндегi Агенттiгiнiң келiсiмiмен Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министiрлiгiнiң геология және жер қойнауын қорғау комитетiнде бекiтiлген әдiстемелiк нұсқау бойынша жүргiзiледi.
Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiнің геология және жер қойнауын қорғау комитетiнiң келiсiмiмен жоспарлар (жобалар) бекiту Қазақстан Республикасының Энергетика, индустрия және сауда министрлiгiнiң құзырына жатады. Пайдалы қазбалары бар жерге құрылыс салу рұқсаты 1997 жылы 27 қаңтардағы Қазақстан Республикасының Yкiметi бекiткен N-109 Ережеге сәйкес беріледi.
4. Мекеменiң өндiрiстiк әрекеттерiн реттейтiн нұсқауының кұжаттары осы Ережеге сәйкес болуға тиiстi.

1. Пайдалы қазбаларды өндiрушi ұйымды жобалаудағы
негізгi талаптар

5. Тау-кен кәсiпорнының кен көзiн игеру жобасы жер қойнауын ұтымды, кешендi игеру және қорғау мәселелерi қарастырылған жобалауға арналған техникалық тапсырма негiзiнде әзiрленедi.
6. Пайдалы қазбалардың кен орынын өндiру жобасы жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы заңдарға және осы Ереженiң талаптарына сәйкес болуы керек.
7. Ұйым жобасында мыналар қарастырылуы қажет: ұйымның жерүстi құрылыстарының орналасуы, пайдалы қазбалар кен орындарын игеру жүйесi мен ашу тәсілдерi, жер қойнауынан неғұрлым толық, кешендi және экологиялық мақсаттылықпен есептiк қордағы негiзгi, онымен қоса жүретiн пайдалы қазбаларды тиiмдi, нәтижелi пайдалануды қамтамасыз ететiн өндiрiстiк үдерiстердi механикаландыру және автоматтандыру құралдарын қолдану, сонымен қоса келешекте кәсiптi түрде игеру үшiн жер қойнауында есептен тыс қорларды сақтау және қоймалау; құрғату суын тиiмдi пайдалану, қазбаларын аршу жұмыстарын, және пайдалы қазбалар кен орындарын игерудегi, минералды шикiзатты өңдеудегi өндiрiс қалдықтарын тиiмдi пайдалану жер қойнауын геологиялық зерттеу (жете және пайдаланудағы барлау), өндiру жұмыстарын геологиялық және маркшейдерлiк iстермен қамту, өндiрістiк Қызметшілер мен тұрғындар жұмысын ғимараттар мен құрылыстарды қауiпсiздендiру, жер қойнауын қорғау, оны пайдалану жұмыстарына байланысты қоршаған орта объектiлерiн зиянды әсерден қауiпсiздендiру; бүлiнген жерлердi өндiруден кейiн дұрыстау шараларды, қауiпсiздiк техникасы шаралары; жер қойнауын пайдаланғаны үшiн бағалау және есеп айырысу төлемдерi.
8. Пайдалы қазбалардың iрi кен орындарын игеруде оларға екi немесе көп кәсiпорындардың орналасуына байланысты кен орнын игерiп өндiру үшiн кешендi жоба әзiрленуi қажет; онда жер қойнауындағы пайдалы қазба қорын неғұрлым толық шығаруды қамтамысыз ететiн шахта (карьер) алаңдарына бөлектеу негiзгi және алқы жатқан пайдалы қазбалар қорын, олардың құрамындағы бөлшектердi кешендi пайдалану, уақытша қолданбайтын, өндiрiлген алқы пайдалы қазбаларды есепке алу және сақтау шаралары қарастырылады.
9. Пайдалы қазбалардың кен орынын игеру жобасына қабылданған ашу сызбасы,игеру жүйесi мен тәсілдерi бiрнеше нұсқаудағы техника-экономикалық, жан-жақты есептеулерге негізделуi керек. Игеру жүйесi мен тәсiлдерi негiздеу пайдалы қазбалардың кен орынын игеру жобасында технологиялық тәсiмдерiнің (қазба бөлiктерiн) оптималдық шама-шарттары, жер қойнауындағы пайдалы қазбалардың толық және сапалы алынуының жұмыстарды жүргiзудегi техникалық қауiпсiздiктің шарттары анықталуы керек.
10. Жобада ашу нұсқалары, игерудiң жүйесi мен тәсiлдерi кен орындарының баланстық қорлары сапасының төмендеуiне әкеп соғатын, соның нәтижесінде кен орындарында жатқан пайдалы қазбалардың қоры өндірістік маңызын жойып немесе тұтас жоғалып кетпеу үшін кен орындарының кен қыртысының және шоғырлану неғұрлым бай бөліктерін іріктеп өндірілуге жол берілмеу керек.
11. Күрделі тау-кен геологиялық жағдайда орналасқан кен орындарын игеру жобаларында жер қойнауын ұтымды, кешенді пайдалануда және тау-кен жұмыстарын қауіпсіз жүргізуде күрделі табиғи жағдайдың зиянды әсерін төмендетіп, немесе жоятын, жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау шаралары қарастырылатын арнайы тарау болуы керек.
12. Тасты құрылыс материалдарын, гиспті, әк тасты, тас және калий тұздарын жер астынан өндіретін кәсіпорын жобасында, өндіріске қатысы жоқ қазбаларды қажетіне пайдалану үшін, ұзақ мерзімді сақтау және оны қамтамасыз ету жағдайлары қарастырылуы қажет.
13. Пайдалы қазбаларды өндірудің ұйым жобалары мына төмендегі органдарда мемлекеттік сараптамадан өтуі тиіс:
қоршаған ортаны және жер қойнауын қорғау саласында Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлігінде;
қауіпсіздік техникасы саласында - Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөніндегі агенттікте;
жобалар бекіту Қазақстан Республикасының Энергетика, индустрия және сауда министрлігінің құзырына жатады.
14. Минералдық шикізатының жан-жақтылығы, көп салалығы Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлігінің мемлекеттік кен қор комиссиясы дәлелдесе кен орны тиімді әдіспен меңгерілуі игеру жобасында анықталумен бірге жер қойнауын пайдалануға берілген лицензияда айқындалады.

2. Тау-кен жұмыстарының дамуын жоспарлау және жобалау

15. Пайдалы қазбалардың кен орнын игеру үрдісіндегі тау-кен жұмыстарының дамуын жоспарлау және жобалау жер қойнауы туралы заңдармен ұйым жобасымен, қолданылып жүрген заңдылық құжаттармен және Осы Ережелермен қатал сәйкестікте жүзеге асырылып, кен орнын игерудің дұрыстығын, оны ұтымды кешенді пайдаланылуын және жер қойнауын қорғауды қамтамасыз ететін тау-кен өндірісінің барлық технологиялық сұрақтарын шешуді ескеруі керек.
16. Тау-кен жұмыстарының дамуының жылдық жоспары мына төмендегілерді ескеруі қажет:
әрбір қазба бөліктеріне сай есептелген жоғалымдар мен құнарсызданудың өлшемі;
жер қойнауынан пайда қазбаларды неғұрлым толық алуды қамтамасыз ететін кен орнын игерудің жүйелері мен тәсілдерін қолданылуы;
пайдалы қазбаларды қолданылып жүрген мардымдылығына сәйкес өндіруді;
тау-кен дайындық жоспарларындағы кенді ашу, дайындау және алуға даяр кен қорларын ұйымдастыру, кесілген қазбалардың, ашу жұмыстарының техникалық жобаға сәйкестігін;
қазба бөліктеріндегі (телім, блок, панель, кеңүңгір) пайдалы қазбалардың саны мен сапасы жағынан сәйкестікті сақтау және оларды күнтізбелік кестеге сәйкес өндіру;
пайдалы қазбаларды өндіру кезіндегі шығынды және құнарсыздануды төмендету шаралары, қажеттілік болса, есепке алынбаған кен қорларын өндіруге тарту шаралары, бірге жатқан пайдалы қазбаларды және ашу тау жыныстарын пайдалану шаралары, мардымдылығы жоқ минералды шикізаттарды арнайы үйінділерге жинастыру шараларын, пайдалы қазбаларды ұтымды, кешенді пайдалану және жер қорғау саласында ілгершілдік технологиялық шешімдерді, алдыңғы қатарлы әдістерді және ғылыми-зерттеу, тәжірибелік-конструкторлық жұмыстардың нәтижелерін өндіріске енгізу шараларын.
17. Тау-кен жұмыстары дамуының жылдық жоспарында мыналарды қарастыруға тиым салынады:
болашақта өндіруін қиындатып немесе өндіруге келмейтін жағдайға жеткізетін пайдалы қазбалардың есептік қорларын карьерлердің (шахталардың) алаң шекараларында алынатын қорлардың немесе шегінде қалдыруға;
сапасы жағынан пайдалы компонентке бай және технологиялық жағынан ыңғайлы кен орны учаскелерін таңдап іріктеп өндіруге;
егер тау-кен жұмыстарының технологиясында қарастырылмаса, қазба бөлігіндегі опырылған пайдалы қазбаларды болашақта өндіруге қалдыруға.
18. Әр қазбалау бөлігін алу үшін жекелей жоба жасалуы керек. Оның әзірлеу негізі кен орнын игеру жобасы мен тау-кен жұмыстарының даму жоспары болып табылады. Қазбалау бөлігін алудың жекелей жобасы міндетті түрде Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлігінің геология және жер қойнауын қорғау комитетінің жергілікті органдарымен келісілуі керек. Қазбалау бөлігіндегі бастапқы кен қорлары анық саналған кен орнының ең аз экономикалық және техникалық қолайлы учаскесі (блок, панель, лава, кемердің бөлігі және басқалар) айтылады, ол бойынша өндірілген кен массасының саны және металдардың мөлшері (пайдалы компоненті) неғұрлым нақты жеке есеп жүргізілуі мүмкін.
19. Қазбалау бөлігін алудың жекелей жобасындағы техникалық-экономикалық есептеулерде мыналар негізделуі керек:
қазбалау бөлімдердің тиімді өлшемдері, жер қойнауынан кен байлықты ажыратуын алу көрсеткіштері, өндіру кезіндегі пайдалы қазба сапасының өзгеруі;
кен байлықты ажыратып алудың нақты көрсеткіштерінің қажетті толықтығын және орамдылығын қамтамасыз ететін пайдалы қазбаларды ажыратып алу көрсеткіштерін анықтау және есепке алу әдістері.

3. Кен көзін қазу кезіндегі жер қойнауын қорғау талаптары

20. Кен орындарында немесе оның бөліктерінде ашу және өндіру жұмыстарын жүргізу тәсілдері мен сызбасы мыналарды қамтамасыз етуі керек:
жер қойнауын кен бөлісі шегіндегі өндірілуге тиіс барлық қазбаларды неғұрлым көп және экономикалық тиімді мөлшерде ажыратып алуды;
тау-кен жұмыстарын қауіпсіз жүргізуді;
өндірістік мағынасы бар тұйықталған кен жыныстарын, қабаттарын және кеніштерін игеру мүмкіндіктері;
кен орындарының өнеркәсіптік құндылығын; сапасының төмендеуіне қазып алуды қиындатуға және пайдалы қазбалардың жоғалуына әкеп соғатын зілзала нәубетінен және басқа да факторлардан қорғау;
21. Кен орындарын ашу, дайындау және өндіру соның ішінде тәжірибелі-өндірістік, жұмыстары игеру жобасымен қатаң сәйкестікте жүргізілуі керек. Кен-геологиялық және кен-техникалық жағдайлар өзгергенде, жобаға уақтылы және белгіленген тәртіпке сәйкес толықтырулар мен өзгерістер енгізілуі керек.
22. Ашу және дайындық-тілме жұмыстарының көлемі және уақыт мерзімі жөніндегі таңдалған тәсілдері, алуға дайын, ашылған, дайындалған қорлардың сапасын қамтамасыз етуі керек.
23. Кен орнын қазып алу барысында мыналар қамтамасыз етілуі керек: тұтынымдық барлауды және басқа да геологиялық жұмыстарды жүргізу, кен қазбаларының орналасуының, шама-шарттарының және бағытының, сақтаушы кентіректердің орналасуының ұңғылардың технлогиялық сызбасының жобаға сәйкестігіне бақылау жүргізу кен шомбылдарының геологиялық-тектоникалық жағдайына, және басқа да кен көзін қазып алу кезінде пайда болатын құбылыстарды бақылауға алу.
24. Тау-кен қазбаларын ашу және дайындау жұмыстарын жүргізу мен қатарлас пайдалы қазбаларды өндіруде жер қойнауын пайдаланушылар мыналарға міндетті: бірге жатқан әр сорттық, әр сапалық және әр тиектік пайдалы қазбаларды бөлектеп алу, олардың өндіру өніміне және шығынына есеп жүргізу, өндірілген пайдалы қазбалардың пайдаланғанға дейін сақталуын және жекелей қоймалануын қамтамасыз ету.
25. Кен орындарын (шахта алаңын) ашу және қазбалау кезінде оған тіркес жатқан кен бөліктеріндегі (қабаттарын,сілемедерін) есептік және есептен тысқары кен қорын бүлдіруге тиым салынады.
26. Алуға дайын пайдалы қазбалар қорының саны мен сапасы, тұтынымдық жоғалым мен құнарсыздану нормативтері қазбалау бөліктерінің әр қайсысына жекелей анықталу керек.
27. Тазалап алу үдерiсiнде жер қойнауын пайдаланушылар мыналарға мiндеттi: тазалау кенжарларында геологиялық бақылауды үзiлiссiз жүргiзуге және тау-кен жұмыстарын оралымды басқару үшiн уақытылы геологиялық болжамамен қамтамасыз етуге; қазбалау бөлiгi бойыншы өндiруге жекелей есеп жүргiзуге; активтен уақытша сырт қалатын қорлардың пайда болуына, жер асты жыныстармен және қалыңдығы аз кен денелерiндегi (қабаттары сiлемеудегi) кендердiң қалыптан артық жоғалымымен құнарсыздануына жол бермеу шараларын әзiрлеуге және жүзеге асыруға, тау-кен жұмыстарының даму жоспары мен күнтiзбе кестесiнiң сәйкестiлiгiн қатал сақтауға.
28. Тазарту жұмыстарын жүргiзуге мыналарға тиым салынады: кендердi алудың толықтығын қамтамасыз ететiн жобада қарастырылған дайындық және тiлме қазбалау жұмыстарын жүргiзгенге дейiн алу жұмысына кiрiсуге; пайдалы қазбалардың есептiк қорының қалғанының бүлiнуiне әкеп соғатын, нормативтiк жоғалтудың жоғарлануына және пайдалы кендердiң қорын толықтығымен жоғалтуға, кен орындарының бай және жеңiл алынатын (қабат, сiлеме) iрiктеп алуға.
29. Жер қойнауынан пайдалы кендердiң алыну, жоғалту және құнарсыздандыру көрсеткiштерiн қазып алудың жүйесіне, тәсiлiне қарай, қазбалау бөлiктерiнде жекелей анықталған алғашқы есеп бойынша жүргiзілу керек, Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiнiң геология және жер қойнауын қорғау комитетiнiң аймақтық бақылау органдарымен келiсiлген пайдалы кендердi өндiру кезiндегi кеннiң жоғалуы экономикалық бағалау мен нормалау, есептеу әдiстемелiк нұсқаулар талаптарына сәйкес болуы керек.
30. Өндiру кезiндегi пайдалы қазбалардың жоғалуы және құнарсыздануы тiкелей жанама және құрастырма әдiстермен анықталу керек.
Өндiру кезiндегi пайдалы қазбалардың жоғалуын анықтау тәсiлдерi мынаны қамтамасыз етуi керек: өндiрудiң технологиялық үдерiсi кезiндегi жоғалудың түрлерi мен пайда болу орындарын қажеттi дәл анықтауды, қалыптан жоғары жоғалтуды, оның пайда болу себебiн ашуда.
31. Қалыптан жоғары шығындар мен бағалы пайдалы қазбаларды iрiктеп өндiру, қазбалау бөлiктегi кендердің нақтылы алынған және нормативтi алыну мәндерi арасындағы айырма ретiнде анықталады.
Қалыптан жоғары шығындары және iрiктеп қазғаны үшiн Мемлекеттiк заңдарға сәйкес айыппұл жазалары қолданылады, пайдалы қазбаларды өндiруде жер қойнауын ұтымды пайдаланбағандықтан келген шығынды бес есе өтеуге тиiс. Қазақстан Республикасының пайдалы қазбаларды өндiруде жер қойнауын ұтымды пайдаланбағандықтан келетiн шығындарды анықтау және есептеудiң әдiстемелiк нұсқауларын Қазақстан Республикасының Қаржы министрлiгiнiң келiсiмi бойынша табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгi бекiтедi.
32. Тазарту жұмыстарын жүргiзу кезiндегi пайдалы қазбаларды алудың толықтық және сапалық көрсеткiштерiн анықтау, есептеу және олардың бағалау шындығын маркшейдерлік және геологиялық қызметтерге жүктеледі. Өндіру кезіндегі жер қойнауынан алынған пайдалы қазбалардың есептік көрсеткіштерінің уақытында және нақтылы болуына жер қойнауын пайдалануына жауапты.
33. Өндіру кезіндегі алудың сапалығы мен толықтық көрсеткіштерін көтеру үшін жер қойнауын пайдаланушылар міндетті түрде жеткізе барлау мен тұтынымдық барлау, жер қойнауындағы пайдалы қазбалардың және өндірілген минералдық шикізаттардың сапалығын анықтауды бақылау; тәсілдерін жетілдіре түсуі керек, озық тау-кен техникасын енгізу; қажеттілігі болмай қалған сақтау, барьерлік және басқа да кентіректерден қорларды алу бағалы пайдалы қазбалар қорын толығырақ өндіру үшін алынған кен орындарындағы кеңістікті толтыруды қолдану, қазба табанындағы қопарылған және ұнтақталған кендерді алу керек.
34. Кен орындарын ашық және жер асты тәсілдерімен қазып алуда тау-кен қазбаларының қиябеттерінің, кемер және үйінділердің жоғарғы төбелерінің, табандарының кентіректердің жағдайы күнделікті міндетті түрде бақылауда болуы керек. Олардағы өзгерістерді, оның өлшемдерін және белгілі қызмет мерзімдерінің аспауын анықтау, осының нәтижесінде пайдалы қазбаларды жоғалтуды азайту, сонымен қатар тау-кен жұмыстарын жүргізу қауіпсіздігін қамтамсыз ету керек.
35. Күрделі кен-геологиялық және басқа да табиғи жағдайларда (газ жарылу қаупі бар, өзінен өзі жануға бейімділігі бар тұтқиылдан атқылаулар мен тау соққылары, суда тез еритін, құрлықтық қайрандасу қоймаларында көшкінді және сейсмикасы жоғары аудандарда) орналасқан кен орындарын қазып алуда пайдалы қазбалар қорын ұтымды, кешенді пайдалануға табиғи мәнбірлеудің зиянды әсерінің алдын алуды есепке алатын қауіпсіздік техникасын қамтамасыз ететін арнайы шаралар қарастырылуы керек.

4. Тау-кен жұмыстарын геология-маркшейдерлік қызметпен
қамтамасыз ету

36. Жер қойнауын пайдаланушылар мыналарға міндетті:
кен орындарында зерттелген қордың анықтығын арттыру, кеннің сапалық құрамының кен-геологиялық және басқа да өндіру шарттардың нақтылығын зерттеу үшін жете барлау мен тұтынымдық барлауда тағы да басқа геологиялық жұмыстарды жүргізуге;
белгіленген геологиялық және маркшейдерлік құжаттамаларды толық көлемде және сапалы дәрежеде жүргізу;
кен көздерін кешенді және ұтымды пайдалануды, тау-кен өндірудің зиянды әсерінен қорғауды қамтамасыз ету үшін маркшейдерлік жұмыстарды орындау;
қорлардың, жоғалтудың және құнарсыздандырудың жағдайын, қозғалуын сонымен қатар қосымша өндірілетін және кәсіпорынның есебін жүргізуді қамтамасыз ету.
37. Кен орнын қазып алуда осы көлемдегі барлық геологиялық жұмыстар бекітілген жоба, нормативтік құжаттар мен нұсқауларға, сонымен қатар Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлігінің әдістемелік ережелер мен нұсқауларының талаптарына сәйкес жүргізілу керек.
38. Кен орындарында немесе олардың жеке бөліктерінде жете барлау мен тұтынымдық барлау жұмысын жер қойнауын пайдаланушы немесе ол берген тапсырма бойынша арнайы мамандандырылған ұйым жүргізеді.
39. Кен орнын жете барлау мен тұтынымдық барлау мыналарды қарастыруы керек:
пайдалы қазбалар қорының болашақ өсімін;
кен орындарының немесе олардың жеке бөліктерінің геологиялық, технологиялық, ерекшеліктерін нақтылау және қорларды зерттелу дәрежесіне байланысты неғұрлым жоғары категорияға ауыстыру.
Кен орны немесе оның бөліктерін, күрделі кен-геологиялық жағдайда орналасқан болса, жете барлау мен тұтынымдық барлау жобаларында, жер қойнауын қорғауды және жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуін қамтамасыз ететін ұсынымды таңдауға арнайы зерттеулердің жүргізілуі қарастырылуы керек.
Жете барлау және тұтынымдық барлау жобалары кен орнын қазып алуға арналған негізгі және дайындық тілме қазбалардың бұрғылау ұңғыларының мәліметтерін неғұрлым толық пайдалануы керек.
40. Барлық барлау кен қазбалары мен бұрғылау ұңғылары геологиялық құжатталуы тиісті.
41. Геологиялық құжаттамалар бір айда бір рет нақтылы мәліметтердің жиналуымен толықтырылады. Геологиялық құжаттамалар жинағы әр тоқсан сайын толықтырылады, одан кешеуілдетуге тиым салынады.
42. Маркшейдерлік жұмыстар, маркшейдерлік жұмыстарды орындау ұйым нұсқаулығына және басқа да нормативтік құжаттарға, сонымен қатар жер қойнауы мен жер қойнауын пайдаланушылар туралы заңның жинақтары талаптарына және осы Ережеге сәйкес орындалуы керек.
Арнайы әдістемелер мен техникалық құрал-жабдықтарды қажет ететін маркшейдерлік жұмыстар жер қойнауын пайдаланушымен жасасқан шарт бойынша мамандандырылған ұйымдар арқылы жүргізілуі керек.
Әр кәсіпорынның геологиялық және маркшейдерлік нұсқаулар кітабында күнделікті жазу үзбей жүргізілуі керек, және оларды қызмет орны көрсетілген қызметтегі адамдар міндетті түрде орындау керек. Бұл нұсқаулардың орындалуы әрдайым кәсіпорын басшыларының бақылауына алынуы керек.
43. Қорлардың, жағдайы мен қозғалысын, пайдалы кендердің құнарсыздануын, жоғалтуын есепке алу Қазақстан Республикасының пайдалы кендер қорының мемлекеттік есебін жүргізу тәртібі туралы Қазақстан Республикасы Yкiметiнiң қаулысымен бекітiлген Ереженiң талаптарына сәйкес жүзеге асады.
44. Қорлардың, жағдайы мен қозғалысын пайдалы кендердiң жоғалуын және құнарсыздануын есепке алу мына негiзгi талаптарға сәйкес орындалуы қажет:
есепке Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiнiң Мемлекеттiк кен қоры комиссиясы бекіткен пайдалы қазбалар қоры да, Мемлекеттiк кен қоры комиссиясының талаптарына сәйкес жете барлау аймақтық кен қоры комиссиясы жұмысы кезiнде есептелген қорлар да кіру керек;
кен байлықтың қорлары категорияларға, кен орындары шахтылық алаңдар, бөлiмдер, жеке кен денелер, алу бөлiктерi үшiн жеке-жеке есептеледi,осы сияқты қордың есебi қазып алудың әдiсiне, жүйесiне кеннiң негізгi түрлерiне, сапасына қарай да жiктелу қажет.
кен байлықтың қорлары өндiру және өңдеу кезiндегi жоғалым және құнарсыздануға, жер қойнауында қалған жағдайымен есепке алынады.
45. Қорлардың жағдайының, қозғалуының, жоғалуының және құнарсыздануының есептелуi алғашқыдан бастап, жинақталып және жыл сайын жүргiзiледi.
46. Жер қойнауын пайдаланушылар кен байлықтың қорының жоғалымын және құнарсыздануын қарастыратын алғашқы және жинақтық есепке алу негiзiнде әр жылдың бiрiншi қаңтарындағы жағдайына байланысты жылдық есеп балансын жасайды. Оған қорлардың өсуiн, немесе өндiрiстiк мағынасын жоғалтқандықтан және жете геологиялық барлау мен қазбалау нәтижесiнде анықталмаған қорды есептеп шығару мәлiметтерi қоса берiлуi қажет. Оған, қорлардың өсiмi нәтижесiнде, олардың өзгеруiн негiздейтiн, соған қоса кен көзiн игеруде және геологиялық барлау жұмыстары барысында расталмаған немесе өндiрiстiк мағынасын жоғалтқан қорлар туралы деректер қосылуы керек.
47. Негiзгi кен байлықтарының олармен қосымша болатын кендердiң, олардың iшiндегi құрамдық бөлiктерi қорын жоғары категорияларға ауыстыру нақтылы геологиялық мәлiметтердiң негiзiнде есептелiп, белгiленген тәртiп бойынша бекiтіледi.
48. Барлық баланстық есептегi қорлардың есептен шығуы немесе олардың өндiрiстiк мағынасын жоғалтқандықтан есептен тысқары қорға ауысуы Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiнiң Мемлекеттiк кен қоры комиссиясының (Аймақтық кен қоры комиссиясының) шешiмiмен бекiтiледi.
49. Кен байлықты өндiру кезiнде жоғалтудан өндiрiстiк мағынасын жойғандықтан анықталмағандығы нәтижесiнде пайдалы қазбалар қорын кәсiпорын есебiнен шығару осы туралы Ереже тәртiбiне сәйкес орындалады. Бұлар геологиялық және маркшейдерлiк құжаттамаларда жеке-жеке түрлерiне қарай есептелiп, ұйымның қорларды есептен шығару кiтәбiнде тiркелуi керек.

5. Жер қойнауын қорғаудың мемлекеттiк бақылау органдары

50. Жер қойнауын қорғау және пайдалануды мемлекеттiк бақылау минералды шикiзат кешендi қызметiнiң барлық кезеңiнде жүзеге асырылып мыналарды қамтамасыз етедi:
меншiк түрiне қарамай, барлық жер қойнауын пайдаланушылар, жер қойнауын пайдалану тәртiбiн, жер қойнауының жағдайын көрсететiн мемлекеттiк есептi жүргiзу, алу ережесiн сақтауды;
жер қойнауын толық, кешендi пайдалану және қорғау мiндеттерiн орындауды;
тау-кен жұмыстарының қоршаған ортаға, ғимараттар мен құрылыстарға тигiзетiн зиянды әсерлерiнiң алдын алатын шаралар қолданылады;
жер қойнауын геологиялық зерттеу және пайдалы қазбалардың кен көздерiн игеру үдерiсi кезiндегi геологиялық, кентехникалық, басқа да ақпараттардың толық және ақиқатты болуын, сонымен қатар Қазақстан Республикасы заңдарында белгiленген басқа да ережелер мен нормаларды орындауды;
51. Жер қойнауын қорғаудағы мемлекеттiк бақылауды Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiнiң геология және жер қойнауын қорғау комитетi және оның жергiлiктi органдары жүзеге асырады. 52. Ұйымдарда жер қойнауын қорғау, минералды шикiзаттарды ұтымды және кешендi пайдалануға өндiрiстiк бақылау жүргiзу ведомствалық бақылау, ұйымдардың бұйрығы бойынша тағайындалған лауазымды тұлғалар мен органдар арқылы жүзеге асырылады. Екінші бөлім Қазақстан Республикасының мұнай және газ кен орындарын игерудің бірыңғай ережелері

6. Жалпы ережелер

Ережелер Қазақстан Республикасында орналасқан мұнай мен газ кен орындарын игерумен өндірістік қазу кезеңдерінің бәріне қойылатын негізгі нормалары және талаптарды белгілейді, олар: кен орындарын геологиялық зерделеуге, қорларды санау және есепке алуға, кен орындарын ұтымды игеру жүйелерін жобалауға және жасауға, барлық категориялардағы ұңғылардың және қажет кәсіптік ғимараттардың құрылысына, жер және қоршаған ортаны игеру, қорғау процестерін басқаруға жатады.
Ережелер Қазақстан Республикасы Президентінің 1995 жылғы 17 сәуірдегі N 2200 Z952200_ "Лицензиялау туралы", 1995 жылғы 28 маусымдағы N 2350 U952350_ "Мұнай туралы", 1996 жылғы 27 қаңтардағы N 2828 " Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы " Заң күші бар жарлықтарына және басқа заңдық және нормативтік актілерге сәйкес дайындалады. Z100291 қараңыз
Ережелердегі кен орындарын өндірістік игеруді жобалау және тиесілі операцияларды орындаудың бірізділігі кен шоғырлары туралы пайымдаулардың ұзақ уақыт бойы бірте-бірте нақты ақпараттардан қалыптасудан туындайды және олар іздестіру кезеңінен басталып игеруді аяқтағанға дейін созылады. Осыған байланысты алдыңғы қабылданған шешімдерді өзгерту, келісімдерге (шарттарға) тиесілі өзгерістер мен толықтырулар енгізу қажет болған жағдайда игеруге авторлық қадағалау және талдау жасау үшін екі-үш рет жобалау қарастырылады.

7. Көмірсутекті кен орындарын игеруге дайындау

Көмірсутектері кен орындары

53. Көмірсутектері кен орны - ол бір немесе бірнеше шоғырлар, олар аумақ бойынша бір алаңда және қолайлы тектоникалық құрылыммен немесе басқа түрдегі тұтқыштармен байланысты орналасады.
54. Шоғыр деп табиғи біртұтас сугаздинамикалық резервуарда, бір жинағыш-тақташада, екі-үш, одан да көп өзара қатынасы бар бір қимадағы жинағыш-тақташада кен орнының үлкен қалың тақташа-жинағыштарында болатын көмірсутектері жиынтығын түсінуге болады. Кен орнының геологиялық қимасындағы шоғырлар саны өнімді тақташалар санына сәйкес немесе одан аз болуы мүмкін.
55. Жер қойнауындағы шоғырлар көмірсутектерінің бастапқы табиғи фазалық жай-күйі бойынша бір фазалық және екі фазалық болып бөлінеді. Бір фазалыққа жататындар: мұнай шоғырлары, онда ерітілген газы бар мұнай; газ шоғырлары, төмен молекулярлы көмірсутектерінен тұратын тек табиғи газ ғана; газконденсатты шоғырлар (газ қалпындағы көмірсутекті конденсаты бар газ). Екіфазалық шоғырлар бастапқы табиғи түрінде бүркембе мұнай үстіндегі тақташаларды мұнай мен еркін газды қатарынан ұстайды. Көмірсутектері шоғыры жалпы көлемінің мұнайға қаныққан Vм бөлігі үлесінің мөлшеріне байланысты тұтастай екі фазалық шоғырларға жататындар: газ немесе газ конденсатты бүркембесі бар мұнайы Vм > 0,75; газмұнайлы немесе газконденсат мұнайлы 0,5 Vм
57. Барлауға далалық геологиялық-геофизикалық зерттеулер, құрылымдық бұрғылау, сынамалау және іздестіру мен барлау ұңғыларын сынақтау.
Мұнай және мұнайгаз кен орындарын барлау барысында ұңғылардың сынамалық пайдалануы жүргізіледі.
Осы жұмыстардың барысында көмірсутектері шоғырлары статикалық модельдерін жасау, қорларын есептеу және болашақ өнеркәсіпті жобалау үшін негізгі ақпаратты жинақтау жүргізіледі.
58. Көмірсутектері шоғырлары мен кен орындарын игеруге дайындаудағы геологиялық барлау жұмыстарына және зерделеуге қойылатын талаптар мұнай және жанатын газдар қорларын есептеу материалдарын пайдалы қазбалар қорлары Мемлекеттік комиссиясына ұсыну тәртібі мен ресімдеу мазмұны туралы Нұсқаулықпен және кен орындары қорларының, мұнай және табиғи келешек және болжамдық ресурстарының сынаптамасымен белгіленеді.
59. Барлау арнайы бекітілген жоба бойынша жүргізіледі. Онда ұғылардың саны, орны және бұрғылау мерзімдері, шешетін мәселелері және қажетті зерттеулердің кешені мен ауқымы негізделеді. Бұрғырлау барысында орындалатын зерттеулер әрбір барлау ұңғысының геологиялық-техникалық өкімімен дара дербес белгіленеді.
Алынған деректер мардымдылықтарды сенiмдi негiздеу игерудi жобалау үшiн қорларды есептеп, белгiленген тәртiппен бекiтуге жеткiлiктi болуы тиiс.
60. Кен орны бойынша бұрғылау барысында мыналар зерделенуi тиiс: литологиялық-стратиграфиялық қима, ондағы мұнай газды өнімдi тақташалардың және ештеңе өткiзбес бөлшектерiнiң жай-жапсары; өнiмдi қабаттардың жату жағдайларының негiзгi заңдылықтары кен орны қимасының гидрогеологиялық сипаттамасын, арын сулы жүйелердi белгiлеп бөле отырып, барлық сулы қабаттардағы сулардың физика-химиялық қасиеттерiн жазып шығару; шоғырлар жабындарының сипаттамасы, олардың заттық құрамы және қасиеттерi; кен орны жармасы бойынша термобарилық заңдылықтар. Әрбiр шоғыр бойынша айқындалуға жататындар: шоғырдың тектоникалық құрылысы; жалпы, тиiмдi және мұнайгазбен қаныққан өнiмдi қабаттардың қалыңдықтары, олардың шоғырлар шегiндегi өзгерiстерi; жыныстардың литологиялық қасиеттерi, жинағыштардың сыйымдылық ауқымының құрылымы; жинағыш-жыныстардың сыйымдылық сүзгілiк қасиеттерi, олардың шоғырлар ауқымындағы өзгергiштiгi; өнiмдi қабаттардың мұнайгазбен бастапқы және қалдықты қанықтылығы; өнiмдi қабаттар беттерінің қасиеттерi (сужұтқыштығы, сушығарғыштығы); өнiмдi тақташалардың сығып шығару коэффициентерi;
олардың құрамдық үлес мөлшерiне байланысты мүнай, газ және су үшін жинағыш-жыныстардың фазалық өткiзгiштiктерiнiң салыстырмалы мағыналары;
өнiмдi бiрлiктердегi мұнайдың, газдың, конденсаттың жатыс жағдайлары;
тақташалардың бастапқы қысымдары мен температураларының мөлшерi, бөлектеп және жалғастырып газсыздандырудың деректерi (мұнайды газбен қанықтыру қысымы, газдың мөлшерi, тығыздылығы, тұтқырлығы, көлемдiк коэфицициентi, қабаттық жағдайлардағы жанғыштығы, шөгу коэффициентi және басқалары) бойынша мұнайдың толық физикалық-химиялық қасиеттерi;
стандарттық шарттарға дейiн газсыздандырылған мұнайдың физикалық-химиялық қасиеттерi (тығыздылығы, кинематикалық тұтқырлығы, молекулалық массасы, қайнау және қату басталуы температуралары, мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, парафиндердiң, асфальтендердiң, селикагель шайырларының, күкiрттiң проценттiк мөлшерi, фракциялық және компоненттiк құрамдары);
жылу өткiзгiштiк, өзiндiк жылулық кедергiсi, жыныстарының өзiндiк жылу сыйымдылығы және олармен қаныққан сұйықтықтар (тұтқырлығы көтеріңкі және жоғары шоғырлар үшiн) коэффициенттерінің орта белгiлерi;
газдың тақташалық жағдайдағы физикалық-химиялық қасиеттерi (компоненттiк құрамы, ауа бойынша тығыздығы, сығылғыштығы;
конденсаттың физикалық-фимиялық қасиеттерi (шикi конденсаттың шөгуi, тығыздығы, молекулалық массасы, тұрақты конденсаттың қайнауы басталуы және аяқталуы, компоненттiк және фракциялық құрамы, парафиннің, күкiрттiң, шайырлардың мөлшерлерi).
Аталған мәлiметтер кен орнын барлаудың барлық кезеңi өткенше ұңғылар бұрғылаудан, қабаттарды сынамалаудан, даланың, ұңғылардың геофизикалық зерттеулерiнен, жыныстарды көмiрсутектiлер қасиеттерiн лабораториялық талдаулардан алынған, қорытылған ақпарат негiзiнде жинақталады.
Шоғырлардың бiрталай маңызды сипаттамалары барлау ұңғыларында жүргiзiлген сынамалық игеру кезiнде алынады.
61. Қазақстан Республикасының " Қоршаған табиғи ортаны қорғау" Заңына сәйкес барлау барысында жер бетiнiң жағдайы зерттеледi (жер бедерi, су көздерiнiң барлығы, тыйым салынған өңiр және басқалар) мұнайгазөндiрушi ұйымдардың қызметiн қамтамасыз ету үшiн су көздерi iздестiріледi, өндiрiстiк және шайынды суларды ағызу үшiн кен орны қимасы бойынша сiңiргіш жыныс қабаттары анықталады, құрылыстық материалдардың шикiзат базасы бағаланады.
62. Қорықтық аймақтарда және басқа қорғалатын аумақтарда iздестiру барлау жұмыстары тиесiлi мемлекеттiк органдармен келiсу арқылы жүргiзiледi.
63. Барлау ұңғыларының сынағын жүргiзу олардан мұнай өндiрудi үш ай бойына дейiн кәсiптiк-геологиялық және гиродинамикалық зерттеулер кешенiн жүргiзумен жалғастырылады және өндiрiлген мұнайды мiндеттi түрде ұқсатуы қажет. Осы кезде мынадай деректер алынады:
қабаттың бастапқы қысымы мен температурасы;
ұңғылардың келесi игеру жағдайларындағы ықтимал дебиттерi мен кенжарлық қысымдары;
мұнай және сұйықтық бойынша қабаттардың өнiмдiлiк коэффициенттерi - әр ұңғыға ортақ және меншiктi (яғни мұнайға қаныққан қалындықтың 1 метрiне);
қабаттың құрғатылатын бөлiгiнiң орташа коэффициентi;
қабаттың өткiзгiштiк коэффициентi;
газөткізгiштiк коэффициентi;
пьезоөткiзгіштiк коэффициентi.
64. Мұнай және газмұнай кенорындарында көмiрсутектерiнiң сынақтық игерулерi мұнай өндiру лицензиясы бар болса, бұрғыланған ұңғыларды уақытша пайдалану мақсатында жүргiзiледi. Қажет кездерде пайдалануға С1 категориясындағы қорлары бар шоғырлар телiмдерiндегi озық өндiру және айдау ұңғылары бұрғыланады және пайдалануға енгiзiледi. Сынақтық игерудiң мезгiлдерiн (қажеттiлiгiнде) құзыретті орган белгiлейдi. Көмiрсутектерi шоғырларын сынақтық игерудiң мақсаты шоғырлардың геологиялық-геофизикалық сипаттамасы, көмірсутектерінің жатыс жағдайлары, ұңғылардың өнімділігі туралы қолда бар ақпаратты дәлдеу және қосымша мағлұматтар алу болып табылады. Көмірсутектері шоғырларын сынақтық игеру белгіленген тәртіппен бекітілген, көмірсутектерінің жедел есептелген қорлары негізінде дайындаған арнайы жоба бойынша жүргізіледі. Көмірсутектері шоғырларын сынақтық игеру жобасында қарастырылатындар:
пайдалануға енгізілетін ұңғылардың тізбесі, озық өндіру және айдау ұңғыларының саны мен орналасқан жерлері;
ұңғылардың геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық, тасбағандардың және қабаттық флюидтерінің лабораториялық зерттеулер кешені;
қабаттарды ашудың және ұңғыларды игерудің пәрменді әдістерін таңдау;
айдау ұңғыларының қабылдағыштығын зерделеу;
көмірсутектері шоғырларын сынақтық игеру кезеңінде болатын мұнай өндірудің деңгейлер шамалары.
Одан басқа, көмірсутектері шоғырларын сынақтық игеру мыналарды анықтауға мүмкіндік береді:
мұнайды себепкермен (көбінесе-сумен) сығымдап айдауға арналған ұңғылардың тиімді технологиясын игеру;
айдау ұңғыларын пайдаланудың ықтимал режимдері (айдау қысымы, қабылдаушылық, айдалатын себепкерге талаптар, ұңғыларды тазалау тәсілдері және т.б.);
айдау және өндіру ұңғыларының өзара қатысу сипаты;
ықпал жасау процесін күрделендіруші геологиялық-геофизикалық себептер (қабаттардың жатыс және өткізгіштік жағдайларының өзгергіштігі, ықпал жасау белсенділігінің жеткіліксіздігі және тағысын-тағылар) пайдалану барысында қабаттық қысым мен дебиттердің өзгеруі.
Ұңғыларды сынау және шоғырларды сынақтық пайдалану, барлау кезеңінің бөлігі болғандықтан, осы кезеңдерде ұңғылардан алынатын мұнайды өндіру мұнайынан бөлек, игеру жүйесінде жобаланған өнімге қосып есептеу қажет.
Мөлшері шағын, геологиялық кәсіптік сипаттамалары қолайлы, жеңіл шоғырларды сынақтық пайдалану сатысынан өткізбей-ақ өнеркәсіптік игеруге енгізуге болады.
65. Шоғырларды сынақтық пайдалану жобаларын, осындай жұмыстар жүргізуден тиесілі тәжірибелері бар отандық және шетелдік институттар жасайды және олар белгіленген тәртіппен бекітіледі.
66. Көмірсутектері шоғырлары статикалық геологиялық-кәсіпшілік моделі - табиғи объектің (шоғырдың) геологиялық-физикалық қасиеттері жиынтығының, бастапқы игерілмей тұтас тұрған кездегі көрінісі және ол қорлар санау мен игеруді жобалауға негіз болып табылады. Шоғырдың статикалық геологиялық-кәсіптік моделі тікелей ұңғыларды бұрғылау және зерттеу арқылы және қосымша (сейсмикалық зерттеулер, аэроғарыштүсірім және басқалар) жолмен алынған түрлі-түрлі ақпараттар (геологиялық барлау жұмыстарымен шоғырларды игерудің барлық сатыларында) реттеу, жүйелеу, кешенді жалпылап талдау нәтижесінде жасалады, дәлденеді.
Көмірсутектері шоғырлары статикалық геологиялық-кәсіпшілік моделінің негізі геометриялау әдістері болып табылады. Олар сол объектінің құрылымын, жер қойнауындағы көмірсутектерінің жатыс жағдайларын түрлі геологиялық сызбалар, карталар, профильдік қималар жасау әдістері арқылы бейнеленеді. Шоғырларды геометриялаудағы міндетті геологиялық сызбалар:
ұңғылар қималарының жете коррекцияланған схемалары коррекциялаудағы сапалы орындаумен қалған барлық сызбалардың сенімділігі болады;
өзіне тән ерекшеліктері қамтылған бағыттар бойынша қиманың өнімді бөлігінің геологиялық егжей-тегжейді профильдері: мұнай мен газ, су (сулы мұнай, газды мұнай, газды су түйісулері) араларындағы түйісулерді түсіре (суреттей) отырып және (интервалдарын) арақашықтықтарын (перфорациялап) тескілеп отырып;
зерделенетін объектінің үстіңгі және астыңғы беттерінің құрылымдық карталары, оған мұнайлы және газды түйісулердің ішкі және сыртқы сызықтарын, сыналанып шығу немесе тақташалардың фациялдық алмасу, сондай-ақ тектоникалық желілер сызықтарын жүргізе отырып (олар болса);
тау жынысы қабаттарының жалпы карталарын, тиімді де мұнайға қаныққан қабаттарының карталары.
Геологиялық сызбалардан басқа, көмірсутектері шоғырларының статикалық геологиялық-кәсіпшілік моделінің міндетті түрдегі құрамының бөлігі болып табылатын мәліметтер (сипаттамалар):
объектінің табиғи режимі, энергетикалық мүмкіндіктері, қабаттың бастама қысымы, қанықтыру қысымы, конденсаттық кері бағытша тұнуы және басқалары;
объектіні құрайтын жыныстардың заттық құрамы, қаңқа түйіршіктерінің минералдық құрамы, цемент, саз, карбонат құрамдары және басқалар;
жинағыш жыныстардың сүзбелік-сыйымдық қасиеттері, кеуектілігі, өткізгіштігі, басқа құрылымның және заттық көлемінің мұнай-газ және сумен қаныққыштығы;
өнімді қабаттардың біртекті еместігін сандық бағалау, тарамдалғыштығы, үзілгіштігі, құмдақтылығы, өзгергіштігі, өткізгіштігі;
қабаттық флюидтердің қасиеттері, қабаттық мұнайдың тұтқырлығы, газбен қаныққыштығы, парафиннің мұнайдағы, конденсаттағы және газдағы мөлшері және басқалар.

Көмірсутектері және іліспелі компоненттер қорларын есептеу

67. Көмірсутектері қорлары - стандарттық шарттарға (0,1 МПа 20 С) келтірілген, табылған, барланып жатқан және игерімдегі шоғырлардағы мұнайдың, конденсаттың және іліспелi компоненттердiң массасы және газдың көлемi.
68. Жер қойнауында жатқан мұнайдың, газдың және конденсаттың қорлары геологиялық деп аталады.
69. Көмiрсутектерi кен орындарында табылған геологиялық қорлар екi топқа: тиiмдi (алынатын) және тиiмсiз болып бөлінедi.
70. Тиiмдi (алынатын) қорлар, олар жер қойнауын және қоршаған табиғи ортаны қорғау талаптарын сақтай отырып бүгiнгi күнгі сыналған технологиялар мен техниканы қолдану арқылы алынуы, экономикалық жағынан мақсатқа сәйкес қорлар. Геологиялық қорлардың бұл бөлiгi мұнайдың, газдың және конденсаттың айырып алуын коэффициенттерiмен анықталады.
71. Тиiмсiз қорлар және ресурстар - олардың айырып алу бүгiнгi күнгi экономикалық жағдайға сәйкес емес.
72. Мұнай және газ қорларын есептеу әдетте геологиялық-барлау жұмыстарының әр сатысы аяқталғаннан кейiн және игеру процесiнiң барысында жүргiзiледi олар мынадан:
көмiрсутектiлерi кен орындары ашылғаннан кейiн, яғни iздеу сатысы аяқталғанда - жедел есептеледi;
көмiрсутектерi кен орнының бағалану кезеңi аяқталғаннан кейiн (iрi және бiрегей кен орындары қорларын мемлекеттiк сараптама бекiткеннен кейiн, ал басқалар бойынша - жедел есептеу);
барлаудың барлық кезеңi аяқталған соң (шоғырдың сынақтық игерiлуiмен қоса) - қорларды мемлекеттiк сараптама бекiткеннен кейiн;
кен орындарын игерудiң бiрiншi жобалау құжаты бойынша (мұнай кен орнын игерудiң технологиялық нобайы бойынша және газ кен орнын тәжiрибелiк-өнеркәсіптiк игерудiң жобасы бойынша кен орындарын пайдаланушылық (кең көлемде) бұрғылап шыққаннан кейiн - қорларды мемлекеттiк сараптамада бекiту (бұрын бекітілген қорларды 20 пайыздан аса өзгерсе).
73. Мұнайдың, газдың, конденсаттың және олардың арасындағы өнеркәсiптiк маңызы бар компоненттердiң қорларын санау және есепке алу кәсiбiне көлемдiк әдiспен, қажет болған жағдайда және мүмкiндiгi туса басқа да белгiлi және жаңадан шыққан әдiстермен жасалады.
74. Егер мұнай шоғырларын сынақтық игеруден алынған деректерi мұнай қорлары мөлшерiнiң шағын екендiгiн көрсетсе, онда зерделенетiн шоғырдың қорларының масштабын анықтау мақсатында материалдық теңгерме принципiмен негiзделген (газ үшiн - қабаттық қысымның төмендеу әдiсiмен) әдiстермен жүзеге асыруға болады.
75. Мұнай, газ және олардың арасындағы компонентердiң геологиялық қорларын санау және есепке алу зерделеудiң әр сатысына, олар әртүрлi дәрежеде жiктеліп жүргiзiледi:
кен орындарын iздеу сатысында - әрбiр шоғыр бойынша - толығымен (бүтiндей) және кен орны бойынша - толығымен (бүтiндей) және мұнай, газ, сулы мұнай, газсулы, газмұнайсулы белдемдердiң қорларын бөле отырып;
барлау сатысында - әр шоғырлар белдемдері бойынша, бөлек тақташалар бойынша;
игеруге арналған бiрiншi жобалау құжаты бойынша шоғырларды кең көлемде бұрғылап бiткеннен кейiн - белдемдер бойынша түрлi қанығулармен, әр қабатшалары бойынша, әрбiр белдемдер шегiндегi түрлi өнiмдiлiктi әрбiр телiмдер белдемдерiнен бөле отырып;
мұнай, конденсат, этан, пропан және бутан қорлары - мың т., еркiн газ қоры - млн. текше м., гелий және аргон қоры - мың текше м. - стандарттық жағдайларда (0,1 МПа және 20 С) есептеледi.
76. Мұнайдың, алынатын ерiген газдың, конденсаттың және олардың арасындағы өнеркәсiптiк маңызы бар компонентердiң қорлары мен айырып алу коэффициентерi, мемлекеттiк сараптамаға ұсынылатын мұнай айырып алу коэффициентiнiң техника-экономикалық негiздемесi түрiнде жасалған технологиялық және техника-экономикалық есептеулер арқылы анықталады.
77. Мемлекеттiк сараптама, салалық ведомстволардың қорытындыларын ескере отырып, технологиялық, экономикалық және экологиялық талаптарға неғұрлым сай келетiн нұсқа бойынша ақырғы мұнай айырып алу коэффициентiн бекiтедi.
78. Мұнай, газ және iлеспелi компоненттер қорларын есептеу, қарау және бекiту тәртiбi ережелермен және нұсқаулықтармен реттеледi.

Көмiрсутектер кен орындарын өнеркәсiптiк игеруге енгiзу тәртiбi

79. Мұнай және газ кен орындарын (шоғырларын) өнеркәсiптiк игеруге енгiзу үшiн мыналар қажет:
мұнай, газ, конденсат және олардың арасындағы басқа iлеспелi компоненттердiң қорларына мемлекеттiк сараптама жүргiзiлген болса;
кен және жер бөлiктерi алынған болса;
жер қойнауын пайдаланушылар мұнай өндiруге және басқа тиесiлi қызметтерге лицензияларын алған болса;
Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiмен Қазақстан Республикасы төтенше жағдайлар жөнiндегi Агенттiгiнiң игеру жобалары құжаттарын сараптамаға салу қорытындылары болса;
өнеркәсіптiк игерудiң технологиялық жобалау құжаттары (технологиялық нобай, игеру жобасын абаттауға арналған жобалық-сметалық құжаттама белгiленген тәртiппен бекiтiлген болса;
кен орнын игеруге арналған Құзыреттi мемлекеттiк орган мен жер қойнауын пайдаланушының арасындағы келiсiм-шарт жасалған болса.

8. Мұнай кен көздерін игеруді жобалау

Мұнай кен көздерін игеруді жобалау кезінде пайдаланылатын
өлшемдер, шарттар

80. Мұнай кен көздерін игеруді жобалау, барлау нәтижесін қолданылып жүрген нұсқаулықпен есептелген және мемлекеттік сараптамамен бекітілген қордың негізінде жасалады.
81. Жобалау кезінде есептеу арқылы анықталған нақты өлшеулердің көрсеткіштері пайдаланылады.
82. Нақты өлшенген көрсеткіштер - мұнай қорларының толық мөлшері, жалпы және нәтижелі қалыңдығы, өткізу қабілеті, жеке қабаттардың саны, ұңғы өнімділігінің мөлшері мен коэффициенті, мұнайдың, газдың, судың физикалық қасиеттерінің сипаттамасы, қабаттың бастапқы қысымы және мұнай мен газдың сіңірушілік қысымы, мұнайдағы газдың бастапқы мөлшері, саға қысымына байланысты түптік шапшыма қысымы, айдамалау ұңғыларының сыйымдылығы, шығарушы ұңғы өнімдерінің су мөлшері.
83. Есептеу арқылы ең кіші тиімді қалыңдықты бұрғылау ауданын анықтайды, бұрғылайтын аудан үшін варнация коэффицинетінің орта мәнін және квадратын мыналар үшін анықтайды: жалпы қалыңдық, тиімді қалыңдық, жекеленген қабаттар, ұңғы өнімділігінің коэффициенті және тиімді қалыңдықтың өнімділігінің меншікті коэффициенті. Кенді сынақ пайдалану кезінде мыналарды анықтау қажет:
түптік қысымды қаныққан қысымнан төмендеткен кезде мұнайдың өнімділік коэффицентінің кішірейу мөлшері;
айдамалау ұңғыларына су жіберу және шығарушы ұңғының суландыруы - қозғалғыш су мен мұнайдың қабаттар жағдайындағы ара қатысы және шығарушы ұңғыға судың мұнайды ығыстыруының біркелкі емес көрсеткіші, сонымен қатар қабаттардың сіңімділігінің біркелкі еместігінің көрсеткіші.
Көрсетілген деректер жоқ болса қабаттардың есептелген біркелкілік еместігін геофизикалық өлшемдердің деректері арқылы табу керек, ал сумен мұнайдың қозғылысының ара қатысы - олардың жабысқақтығы және мұнайдың қалдық сіңірушілігіне байланысты;
түптік қысымды қанықтыру қысымынан төмендеткендігі өнімділік коэффициентінің кішірейту дәрежесін басқа кен орындарындағы ұңғылардағы зерттеулер сияқты анықталады. Басқа кен орындарындағы жиі торлы ұңғылар сияқты геологиялық көрсеткіштер анықталуы керек қабаттардың коллекторлық қасиетінің тәртіпсіз өзгерісінің қадамы (нәтижелі қалыңдығы, өзіндік өнімділігі).
84. Мұнай кен орнын игеру жобасын жасау Қазақстан Республикасының Энергетика, индустрия және сауда министрлігінің бекiткен технологиялық сызбалары мен мұнай және мұнайгаз кен орындарын игеру жобаларын жасау Ережесi бойынша жүргiзiледi.
85. Қажет болса мұнай және мұнайгаз кен орындарында тәжiрибе-өнеркәсiптiк игеру жүргiзiледi, бұл жағдайда кiшкене кен орындарын, барлаудағы iрi кен орындары немесе өнеркәсiптiк игеру обьектiлерiндегi учаскелердi пайдалану көзделедi. Мұнай және мұнайгаз кен орындарын тәжiрибе-өнеркәсiптiк игеру жаңа немесе бұрыннан таныс технологияны тексеру үшiн жүргiзіледi, бұның өзi жобасы бекiтiлген қарастырылып отырған кен орнындағы геологиялық-физикалық жағдайда мақұлдауды көздейдi. Мұнай және мұнайгаз кен орындарын тәжiрибе-өнеркәсiптiк игерудiң жобасында дәлелденетiн мәселелер:
жұмыс жүргiзу үшiн кiшкене кен орнын немесе үлкен кен орнының бөлiгiн таңдау;
шығарушы және айдамалау ұңғыларының саны және орналасуы;
тәжiрибе-өнеркәсiптiк игерудiң технологиясы;
арнайы жабдық кен қабатқа әсер ететiн себепкерлердiң қажеттiгi;
игеру барысын және обьектiнiң геологиялық-физикалық қасиетi жөнiнде қосымша деректердi бақылау үшiн қажет зерттеу жұмыстары; қабылданған технологияның үнемдiлiгiн бағалау үшiн тәжiрибе-өнеркәсiптiк игерудiң мерзiмi; мұнай, газ өндiрудiң және әсер ететiн себепкердiң тәжiрибе жұмысын жүргiзу мерзiмiндегi деңгейi; кәсiпшiлiк жайластыру жүйесiне қойылатын негiзгi талаптар; тәжiрибе-өнеркәсiптiк жұмыстардың технологиялық және экономикалық тиiмдiлiгiн алдын-ала болжау. Мұнай кен орнын игерудiң жүйесiн таңдау
86. Мұнай кен орнын игеру әртүрлi техникалық және технологиялық шаралардан тұрады: ұңғыларды белгiленген тор бойынша бұрғылап, оны пайдалануға ұтымды жағдай жасау, өнiмдi қабаттарға әсер етудi ұйымдастыру, кен көзiн игерудi бақылау. Бұл шаралар бiртектес бiр-бiрімен байланысты элементтерден тұратын жүйе құрады.
87. Әр пайдаланылатын обьектiлерге жеткiлiктi экономикалық тиiмдiлiгi бар нақтылы геологиялық-физикалық жағдайға сәйкес игеру жүйесi анықталады.
88. Тиiмдi игеру жүйесiн таңдау негiзгi элементтердiң ұтымды түрлерiн қарастыру арқылы жүргiзiледi. Негiзгi мақсат мыналарды дәлелдеу: пайдалану обьектiлерiн атап көрсету; ұңғыны пайдаланудың тәсiлi және тәртiбi; қабатқа әсер етудiң түрлерi; өндiрушi және айдамалаушы ұңғыларға қабылданған түптiк қысым. Пайдалану обьектiлерiн таңдау
89. Пайдалану обьектiлерi (игеру обьектi) дегенiмiз игеру үшiн бөлiнген жеке өнiмдi қабат, қабат тобы немесе көмiрсутегiмен қаныққан қабаттың бөлiгi үшiн дербес бұрғыланған бiр тектес ұңғылар.
Кен орындарындағы көмiрсутегiнiң пайдалану обьектiлерiн атап таңдау - игерудi жобалаудың бiрiншi кезегi - геологиялық-физикалық, техникалық, экологиялық және экономикалық факторлар есепке алына отырып шешiледi. Нәтижесiнде бiр, екi және одан да көп обьектiлер атап таңдалуы мүмкiн.
90. Бiр тектес игеру обьектiлерiне мұнайлығы бiр қабатта, физикалық-химиялық қасиеттерi бiр-бiрiне жақын, коллекторлық қасиеттерi, қабаттағы жұмыс тәртiбi, қабат қысымдары ұқсас қабаттар немесе белдемдер бiрiктiрiледi.
91. Көп қабатты кенiштен екi немесе одан да көп игеру обьектiлерiн таңдау үшiн олардың қыртысы арасында барлық ауданы бойынша өткiзбейтiн тау жынысы болуы қажет.
92. Игеру үшiн таңдалған объектiнiң сусыз кезде және суландырған кезде ұзақ уақыт игеру кезінде кен қорының өнiмдiлiгiн ұңғылардың жоғары дәрежедегi дебитiн қамтамасыз етуi тиiс.
93. Төмендегiдей жағдайларға ұшырататын iрi пайдалану обьектiлерiн таңдаудың қажетi жоқ: ұңғының өткiзу мүмкiншiлiгiнен дебит артық болса; барлық қабаттарды бөлек-бөлек игеруден шыққан өнiмдердiң қосындысынан кем өнiм беретiн болса; бақылау шаралары мен барлық қабаттардың реттеу жұмыстары күрт қиындайтын болса. Пайдалану обьектiлерiн игерудiң режимiн таңдау
94. Мұнай кен орнын игеру екi түрде жүргiзiлуi мүмкiн: қабаттық энергияны табиғи және жасанды түрде толықтыру.
95. Бiрiншi түрiне табиғи су қысымын пайдалану жатады, бұл кезде контурдың сыртындағы сулы аумақтан мұнай кенi жатқан жерге су кiрiп мұнайды ығыстырып шығарады, сонымен қатар әртүрлi ара қатыс-серпiндi түрде, ерiген газдың кiруi. Газды газ "қалпағынан" шығарғанда және қабаттағы мұнайдан ерiксiз газ шыққанда қабаттардан мұнайдың шығуы өте төмен болуы мүмкiн.
96. Екiншi түрi қабаттарға шығарушы себептердi сығымдап кiргiзу жүргiзiледi. 97. Шығарушы себепкер ретiнде пайдаланатын заттар. әртүрлi табиғи көздерден алынатын су және кәсiпшiлiктен шыққан тазартылған су; әртүрлi химиялық реактивтермен өңделген су, ыстық су, бу, газ және басқа энергиятасушылар.

Ұңғы торы

98. Игерудi жобалаған кезде негiзгi ұңғы (негiзгi қордың ұңғысы) және резервтiк ұңғы торы қарастырылады.
99. Негiзгi қордың ұңғыларын бүкiл пайдалану обьектiсiнде барлық ұңғылардың ара қашықтығы бiрдей төртбұрышты және үшбұрышты геометриялық торларда орналастырады.
100. Резервтiк ұңғылар қабаттардың құрылысын ұқыпты тексеру үшiн бұрғылау жұмыстары жүргiзiлген кезде обьектiнiң алаңдарында орналасады.
101. Әр обьект үшiн ұңғы торларының ұтымды жиiлiгi алынады. Ұтымды болып жер қойнауын толығынан пайдаланып жоғары экономикалық әсерге жеткiзетiндей сан жиiлiгi бар ұңғылар торы есептеледi.
102. Ұңғылар торының жиiлiгi геологиялық-физикалық факторларға байланысты, оларға жататындар: мұнайдың жеке ауданға келетiн өзiндiк қоры; қабаттағы мұнайдың қасиетi (жабысқақтығы, газдың мөлшерi, қабаттық қысым мен сiңiрушiлiк қысымының ара қатысы); өнiмдi қабаттардың әртектiлiгiнiң өзiндiк ерекшелiгi мен дәрежесi; тау жынысы - коллекторларының сүзгiшiлiк қасиетi.
103. Ұңғы торларының тиiмдi жиiлiгi гидродинамикалық есептердiң негiзiнде бiрнеше түрлi игеру жұмыстарының техникалық-экономикалық көрсеткiштерiн салыстыру арқылы анықталады.
104. Екi-үш және одан да көп шығарушы және сығымдаушы ұңғылардың орналасқан жүйесi бар обьектiлерде ұңғылар тиiмдi орналастырылып, жер бетiндегi жайғастыру жұмыстарына жақсы жағдай жасалып, сұйық заттардың бiр обьектiден басқасына ағып кетуiне жол бермеу қарастырылады. Айдамалау ұңғыларын орналастыру 105. Жалпы геометрияда сығымдау ұңғылары торларының орналасуы: обьектiнiң барлық ауданында бiркелкi; обьектiнiң барлық ауданында әртектi; түзу сызық, шеңбер және басқа формада мұнайлы контурдың сыртында және iшiнде болуы мүмкiн.
106. Су және су ертiндiлерiн кiргiзуде сығымдау ұңғыларының өзiндiк ерекшелiгi суландыру жүйесiнiң түрiн анықтайды.
107. Обьектiнiң барлық ауданында сығымдау ұңғыларын бiркелкi орналасқан жағдайда беснүктелiк, жетiнүктелiк, тоғызнүктелiк және басқа контур iшiнде суландырудың жүйесi қалыптасады.
108. Сығымдау ұңғыларының обьект ауданында әртектi орналасқан жағдайында контур iшiнде әсер ететiн iрiктеу жүйесi қалыптасады.
109. Сығымдау ұңғылары мұнайлы контур сыртында, немесе контур бойында қатарынан орналасқан кезде контурдың сыртында, немесе контурдың ішінде суландыру қалыптасады.
110. Сығымдау ұңғыларын мұнайлы контурдың iшiнде қатарынан орналастырған жағдайда қатар (блоктық), барьерлiк және басқа контур iшiндегi кенiштi блоктарға бөлген суландыру қалыптасады, бұның iшінде бiрдей беске дейiн өндіруші ұңғы орналасады.
111. Қажет болса контур iшiндегі суландырудың қатар (блоктық) жүйесiн ошақтық суландырумен толықтырылады және (немесе) контур сыртындағымен (контур iшiндегiмен) үйлестiредi.
112. Сығымдау ұңғыларын орналастыру, суландырудың түрi обьект құрылысының ерекшелiгiмен, қабат флюидтерiнiң қасиетiмен және басқа да геологиялық-физикалық факторлармен анықталады.

Айдамалау және өндiру ұңғыларының
түптiк қысымын таңдау

113. Өндiру ұңғыларының түптiк қысымы жоба бойынша толық дебитпен анықталады (өндiрушi және қысымдаушы бiрге алынғанда), түптiк қысымның сiңiрушiлiк қысымнан төмендеген кездегi өнiмдiлiк коэффициентiнiң төмендеуi есепке алынады. Жоғары қысымды қолданған кезде және өндіруші ұңғылардың ара қатысы тиiмдi болғанда өндiрушi ұңғылардың түптiк қысымын сiңiрушiлiк қысым деңгейiнде ұстаған жөн. Мұнай кен орындарын игерудiң технико-экономикалық көрсеткiштерi мен нұсқалары
114. Мұнай кен орындарын игерудiң жобалық құжаттарында негiзгi технологиялық және экономикалық көрсеткiштердiң динамикасы негiзделедi: мұнайды, сұйық заттарды өндiру, қалыпты сулану, жұмыстағы ұңғылар саны, қосалқы ұңғылар саны, сумен толтыру мөлшерi, мұнайды және сұйықтарды алудың жиынтығы, салықтар мен тасымалдау шығындарын алып тастағандағы сату құнын есепке алу арқылы есептелген күрделi және ағымды шығындар, несиеге мұқтаждық, несие өтемi, несиенi қайтару (несиенi толық қайтару жылы көрсетiледi).
115. Жылдық көрсеткiштер игеру объектiсiн жайғастыру кезеңдерiмен байланыстырылады. Ол төрт кезеңге бөлiнедi:
бiрiншi - негiзгi ұңғыны ұлғайту және мұнайды өндiрудi дамыту;
екiншi - мұнайды өндiрудi тұрақтандыру;
үшіншi - мұнайды өндірудің кенет құлдырауы;
төртiншi - ұзақ мерзiмде мұнайды аз мөлшерде бәсең төмендетумен өндiру.
116. Игеру объектiсiн және кен орнын жайғастырудың жобалық құжаттарында игерудiң барлық жылындағы техникалық-экономикалық көрсеткiштердiң үш нұсқасы қарастырылады.
117. Бiрiншi (негiзгi) нұсқа қабаттық қуатты пайдаланудың табиғи режимi арқылы игеру болып табылады. Келесi жобалық құжаттарда бiрiншi нұсқа болып алғашқы жобалық құжат арқылы қолданылатын, бұрын тиiмдi, геологиялық құрылымның және мұнайлық қабаттардың өнiмдiлiгi жөнiндегi жаңа мәлiметтер және технология мен экономикалық жағдайға байланысты жаңа мағлұматтарға сәйкес қайта есептелген нұсқа қабылданады.
118. Екiншi нұсқасы игерудiң негiзгi элементерiн жетiлдiру арқылы ұсынылатын игерудің тиімдi нұсқасы.
119. Үшiншi нұсқасы ұсынылған игерудiң ұтымды нұсқасын айырмашылығы, техникалық әрекеттердi iске асыру қарқынында және тәжiрибелiк сынақтау ұтымды жүрiп жатқан тиiмдi технологияларды қолданудың айтарлықтай тәуелдiлiгiмен ерекшеленедi.
120. Қажет болған жағдайда есептелетiн нұсқалар саны үшеуден артық болуы мүмкiн. Әртүрлi қарқынды бұрғылау және банктiк несиенiң қажеттiгi нұсқаларды негіздеуге ие болады.

Мұнай кен орындарын өнеркәсiптiк
игерудiң жобалық құжаттары

121. Мұнай кен орындарын өнеркәсiптiк игеру үшін келесi құжаттар дайындалады: игерудің технологиялық пішіні; игеру жобасы; нақтыланған игеру жобасы; толық игеру жобасы. Мұқтаждық болмаған жағдайда жоғарыда көрсетiлген құжаттардың кейбiрi алынып тасталуы мүмкiн.
122. Жобалық құжаттардан басқа, жобаны авторлық бақылау, игерудi сараптау және игеру процессiн жетiлдiру жөнiнде ұсыныстар мен ақпарат жасалады.
123. Көрсетiлген жобалық құжаттарды кезектеп жасау мұқтаждығы мұнайдың алғашқы қорын бiртiндей дәлелдеумен, геологиялық құрылымның ерекшелiктерiмен және мұнай қабаттарын игеру дәрежесiне және алғашқы жобалық құжаттардың айқындалған кемшілiктерiн жою, сонымен қоса экономикалық жағдайдың өзгеруiне байланысты туындайды.
124. Мұнай кен орындарын игеру жобасының кемшiлiктерi көпшiлiк жағдайларда алғашқы мәлiметтердiң жеткiлiксiздiгiне, мұнай қабаттарының көрсеткiштерiн анықтағанда, зерттелген құбырлардың аздығына, сонымен қоса жобаланған техникалық әрекеттердiң құрылымдық және сандық жағынан толық орындалмауына байланысты болады.
125. Ұсынылатын жобалау тәртiбi жобалау әдiстемелерiмен, мұнай қабаттарының негiзгi көрсеткiштерiн анықтау және сараптау тәсілдерiмен, ұтымдылық көрсеткiштерiмен және кен орнында игеру объектiлерiн игеру жүйесiн келiсiмдеу әдiстерiмен қамтамасыз етілуі мiндеттi.
126. Ірi мұнай кен орнын бiрнеше жер қойнауын пайдаланушы бiрлесiп өнеркәсiптiк игергенде, әрбiр жобалық құжатта кен орны үшiн анықталған барлық технологиялық шешiмдер және игеру көрсеткiштерi Лицензиялық шектерге, телiмдерге (блоктарға) сәйкестелiнiледi.
127. Жобалық құжаттарда, жер қойнауын пайдалануды барынша тиiмдi жүргiзу мақсатында, жер қойнауын пайдаланушылармен игеру операцияларын үйлестiрудің тәртiбi және мағынасы көрсетiледi;
128. Мұнай кен орнын игерудiң барлық жобалық құжаттарда қоршаған ортаға әсердi бағалайтын "Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау" болуы керек.

9. Мұнай кен орындарын өнеркәсiптiк игеру

Өндiру және су айдамалау ұңғыларын бұрғылау және олардың
құрылымы, қабаттарды ашу.

129. Кен орнын игеру жүйесiн жобалаудың негiзгi кезеңiнiң бiрi құбырды жасақтау. Ол Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау және Энергетика, индустрия және сауда Министрлiктерiмен жасалған және Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар Агенттiгiмен келiсiмделген мұнай және газ құбырларын құрудың бiртұтас техникалық Ережелерінің талаптарына сәйкес атқарылады.
130. Ұңғыларды құру жобасы мына Ережелерге негiзделедi:
- ұңғыларды бұрғылау ұңғыларды құрудың топтастырылған немесе жекеше техникалық жобасына сәйкес атқарылады;
- техникалық жоба, ұңғыларды құру үрдiсiн реттейтiн негiзгi құжат болып табылады. Техникалық жобалар отандық және шет елдiк ғылыми-зерттеу және жобалау институттарымен жасалады, белгiленген тәртiппен мемлекеттiк органдармен келiсiмделедi. Жобаларда өнiмдi қабаттарды сапалы ашу, ұңғыларды бекiту және оның сенiмдiлiгi, игерудiң жобалық құжаттарының технологиялық талаптарының барлығының орындалуы қарастырылады;
- ұңғыларды құруды жобалағанда барлық негiзгi жұмыс түрлерiне және қоршаған ортаны қорғауда қолданылатын нормативтiк құжаттар басшылыққа алынады. Технологиялық жоба, геологиялық барлау жұмыстарының және кен орнын игерудiң технологиялық жобасы (пiшiнi) негiзiнде жасалған ұңғыны құру жобасына тапсырыс негiзiнде жасалады. Жобалауға қажет алғашқы мәлiметтердің толықтығына және сенiмдiлiгiне тапсырысшы, ал жобалық құжаттардың сапасына жобалық ұйым жауапкершiлiктi болады;
- Лицензияға сәйкес ұңғыларды құру, мердiгер бұрғылау ұйымы мен мұнай газ өндiретiн ұйым - тапсырысшы арасындағы келiсiм негiзiнде атқарылады;
- жұмыстың сапасын арттыру және қауіпсiздiгiн қамтамассыз ету мақсатында жобаға өзгерiстер Өкiлеттi мемлекеттiк органдардың қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгiнің, Энергетика, индустрия және сауда Министрлiгiнің, мемлекеттiк қадағалау органдарының талаптары арқылы енгiзiледi;
- жобаның орындалуын қадағалау тапсырысшыға және жобалық ұйымға жүктеледi;
- ұңғыны құрудың сапасы және жобаны орындау жауапкершiлiгi бұрғылау ұйымына жүктеледi.
131. Барлық дәрежедегi ұңғыларды бұрғылау қолданылатын Ережеге және нормаға (саладағы және ұйымдағы) сәйкес атқарылады. Егер олар Қазақстандық талаптардан төмен болмаса және оларға қайшылық жасамаса ұңғыларды құру кезiнде шет елдiк нормативтер қолданылуы мүмкiн.
Ұңғыларды құрудың барлық операциялары жобалау институтымен жасалған режимдiк-технологиялық құжаттардың талаптарына сәйкес, міндеттi түрде құбырлардың сағасы мен түбiнiң орналасуының, олардың жобалық жағдайларына сай болуын қамтамасыз ету үшiн маркшейдерлiк-геофизикалық жұмыстардың жиынтығын жүргiзу арқылы атқарылуы мiндеттi.
Бұрғылау тәсiлдерi және оларға сәйкес бұрғылау дiңгектерi, үгiтпелер, бұрғылау режимi, бұрғылау ертiндiсiнiң түрi және құрамы технологиялық регламентте анықталады. Игерiлген кен орындарында әртүрлi қысымдық өнiмдi қабаттарды ашу тәсiлдерi ескерiледi және негiзделедi.
Игеру жобасында көрсетiлген бұрғылау технологиясы ұсыныс ретiнде қабылданады.
Бұрғылау ерiтiндiсiнiң мөлшерi техникалық жобада анықталады. Жоғары газдық факторы және өте жоғары қабаттық қысымды мұнай, газ және газконденсаттың ұңғылары, бұрғылаудағы айналмалы жүйе - арнайы құрылғылар арқылы бұрғылау ертiндiсiн үзiлiссiз газсыздандыруды ескередi. Құрамында күкiрттi-сутек мөлшерi көп, қимасында тұз бар, өте үлкен қысымды және жоғары температуралы кен орындарында ұңғыны құру келесi талаптарға сәйкес жеке немесе топтастырылған техникалық жобаларда ескеріледi:
мұнай кен орнын барлау жобасында;
мұнай, газ немесе газконденсат кен орнын игерудiң технологиялық пiшiнiнде (жобасында);
Құрамында алты пайыздан артық күкiрттi-сутегi бар кен орындарында ұңғыларды бүрғылау, құрамында күкiрттi-сутегi және басқадай заттар бар кен орындарын мұнай, газ және газконденсаттық кен орындарын бұрғылауды жүргiзгенде жұмысты қауiпсiз жүргiзу Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар жөнiндегi Агентствосының нұсқамаларына сәйкес және осы мақсатта жұмыс атқаратын жобалық ұйымдарға мiндеттi, құрамында күкiрттi-сутегi бар теңiздегi кен орындарын барлау және игеру кезiнде қоршаған ортаны қорғау және техника қауiпсiздiгi жөнiндегi талаптарға сәйкес атқарылады.
132. Ұңғының құрылымына қажет кеңiстiгi және ұзындықтағы құбырлар сыртын цементтеу, ұңғы маңындағы өнiмдi қабат аумағының жабдықтары және ұңғы сағасының жабдықтарынан құралады.
Ұңғы құрылымы оны бұрғылау және пайдалану кезінде тұрақтылықты, технологиялықты және қауiпсiздiктi қамтамасыз етуге мiндеттi, сонымен қоса:
- ұңғыларды пайдалану үрдісiнде игерілетін діңгектердiң ұтымды диаметрi және түптiң құрылымы арқылы объектiнiң өнiмдiлiгiн барынша толық пайдалану;
- ұңғыларды пайдалану режимiнде қабаттарға жобаланған әдiстердi қолдану, немесе қабаттардың табиғи режимiн пайдалану арқылы ұтымды тәсiлдермен жабдықтарды пайдалану мүмкiндiгi;
- ұңғыларды құру және пайдаланудың барлық кезеңiнде жұмысты қауiпсiз және күрделенусiз жүргiзу;
- ашылатын қимаға қажет тау-кендiк-геологиягиялық мәлiметтердi алу;
- ұңғылардың бекiтуiнiң берiктiгi және ұзақ мерзiмдiгi, бекiту құбырларын алу тығыздығы және сұйықты деңгейлердiң бiр-бiрiнен және жер бетiнен оқшаулануы арқылы қоршаған ортаны қорғау;
- ұңғы дiңi және бекiту құбырларының мөлшерiн барынша жетiлдiру ұңғыларды пайдалану кезiнде ремонттық және зерттеу жұмыстарын жүргiзу жағдайлары;
- бөлу клапандарын, пакерлiк және басқа құрылымдарды қондыру мүмкiндiгi.
Газлифтiк тәсiлмен игеруге бағытталған ұңғылардың құрылымы, газдық ұңғылардың құрылымына қойылатын талаптарға сәйкес болуы міндеттi.
Ыстық су, бу және газ айдайтын құбырлардың құрылымы игерудiң жобалық құжаттарында және ұңғыны құру жобасында негiзделедi.
Дәлелденген өнiмдiлiктi мүнай, газ және газконденсат кен орындарындағы барлау ұңғыларының құрылымы оларды игеру талаптарына сай болуы мiндеттi.
133. Ұңғылардың діңi ұңғылардың мақсатына, бұрғылаудың геологиялық-техникалық мүмкiндiктерiне, жер бетi және қорғандық аумаққа байланысты жобаланады.
Өнiмдi қабатта тiк дiңді жайпақталған көлбеу ұңғылары қолданылады. Дiңi көлбеу ұңғылар, оларды пайдалану мақсатына және бұрғылаудың нақты геологиялық-техникалық жағдайларына байланысты жобаланады.
Ұңғының көлбеу бағытталған дiңi, бұрғылау құбырларының соңы, бұрғылау режимiнiң көрсеткiштерi, ұңғы дiңiн тереңдету қарқыны және басқа шаралар жиынтығы келесi мәлiметтердi қамтамасыз етуге мiндеттi:
- бұрғылау жұмыстарының технологиясы және бұрғылау техникасының ахуалына сәйкес ұңғыны жобалық тереңдiкке дейiн күрделенусiз жеткiзу;
- уақыттың және қаржының төмен көлемiнде ұңғыны сапалы құру;
- түптiк тiк бағыттан ауытқуының, белгiленген бағыттан ауытқуының мүмкiн шегiн қамтамасыз ету;
- ұңғы дiңiнiң қисаюуы деңгейден аспауы;
- бұрғылау құбырларының және бекiту құбырларының, сонымен қоса жер асты жабдықтарының еркiн өтуi;
- бекiту құбырларының егелуiне, науалануына, аспаптардың және геофизикалық аспаптардың сынамаларына жол бермеу.
Өнiмдi қабаттардағы жайпақ ұңғылардың дiңi, кен орнына жайпақ ұңғыларымен игеру жобаларында негiзделедi.
Дiңi жайпақ ұңғыларды бұрғылау, барлық геофизикалық зерттеулер кешенiн атқаруды қамтамасыз ететiн жеке техникалық жобаға сәйкес жүргiзiледi.
134. Жер бетiндегi құрылымдар және ұңғы сағасының жабдықтары ұңғыны құру кезiнде нақты геологиялық-техникалық жағдайларға сәйкес бұрғылау жағдайларымен байланыстырылады.
Бұрғылау кондырғысын таңдау, бұрғылау құбырларының немесе бекіту құбырларының ауадағы үлкен салмағының iлмекке түсiрiлетiн жұмыстық салмағына сәйкес таңдалынады. Iлмекке түсетiн есептелмеген салмақ бұрғылау құбырларының аумағы салмағынан кем дегенде 40 процент артық болуы мiндеттi.
Бұрғылау ертiндiсiн механикалық, тазалаусыз ұңғыларды бұрғылауға тиым салынады.
Жетекшi және аралық құбырларды қондырғаннан кейiн, егер оларды келесi төмен құбырларды қондырғанға дейiн газдық, газконденсаттық, сонымен қоса мұнайлық немесе сулық деңгейлер ашылу мүмкiндiгi болса, ұңғы сағасы превенторлық қодырғылармен жабдықталады.
Превенторлық қондырғыларды, манифольдардьң (дроссельдiк сызықтар және тұншықтырғыштар), гидробасқару станцияларын, дроссельдеу пульттерiн және траптық-факельдiк қондырғыларды таңдау нақты тау-кендiк геологиялық жағдайларға тәуелдi келесi технологиялық операцияларды атқаруға қолданылады:
- ұңғы сағасын түсiрiлген бұрғылау құбырларында және оларсыз тұйықтау;
- ұңғыдан флюидтердi қабылдаған технология бойынша жою;
- төменгi превентарды жатқаннан кейiн бұрғылау құбырлары плашкаға iлу;
- бұрғылау құбырларының кесiлуi;
- тұйықтау кезiнде ұңғының жағдайын бақылау;
- бұрғылау құбырларын қысылудан сақтау мақсатында кеңейту;
- саға тұйық жабылған мерзiмде бұрғылау құбырларын толық немесе бөлшектеп түсiру немесе көтеру.
Өте үлкен қысымды газдық, мұнайлық және сулық деңгейлерді ашқанда, сонымен қоса күкiрт сутегi болғанда (алты пайызға дейiн) ұңғы сағасына үш, сонымен қоса бiр әмбебап превентор қондырылады.
Өте жоғары қысымды қабаттарды ашқанда және күкiрт сутегi мөлшерi алты пайыздан артық болған жағдайда төрт, сонымен қоса кеспелi плашкалар бiр және бiр әмбебап превентор қондырылады.
Қопарылысқа қарсы жабдықтарды қондыру және пайдалану Энергетика, индустрия және сауда Министрлiгi және Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министрлiгi бекiткен Қазақстан Республикасында мұнай және газ кен орындарында ұңғыларды құру, бұрғылау жұмыстарының, Бiрыңғай техникалық ережелерiне сәйкес жүргізіледі.
135. Бұрғылау үрдiсiнде өнiмдi қабаттарды ашу түп ауқымының табиғи жағдайын барынша сақтауды қамтамасыз етуге мiндеттi.
Қабаттарды ашуға бұрғылау ертiндiсiнiң түрi мен көрсеткiштерi, ұңғыны құрудың техникалық жобасында геологиялық-физикалық құрылым ерекшелiктерiне, қабаттардың коллекторларын және ағымдық сипаттамаларына сәйкес бұрғылау үрдiсiнде жүргiзiлетiн зерттеулердiң мақсатына және тәсiлдерiне байланысты қабылданады. Бұрғылау ертiндiсi негiзiнде коллекторлардың табиғи өтiмділігiн және мұнайлылығын барынша сақтауға ыңғайлы жүйелер қолданылады (қажет геофизикалық зерттеулердi жүргiзу мүмкiндiгiн ескере отырып). Өнiмдi қабаттарды ашудың сапасына бақылауды тапсырысшы мен мердігердiң технологиялық және геологиялық қызметтерi атқарады.
Бекiту құбырларын цементтеу, барлық қабаттарды оқшаулаудың сенiмдiлiгiн қамтамасыз етуге және құбыр сыртында мұнайдың, газдың және судың ағымына жол бермеуге, бағытталған ұңғыларды бекiту нұсқамаларына сәйкес атқарылады.
Бекiту құбырларын цементтеу жұмыстарын жүргiзгенде, кеуек және кеуектiк жарықшақтың, құбырлардың табиғи өнiмдiлiгiн сақтау мақсатында, жалпы минерализациялануы және өтiмi төмен деңгейлердi ашуда бұрғылау ертiндiсiнiң минерализациясына сәйкес тампонажды ертiндiлер қолданылады.
Бекiту құбырлары оның сағасын бекiткеннен кейiн, ережелерге сәйкес тұйықтықта тексерiледi.
Құрамында күкiрт сутегi және көмiрқышқыл газ және басқа арынды қоспалар бар кен орындарында коррозияға төзімді құбырлар және тампонаждық цементтер қолданылады.
Бекіту құбырларының цементтелуiнiң және қабаттарды оқшаулаудың сапасы, арнайы геофизикалық зерттеулермен бақыланады.
Геофизикалық зерттеулер келесi мәселелердi қамтамасыз етуге мiндеттi:
- бекiту құбырларының қабырғасының қалыңдығына және нақты диаметрiне бақылау және тiркеу;
- түсiрiлген құбырларының технологиялық жабдықталуының бөлшектерiнiң нақты жағдайына бақылау және тiркеу;
- құбыр сыртындағы цементтiң таралуы жөнiнде мәлiметтер алу;
- цемент, тас пен құбыр, цемент пен тау жыныстары арасында қуыстардың және ағымдардың болуын анықтау;
- құбыр сыртындағы қуыста газдың және сұйықтың болуын анықтау.
Бекiту құбырларын цементтеу жұмыстары ұңғы құрылымының тұйықтығын тексерумен аяқталады.
136. Өнiмдi қабаттың ұңғы дiңiмен байланысы цементтелген құбырды тескiлеу, сүзбенi цементтеусiз қою немесе түптi ашық тастау арқылы атқарылуы мүмкiн. Өнiмдi қабатты тескiлеу арқылы ашу кең таралған тәсiл болып табылады.
Игерiмдiк құбырды тескiлеуден бұрын ұңғы сағасы, ұңғы құрудың техникалық жобасына және бекiтiлген пiшiнге сәйкес тескiлеушiлiк жапқышпен жабдықталады, ал ұңғы коллектордың табиғи мұнайлығын және өнiмдiлiгiн барынша сақтауды қамтамасыз ететiн, мұнай-газ бөлектеуiне жол бермейтiн тығыздықтығы, құрамында берiк фазалар ең төмен бұрғылау ертiндiсiмен толтырылады.
Қабатты ашу тәсiлiн және тескiлеу аралығын құбырды түсiруден бұрын атқарылған геофизикалық зерттеулердi алғаннан кейiн бiр тәулiк аралығында тапсырысшының геологиялық қызметi атқарады.
Қолдану шаралары, тескiлеу тәсiлдерi, жұмысты атқару тәртiбi, ұңғыда атқылау және жару нұсқамаларына, қабатты су-құмды ағым тәсiлiмен ашудың уақытша нұсқамаларына, жару жұмыстары кезінде қауiпсiздiктiң бiртұтас ережелерiне сәйкес атқарылады.
Тескілеудiң тәсiлi, түрi және тығыздығы объектiлердiң геологиялық-кәсiптiк сипаттамаларына, тескiлеу тәсiлдерiн қолдануына сәйкес бекiту құбырларында және цементтiк таста қосымша бүлiнудi болдыруға жол бермеуi қажет.
Оқталған перфораторды ұңғыға түсiруден бұрын тескiлеу аумағындағы және құбырдағы қысымды анықтау және аспаптардың өту мүмкiндiгiн тексеру үшiн ұңғыға тереңдiк манометрмен шаблон түсiрiледi.
Тескiлеу кезiнде ұңғы сағасындағы сұйықтың деңгейiне бақылау жасалуы мiндеттi. Оның төмендеуiне жол берiлмеуi керек.
Фонтандық арматура ұңғы ернеуiне орнатылудан бұрын сынақтық қысым мөлшерiне қысымдалуы қажет, ал орнатылғаннан кейiн игерiмдiк құбырдың қысымына тең қысымға қысымдалуы керек.
137. Өндiру ұңғыларын игеру газдың, мұнайдың, газконденсаттың өнеркәсiптiк ағымын алу үшiн қолданылады және ол бұрғылау процессiнiң негiзгi бөлiгi болып табылады.
Ұңғыларды игеру жұмыстарын тек қана технологиялық шарттар сақталғанда және ұңғыны құру жобасында ескерілген техникалық жабдықтар мен материалдармен қамтамасыз еткенде ғана бастайды. Ұңғыларды игеру қабаттардың гидродинамикалық сипаттамаларын, игерудің ұтымды режимін анықтау мақсатында типтік және жеке жоспарларға сәйкес атқарылады. Ұңғыны игерудiң кешендiк жұмыстары келесi мәселелердi қамтамасыз етуi мiндеттi: - қабаттың түп маңын шаю сұйықтарымен барынша тазалау; - түп маңындағы аумақта қабаттың қаңқасын сақтау; - табандық судың және газдық телпектегi газдың жарып шығуына жол бермеу қабаттың сандық және сапалық көрсеткiштерiн және геофизикалық параметрiн анықтау мақсатында термодинамикалық зерттеулер жүргiзуi.
138. Құрылысы аяқталған ұңғыны мердiгерден тапсырушыға өткiзу олардың арасында жасалған мердiгерлiк тәсiлмен жұмысты жүргiзу келiсiмiнде анықталады. Құрылысы аяқталған ұңғыларға бұрғылау ұжымы тапсырысшыға қабылдау-тапсыру актiлерiмен рәсiмделген тұрғыда келесi құжаттарды тапсырады:
- ұңғыны бастау актiсi;
- ұңғыны бұрғылау жобасы (типтiк геологиялық-техникалық наряд);
- ұңғыны бұрғылауды бастау және аяқтау актiсi;
- бекiту құбырларының сағасының альтитудасын өлшеу актiсi;
- барлық геофизикалық зерттеулердiң құжаттары және олардың тұжырымдамалары;
- бекiту құбырларының есептемелерi, олардың көрсеткiштері, диаметрi, қабырғасының қалыңдығы, болаттың маркасы және биметалл құбырлардың басқа да қажет сипаттамалары;
- бекiту құбырларын цементтеу актiсi, цементтеу есептемелерi, цементтеу кезiнде цементтiк ертіндiнiң сапасын сараптау және оның тығыздығын өлшеу нәтижелерi, цемент ертiндiсiнiң сағаға шығуы жөнiндегi мәлiметтер (цементтеу диаграммасы), құбырды өлшеу актiсi, құбырларды жинақтау, ұңғыны цементтеуден бұрын ұңғыдағы бұрғылау ерiтiндiсінiң тығыздығы;
- барлық бекiту құбырларының тұйықтығын зерттеу актiсi;
- әрбiр объектiнi сынамалау және игеру жұмыстарының жоспары;
- бекiту құбырларын тескiлеу актісi, тескiлеу аралығы, тескiлеу тәсiлi және тесiктер саны;
- әрбiр ұңғыны игеру актiсi, сонымен қоса зерттеу мәлiметтерi (дебитi, қысымы, өнiмдiлiгi, мұнайдың, судың, газдың жiктелуi);
- сараптық-қысымдық құбырлардың өлшемi және тиiстi, сонымен қоса жабдықтар, қосу клапандарын орналастыру тереңдiгi (тесiктерi);
- бұрғылаудың және ұңғыны игерудiң барлық үрдiсiнiң геологиялық журналы, керннің сипаттамасы;
- бұрғылау үрдісі және мұнай-газдану және құрылым жөнінде мәліметтермен ұңғы паспорты;
- бақылауға көнбейтiн газ-су-мұнай бөлінуін және ашық шапшымаларға жол бермеу;
- игерiмдiк құбырлардың бұзылуына жол бермеу;
- жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау.
Күрделі геологиялық жағдайлардағы қабаттарды ашқан ұңғыларды (өте жоғары қабаттың қысым, күкiрт сутегi және басқа қышқыл газдар, жоғарғы температура және мол газдық фактор) игеру үшiн жеке жоспар жасалады.
Ұңғыларды игеру кезiнде термобарлық және гидродинамикалық зерттеулердiң жиынтығы жүргiзiледi, қабаттың сұйықтың сынамасы алынып тексерiледi, өнiмнiң сулануы анықталады.
Егер жүргiзiлген жұмыстар нәтижесiнде қабаттың өнiмдiлiгi анықталса және осы объектiге сәйкес сұйық ағымы алынғанда, ұңғы игерiлген деп есептеледi.
Техникалық жобаның нормалары мен талаптарына сай бұрғыланған және игерiлген ұңғылардың керi нәтижелерi алынғанда, олардың себептерi анықталады және болашақ жұмыстар жоспары бекiтіледi.
Қажет болған жағдайда шоғырдың геологиялық-физикалық қасиетиерiне байланысты үңғының өнiмдiлiгi қайталап тескiлеу немесе түп маңын тазалау арқылы қалпына келтіріледі.
Игеру тәсiлін таңдау, ұңғылық жабдықтарды таңдау, орнату, сонымен қоса өндiру ұңғыларының өнiмдiлiгiн арттыру жұмыстары және су айдамалау ұңғыларын пайдалану, жер қойнауын пайдаланушылармен шоғырдың геологиялық құрылымының ерекшелiктерiне және кен орнын игерудiң ағымды жағдайына байланысты, игерудiң жобалық құжаттарына сәйкес атқарылады. Техникалық жобада ескерiлген акт, құру және игеру жоспарына сәйкес барлық жұмыстар атқарылғаннан кейін, ұңғыны құру аяқталған деп есептеледi:
- құбырлар салу актiсi;
- ұңғының сағасын жабдықтау актісі;
- ұңғы жөнiндегi геологиялық құжаттарды тапсыру актiсi;
- жер тiлiмiн рекультивациялау актiсi.
139. Ұңғыны консервациялау және жою. Егер қабатты сынағанда мұнай мен газдың өнеркәсiптiк ағымы алынса, бiрақ алаң жайғастырылмаған және игеруге дайындалмаған болса, ұңғыны уақытша консервациялайды.
Консервациялау тәсiлiн консервациялау мерзiмiнiң ұзақтығына және қабаттың қысымының жоғарылық коэффициентіне сәйкес таңдайды.
Ұңғыны консервациялау қолданылатын ұңғыларды консервациялау нұсқауларына және ережелерiне сәйкес жүргiзiледi.
Егер барлау ұңғыларын зерттегенде объектiден өнеркәсiптiк мағыналы ағым алынбаған болса, онда ұңғыларды табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгi бекiткен консервациялау және жою Ережелерiне сәйкес жүргiзiледi.
Ұңғылар өз мiндетiн атқаруына байланысты геологиялық себептерге байланысты жойылуы мүмкін, сонымен қоса ұңғыларды жою нормативтік және нұсқамаларға сәйкес техникалық себептермен жойылуы мүмкiн.
Жойылуға жататын ұңғыларда қабатаралық ағымдар, құбыраралық түзелiмдер, газдық жарылымдарды туындататын себептер жойылады. Жойылатын және консервацияланатын ұңғылардың сағасы және дiңi негiзгi, параметрлiк, iздестiрулiк, барлау, игеру, бақылау және арнайы ұңғыларды жою және консервациялауға сәйкес ұңғы сағасын жабдықтау Ережесiне сәйкес атқарылады.

Қабатқа әсер ету жүйесiн игеру

140. Қабатқа әсер ету жүйесi көмiрсутектердi жер қойнауынан алудың жобалық құжаттарында ескерiлген техникалық құралдар жиынтығы болып табылады. Оларға кiретiндер: - жұмыстың себепкер көздерi (су алу көздерi және газды ұңғылар, суланған мұнайды деэмульсациялау қондырғылары, химиялық реагенттердi ұсынушылар т.б.); - су, газ, өнiм құбырлары; - жоғарғы қысымды сораптық және газкомпрессорлық станциялар; - су айдамалау ұңғылары. Қабатқа әсер ету жүйесi келесi мәселелердi қамтамасыз етуге мiндеттi:
- кен орнында, қабатта және жеке аумақтарда өндiру ұңғыларына көмiрсутектердi қысымдау мақсатында игерiмдiк объектiге қабаттың энергиясын қалпына келтiру үшін қажет мөлшерде жұмыстық агенттердi құю;
- жұмыстық себепкердiң құрамын, физикалық-химиялық қасиетiн, механикалық қасиеттерiн, оттегiн және микрорганизмдердi қажет кондицияға жеткiзу;
- ұңғылардың мүмкiндiгiн жүйелi өлшеу, жеке және топтастырылған ұңғыларда, қабаттарда және игеру объектiлерiнде, сонымен қоса кен орнында жұмыс себепкерiнiң құйылуын есепке алу мүмкіндігі.
Жұмыс себепкерiнiң сапасына және қасиеттерiне жүйелi бақылау мүмкiндiгi;
141. Қабатқа әсер ету айдамалау ұңғысына жұмысшы себепкердi сiңiру арқылы жүргiзiледi. Айдамалау ұңғысының конструкциясы (шегендеу ұңғысының диаметрi, болаттың маркасы, цементтің көтерiлу биiктiгi және басқалар) мыналарға сай болуы керек:
белгіленген қысымда, көлемде жұмысшы себепкердi айдауға;
қабатпен объект қыймасының сенiмдi тұйықталуы қабатта ұңғы түбiне әсер ету жоспарларына, барлық тексерулерге және де жөндеу жұмыстарын жүргізуге. Айдамалау ұңғысының конструкциясы өткізгіш қабаттың тұтас қалыңдығы бойында ашық болуын қамтамасыз етуi керек.
142. Айдамалау ұңғысының жұмысының ұтымдылығы оны игеруге байланысты. Мұндағы түсiнiк-әдiстемелердiң ұңғыны пайдаланудағы кешендi болып, объектiнiң белгiленген қалыңдығын қамту. Бұл мәселе ұңғы түбiндегi сүзгiшiлiк қасиетiн қалпына келтiру арқылы және де керектi айдау қысымын жасау арқылы шешiледi.
Ұңғының түп маңында бұрғылау кезiнде төмендеген өткiзгiштiк қасиеттi қалпына келтiру (тазалау) ұңғыны құрғату арқылы жүргiзiледi. Сүлбенiң iшiндегi және сыртындағы айдау ұңғыларын құрғату свабирования немесе ортадан тепкiш электросораптарды пайдалану арқылы жүргiзiледi. Сүлбе iшiндегi айдау ұңғысын құрғату ұңғыларды жоғарғы өнiм алу жүйесiне қосу арқылы да орындалады. Ыңғайлы геолого-физикалық жағдайда (қабаттың жоғары өткiзгiштiк қасиетi) және өткiзгiштiгi жақсы қалпына келтiрiлгенде айдамалау ұңғылары құрғатылғаннан соң топтық сораптық станциалардың өнiм құбырлары арқылы жұмысшы себепкерлермен толтырылады.
Өнiм қабаттарының геолого-физикалық жағдайы қалпына келмеген жағдайда оны жетiлдiру үшiн оған қосымша әсер ететiн әдiстер қолданылады, оның iшiнде қабатты қысымды мүмкiншiлiгiне жеткенше төмендетiп (ұңғының дiңiнде деңгейiн төмендету) себепкердi айдау; себепкердi оқтын-оқтын жоғарғы қысымда ұңғыға айдап оны өз еркiмен атқылату (гидросвабирования әдiсi); қабатқа себепкердi жеткiзе қысу сораптарын цементтеу қондырғыларын қолдана отырып белгiленген жұмыс қысымынан бiр шама артық қысымен айдау; ұңғы түбi маңын қышқылдармен және беттi-белсендi ертiндi заттармен өңдеу; ұңғы түбi маңын жылулық өңдеу және басқалар.
143. Қабатқа ағынды суларды және де басқада коррозиялы арынды себепкерлердi айдағанда, өндiру құбырларын (су және газқұбырлар), ұңғының шегендi ұстындарын және басқа да өндiрiстiк қондырғыларды коррозиядан сақтау үшiн қорғау жабылмаларын, коррозия ұстының сыртын тұйықтандыру және басқалар қолдану керек.
Қабатқа айдау үшiн дайындалатын бетті-белсендi заттардың сулы ертiндiлерiмен, қышқылдармен, негiздерiмен, полимерлермен және басқа да химиялық реагенттерiмен араластырылатын су реагенттердi деструкциялап, шөгiндiге түсiрмейтiн және қабат суына химиялық жақын болып көмiрсутектерiн коллекторлардан ығыстыруға себептi болуы қажет.
Жұмыс себепкерiн айдауға арналған айдамалау ұңғысын игеру геология-техникалық қызметі жасап мұнайгазөндіру ұйымның бастығының бекiткен жобасымен iске асырылады.
144. Жұмысшы себепкердi айдауды бастау, бұрғыланған ұңғыны айдауға қою реттерi, айдаудың көлемiн белгiлеу кен орнын өндiру жобалық құжаттарында анықталады.
Қандай жағдайда да жұмыскер себепкердi айдау, қабаттық қысымның алынатын белдеудегi қанығу қысымынан төмендеуiне жол бермеу.
Жұмыскер себепкерiмен сүлбенiң сыртында, ішiнде суландыру, ережеге сай, кен орындарын игерудiң бастапқы кезеңiнде басталуы керек.
Сүлбіні iштей суландыру ұңғыларды бұрғылауды қиындатпау үшiн, айдамалау ұңғысын толықтыруының маңыңдағы ұңғылардың көпшiлiгi бұрғыланып бiткеннен кейiн басталуы керек.
Сүлбiнi іштей суландыруды, айдамалау ұңғылары қатарлас орналасса, оларды iске қосуды осының бастапқы кезiнде айдамалау ұңғысы мен мұнай өндiру ұңғысы кезектелгенi дұрыс.
Мұнай өндiруге арналған ұңғылардан мұнай алу ең жоғары сатылы мүмкiндiкке жеткiзiлгеннен кейiн оны жоғары сатылы суландыру үшін айдамалау ұңғысына айналдыру қажет.
145. Ұңғы мен қабатқа айдалатын жұмыскер себепкердi айдауды мөлшерлеу тоқсанда бiр рет анықталып, әрбiр айдамалау ұңғысын пайдаланудың технологиялық режимi ретiнде қарастырылады.
Айдау ұңғыларының технологиялық режимiнде мыналар көрсетiледi:
жұмыскер себепкердiң айдалатын тәулiктiк көлемi;
айдалатын себепкердiң қасиеттеріне қойылатын негiзгi талаптар;
айдау қысымы;
белгiленген айдау қалыптарының шараларын қамтамасыз ету.
Айдамалайтын ұңғылардың iстердiң технологиялық режимiн қабаттың қысымын бiр қалыпта ұстап тұруды қамтамасыз ететiн цех мұнай газ өндiру ұйымының геология және технологиялық қызметiмен бiрiгiп жасалып осы ұйымның басшылықтарымен бекiтiледi.
Айдау қалпын дәлелдеу келесi негiзгi жағдайлардан шығады:
Егер жұмысшы себепкер обьектiге айдап алынған сұйықтықтың орнын толтыру 100% кем болса, айдауға қолданған жабдықтардың өнiмдiлiгiнен және iстеп тұрған айдау ұңғыларының қабылдау мүмкiндiгiне байланысты шығын айдау дефицитiн толтыру (жабу) үшiн сұйықтықты ыңғайлы алуын 30-50% асырып ұстанады.
Егер де алынған сұйықтықтың орны айдау көлемiмен (учаскiде) жетiлдiрiлсе, жұмысшы себепкерді айдау қалпы сұйықтықты алу қалпымен тең болып сол кезеңдегi уақытта өндiрiп тұрған ұңғылардың дебиттерiнiң қосылымы болып анықталады, немесе одан бiрнеше есе асуды, бiрақ себепкердiң шығын мүмкiндiгi 10-20% аспауы керек; кен орнының мөлшерi үлкен және қабаттың арасының тұтассыздығы мол болғанда, айдау қалпы алдымен сүзгiштiк-сыйымдылық қасиеттерi жақын учаскелерде орналасқан айдау ұңғыларының топтарына белгiленедi, содан кейiн учаске шегiнде орналасқан жеке ұңғыларға белгiленедi, көп қабатты обьектiлерде айдау қалпы тұтас обьектiге және учаскелерде жеке қабаттарға бөлiнiп берiлуi тиiстi.

Өндiрушi және айдамалы ұңғыларын пайдалану

146. Мұнай өндiру ұңғыларын пайдалануы олардың өнімдiлiгiмен, суланған дәрежесiне байланысты шапшымалық немесе механикаланған тәсiлдермен жүзеге асырылады.
147. Фонтандық тәсiлде, ұңғының түбiнен шыққан өнім жердiң бетiне тек қана қабаттық қуатымен шығарылады, бұл тәсiл мұнай кенiшiн игерудiң бастауыш кезеңiнде қолданады, құбырлардың табиғи сулануына байланысты өндірілген сұйықтың орташа тығыздылығы артады,
Айдайтын ұңғылардың істерінің технологиялық тәртібін қабаттың қысымын бір қалыпта ұстап тұруды қамтамасыз ететін цех мұнай газ өндіру ұйымының геология және технологиялық қызметімен бірігіп жасалып осы ұйымның басшылықтарымен бекітіледі.
Айдау қысымын дәлелдеу келесі негізгі жағдайлардан шығады:
Егерде жұмысшы агентті объектке айдап алынған сұйықтықтың орнын толтыру 100%-ке болса, онда айдау қалып дефицитін толтыру (жабу) үшін сұйықтықты ыңғайлы алуын 30-50% асырып ұстайды, айдауға қолданған жабдықтардың өнімділігінен және істеп тұрған айдамалау ұңғыларының қабылдау мүмкіндігінен шығып.
Егерде алынған сұйықтықтың орны айдау көлемімен (учаскеде) жетілдірілсе, жұмысшы агенттің айдау қалпы сұйықтықты алу қалпымен тең болып, сол кезеңдегі уақытта өндіріп тұрған ұңғылардың дебиттерінің қосылымы болып анықталады, немесе одан бірнеше асады, бірақ агенттің шығынының мүмкіндігін ескергенде ұңғылардағы өндірілген сұйықтың өз шамасына қарай суланғанда, орташа тығыздығы ұлғайып, ұңғы өнімінің құрамындағы бос газдың үлесі азаяды және осылардың жинағы дебиттің азаюына әкеледі, содан кейін қабат қысымын алғашқы деңгейде сақталғанда ұңғылар атқылауын, тоқтатады. Пайдалану ұңғыларының дебиті азаюына байланысты шапшымалау тәсілі экономикалық тиімді болмағандықтан оларды едәуір пайдалы механикалық тәсілге аударылады.
148. Өндіру ұңғыларының сипаттамасына, табиғи-климатикалық жағдай, пайдалану және жабдықтарды жөндеуді ұйымдастыру жүйесіне байланысты кен орнын игергенде мынадай арнайы сораптар қолданылады: штангілі тереңдік сорапты қондырғысы; электроцентробеж сораптар қондырғысы.
149. Ұңғыны пайдалану қиындаған жағдай (өте қою сұйықтарды сорғанда, өндірілетін өнімдерге шаруашылық қоспалауы көбейгенде, ұңғының өте үлкен тереңдігіндегі сұйықтың динамаикалық деңгейінің төмендеуі) арнайы сорап қондырғыларын пайдалану қажет: электровинттік сорап қондырғыларын; диафрагменттік сорап қондырғыларын; гидропоршенді сорап қондырғыларын.
150. Ұңғыларды сипаттамасына қарай газлифт тәсілімен пайдаланғанда, газдың қорлары дәне ұңғының жер үстіндегі газ айдайтын жабдықтардың болуына қарай газлифт пайдаланудың мынадай негізгі схемасы пайдаланады: компрессорлық газлифт; компрессорсыз газлифт; ұңғы ішіндегі газлифт; үздіксіз газлифт; кезеңдік газлифт.
151. Пайдаланудағы нысандардың сұйықтарын алу деңгейi және қарқыны, өндiру ұңғыларының түбiндегi және сағасындағы қысым, шапшымалардың шектеулi қысымы және топтық ұңғыларды механикалық өндiруге ауыстыру, сонымен бiрге механикалық өндiрудiң тәсiлiн таңдау кен орнын игерудiң жобадағы құжаттарына негiзделедi және геолого-техникалық шаралардың жобасына сәйкес мұнайгазөндiру ұйымдары жүзеге асырады.
152. Ұңғыларды пайдаланудың барлық тәсiлдерi сорапты-компрессорлық құбырлар арқылы жүзеге асырылуы керек. Бұл құбырлардың өлшемi, және ұңғыларға түсiру тереңдiгi, сорылатын сұйықтықтың сипаттамасына, ұңғының термобарлық жағдайына, пайдалану тәсiліне тәуелдi және бекiтiлген ұсыныс пен әдiсiмен анықталады.
153. Ұңғыны пайдаланудың тәсiлдерiн ұңғының жабдықтарын тереңге түсiру тәсiлiн және бiртұтастық өлшемiн таңдау, кен орнын игерудiң және ұңғыларды пайдаланудың нақтылы жағдайына үйлестiрiлiп бекiтiлген басшылық құжаттарымен және әдiстермен мұнай газ өндiретiн ұйымдар орындауы керек.
154. Өндiретiн ұңғыларды пайдалану үшiн жабдықтарды таңдағанда мыналар қамтамасыз етiлуi керек:
ұңғының сенiмдi және ақаусыз жұмысы;
ұңғыдан алынатын сұйықтың белгiленген мөлшерi;
жабдықтардың жөндеуаралық кезеңдегi жұмысы және пайдалы қимылының жоғары коэффициентi;
басқа тәсiлдермен салыстырғанда өте аз шығыны;
ұңғының жұмыс тәртiбi және игерудiң процессiн реттеудi қадағалауды жүзеге асыру мүмкiндiгi.
155. Ұңғылардың жұмыс тәртiбiн бiркелкi қамтамасыз және шапшымалау мезгiлiн ұзарту, қабаттың қуатын аса жақсы пайдалану мақсатымен ұңғыларды шапшымалы пайдалануда, мүмкiн болатын ұңғы iшiндегi жабдықтардың схемасы қарастырылады;
құбырдың сыртқы кеңiстiгiн берiктейтiн сораптық-компрессорлық құбырлар колоннасының астыңғы жағына пакер орнату немесе мұнайдан ажырап шыққан газдың негiзгi бөлігін тұтып алып, осы құбырдың колоннасына бағыттайтын арнайы май құйғыш бекiту;
құбырдың сыртқы кеңiстiгiнің берiктiлiгiн және газмұнай қоспасы ағынын бөлiп тастап, апаттық ахуалдар жағдайында сораптық компрессорлық құбырлар бойынша кескiш-пакер бөлiгiн орнату;
ұңғылар жұмысы режимiн реттеyдi және мұнайдан шығатын газдың (жер бетiне көтерiлген кезде) энергиясын (қуатын) неғұрлым толық пайдалануды қамтамасыз ететiн ұңғы түбiнiң штуцерiн орнату;
газлифтiлiк клапандарға орналастыру үшiн бiр (немесе бiрнеше) ұңғылық камералар орнату, олар шапшымалы игеру кезiнде құбыр сыртындағы кеңiстiктен сораптық-компрессорлық құбырлар колоннасына газ жiберудi немесе, егер ол шоғырды игеру жобалық құжаттарында қарастырылған болса, шапшылау аяқталғаннан кейiн, ұңғылар жұмысын газлифтiлiк әдiспен қамтамасыз етедi.
156. Ұңғыларды жұмысшы себепкер ретiнде табиғи газды қолданып компрессорсыз газлифтi арқылы өндiруге пайдалануға тек қана пайдаланылмаған газ қолданылатын болса рұқсат етiледi. Ол жағдайда ұңғының құрылымы газды ұңғыларға қойылатын талаптарға сәйкес болуға тиiс.
157. Ұңғыларды сораптық пайдалану кезiнде, сораптық жабдықтарды, оларға құм, газ, механикалық қосындылар түсуден сақтандыру үшiн арнайы қорғау құрылымдарын пайдалану қажет (газ айырғыштар, газды және құмды зәкiрлер және басқалар).
158. Өздiгiнен қызып кететiн шоғырларды игеру ұңғыларын пайдалану кезiнде жабдықтар жоғары температураға ыңғайланып, жегiштi, тотықтырғышты көмiртегi, күкiртсутегi және басқалай компоненттердiң қостотықты мөлшерi басым болса ұңғы жабдықтары соған сай таңдалады.
159. Екi немесе одан да көп обьектiлердi бiрұңғы арқылы бiрден бөлiп пайдаланғанда қолданылатын жабдықтар (ұңғыдағы және жер бетiндегi) өнiмдердi жеке-жеке бөлiп есептеуге және әрбiр обьектiнiң кәсiпшiлiктiк зерттеулерiн жүргiзу мүмкiндiгiн берсе ғана ондай игеруге рұқсат берiледi.
160. Айдамалау ұңғыларының iске қосылуы тәртiбi мезгiлдерi және пайдаланылуы игерудiң технологиялық нобайларында және жобаларында белгiленедi.
Мұнайлы шектеменiң iшiнде орналасқан айдамалау ұңғылары әуелi өндiрушi ретiнде мұнай жинағыштарға қосылатын етіп пайдаланылады.
161. Қабат бойынша немесе құбыр сыртындағы кеңiстiк бойынша апат газы жарып өткен ұңғыларды пайдалануға тыйым салынады.
Ұңғылар жұмыстарының режимiн технологиялық белгiлеу және бақылау.
162. Өндiру және айдау ұңғыларының саны, пайдалануға енгiзу тәртiбi және орташаланған жұмыс режимi игеруге арналған жобалау құжаттарында анықталып, қабылданған игеру көрсеткiштерiне қабаттардан мұнай, газ және сұйықтық өндiру деңгейiне, қарқынына және динамикасына байланысты белгiленедi.
163. Қабылданған кен көзiн игерудiң негiзгi көрсеткiштерiн еске ала отырып, ұңғылармен қабаттардың лабораториялық, геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулерiн талдау негiзiнде сұйықтықты алудың технологиялық мөлшерлерi белгiленедi. Әр өндiрушi ұңғыға және итерушi себепкердiң қабылдағыштығы, әр ұңғыға, айдамалау көлемi бұлардың әрқайсысына сәйкес құжат түрiнде рәсiмделедi.
164. Ұңғының пайдалануын байқау мен жасалып жатқан геолого-техникалық шараларды есепке алу үшiн төмендегідей алғашқы геолого-техникалық құжаттар болуы керек.
өндiрушi және айдаушы ұңғыларын пайдаланудың тәулiктiк рапорты;
мұнай өнiмiнiң көлемдерiн, өнімнiң суланғандығын, геолого-техникалық шаралардың орындалуын есептеу журналы;
жер үстi мен жер асты жабдықтарының жөнделгендiгiн есепке алу журналы.
165. Мұнайды, сұйықтықты және газды алудың бекiтiлген нормасына сүйене отырып өндiрушi ұңғының техникалық тәртiбiн өндiрушi ұйымның басшылары қарастырады және бекiтедi. Ол кен өндiру обьектiсiнiң тұрақты жағдайына байланысты ай сайын не болмаса тоқсанына бiр рет белгiленедi.
166. Өндiрушi ұңғылардың жүмысының технологиялық режимiмен қоса, ұңғыдан және пайдалану обьектiсiнен сұйықтықты алу мөлшерiн қамсыздандырудың геолого-техникалық жоспарын құрастырады және бекiтедi.
167. Пайдаланудың тәсілiне байланысты өндiрушi ұңғылардың жұмыстарының технологиялық режимінде мынадай өлшемдерi көрсетiледi:
сұйықтықтың өнiмi, суланғандағы, газдың мәні;
ұңғының түбiндегi және сағасындағы қысымы немесе ұңғыдағы, сұйықтықтың динамикалық деңгейiнiң жағдайы, штуцер диаметрi, сораптық-компрессорлық құбырлардың диаметрiмен түсiру тереңдiгi (шапшымалық ұңғыға);
плунжердiң диаметрi, теңселу саны, жүрiсінің ұзындығы, сораптың түрмөлшерi және түсiру тереңдiгi (сораптық пайдалануда);
газдың жеке шығысы және жұмыс iстеу қысымы, iске қосумен жұмысшы клапандарының тереңдiктерiндегi қондырғылары (газлифт пайдалануда) пакерлердiң түрi мен жiберу тереңдiгi, газ якорлерiнiң, ұңғы түбi штуцерлерi және басқалар.
168. Өндiрушi ұңғылардың жұмысының белгіленген технологиялық режимiнiң орындалуын бақылауды мұнайгаз өндiрушi ұйымының геологиялық және өндiрiстiк-техникалық қызметкерлерi жүзеге асырады.
Бұған қоса бақылауды жоғарғы ұйымдармен бiрге Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар жөнiндегi Агенттiгi жүзеге асырады.
169. Ұңғылардың жұмысын байқау және бақылау үшiн, өндiрiлген өнiмнiң ұңғы сағасындағы сынамасын алуға, мұнай, су және газ өнiмiн өлшеп тiркеуге ұңғы үстiмен төменгi қысымды, ұңғыдағы динамикалық деңгейдi және басқаларды өлшеуге мүмкiндiк беретiн байқау-өлшеуiш аспаптар мен қондырғылары қойылады.
170. Дербес өнiмi мен зерттеулерiн өлшейтiн құралдармен жабдықталмаған жаңа ұңғыларды пайдалануға қосуға болмайды.
171. Барлық өлшеу-бақылау аспаптары мен құралдары ГОСТ, ОСТ талаптарына және мұнайгазөндiрушi ұйымдары бойынша бекiтiлген ережеге сәйкес метрологиялық және тарировкалық тексерiстен өтуге тиiс.
172. Ұңғылардың режимдiк жұмыс iстеу материалдары сақтауға, талдауға жалпы қорытылуға жатады. Мұнай өндiру цехы белгiленген технологиялық режимдердiң орындалмау себептерiн айқындап ұңғылардың және игеру жабдықтарының жұмыстарының тиімділігін арттыратын шаралар ұсынылып, осы шаралардың орындалу қорытындысын талдау, бақылауды жүзеге асырады.
173. Мұнайгазөндiрушi ұйымының геология және өндiрiстiк-техникалық қызметi ұңғылардың жұмыс iстеу режимiн (игеру обьектілерi, аудандары, пайдалану тәсiлдерi бойынша) жинақтап қорытып, оларды жылдық есеп беру құжаттарында көрсетедi.
174. Мұнайгазөндiрушi ұйымдарында әрбiр айдамалау ұңғыларға техникалық құжаттар жүргiзiледi, бұлардың iшiнде барлық пайдалану көрсеткiштерi, жүргiзiлген геолого-техникалық шаралар және олардың тиiмдiлiгi, ұңғы сағасының және пайдалану құбырларының берiктiгi және сенiмдiлігi тексерiледi;
175. Ұңғыларды пайдалану белгiлi себептерге байланысты экономикалық тиімсіз болған жағдайда пайдалану қорынан консервацияға енгiзіледi.
176. Барлық ұңғылар, өзiнiң қызметiн атқарған, алдыңғы уақытта басқадай пайдалануға тиiмсiз немесе мүмкiн емес болып табылса, жойылуға жатады.

Пайдалану обьектiлерiн игерудiң бақылау әдiстерiнiң кешенi

177. Пайдалану объектiлерiн игерудi бақылау, қабылданған игеру жүйесiнiң тиімділігін бағалау, ақпараттар алу, оны жетілдіру жөніндегі шараларды дайындау мақсатында жүзеге асырылады.
178. Кәсiпшiлiктiк өлшеулерiмен зерттеулерінің мiндеттi кешенiне кiретiндер:
- тұтас объект бойынша және көп қабатты, бөлек қабаттары бойынша объектiнiң қабаттық және ұңғы түбi қысымдарын тереңдiк манометрмен және басқа әдiстермен өлшеулер;
- жер бетiндегі ұңғының мұнай, газ, сұйық өнiмдерiн жеке немесе қозғалмалы өлшеуiш қондырғылармен, оған кiретiн траппен және сыйымдылығын өлшеуiшпен немесе жинау пункiтiнде, автоматикалық топтық қондырғы "Спутник" пен және тағы басқалармен өлшеулер;
- жеке қабаттардың ұңғы өнiмдерi көпқабатты обьектiлерде үздiксiз өлшеудi тереңдiк аспаптарымен (өнiмөлшеуіштерiмен) орындау;
- газдың кәсiпшiлiк факторларын өлшеулер;
- ұңғы өнiмiнiң сулануын, сұйықтықтың сынамасын анықтау;
- шығарып тастау бағыттарынан алынған айдамалау ұңғыларының ұңғы сағасы манометрлерiмен және жұмысшы себепкер айдау көлемін ұңғыларда санаушы аспаппен немесе шоғырлық сорап станцияларындағы шығыс есептегiштермен өлшеулер, сонымен қатар көп қабатты обьектiлердiң жеке қабаттарының қабылдағыштығын тереңдiк шығыс есептегiштерiмен немесе басқа тәсiлдермен (термограммамен, радиоактивтiк изотоп айдаумен және т.б.) өлшеулер;
- өндiргiш және айдамалау ұңғыларды қалыпты және қалыпсыз режимдердегi гидродинамикалық зерттеулер;
- ұңғының техникалық жағдайын мұнайгазсуға қанғыштығын анықтаулар және ұңғының техникалық күйiн кәсiпшiл-геофизикалық зерттеулерi;
- ұңғы өнiмiнің тереңдегi және жер бетiндегi сынамаларын алу және лабораториялық зерттеулерi;
- айдалған судың қалқыма бөлшектерi мен тұз құрамының өлшеулерi.
179. Аталған жүйелiк өлшеулерден басқа, объектiнiң және айдалатын жұмысшы агентiнiң температуралық режимiн бақылау, таңбаланған заттарды айдаумен қабаттардың жұмысын бағалау, қабаттардағы парафиннiң түсу мүмкiншiлiгiн зерделеу сульфат-редукцияны бақылау, гидроттықтау және т.б. арнайы зерттеулерi алға қойылып және жекеленген жоспарлармен жүзеге асырылады;
180. Аталған кәсiптiк зерттеулердiң кешенi жекелей орындауға дайындалмаған ұңғы пайдалануға берiлмейдi.
181. Пайдалану объектiлерiнiң кен көзiн игеру жөнiндегi бақылау зерттеулерi мұнайгаз өндiрушi ұйымдарының күшiмен немесе олардың тапсырмасымен мамандандырылған ұйымдардың айлық жоспары бойынша орындалады.
182. Пайдалану обьектiлерiнің кен көзiн игеру жөнiндегi бақылаудың алғашқы мәліметтерi жер қойнауын пайдаланушыларда кен орнын барлық пайдалану мерзiмiнде сақталады;
183. Өлшеу кешенiнің ерекшелiктерi және олардың кезеңдiлiгi мiндеттi түрде пайдалану объектiлерiнiң кен көзiн игеру, жобалау құжаттарында негiзделедi (олардың геология-физикалық және кен көзiн игерудiң ұсынылған жүйесi ескерiледi).
184. Кәсiпшiлiктiк зерттеулердiң көлемi мен кезеңдiлiгi кен көзiн игерудiң әр сатысында, әр пайдалану объектiсi бойынша дербес белгiленедi. Пайдалану объектілерiнiң кен көзiн игерудегi бақылау жөнiндегi зерттеулер кешенi жүйелi және бiр жолғы өлшемдер жасауды көздейдi.
185. Жүйелi зерттеулердiң әрбiр түрiн жүргiзудің мынадай мерзiмдiлiгiн ұстану ұсынылады. Қабаттық қысымды өлшеулер мына мерзiмдерде орындалады: - кен көзiн игерудің негiзгi кезеңiнде (I-II-III игеру сатыларында) - тоқсанында бiр рет; - кен көзiн игерудiң IY аяқталу сатысында - жарты жылдықта бiр рет; Iстеп тұрған, өндiрушi және айдау ұңғыларының түп қысымын өлшеу әр тоқсан сайын бiр реттен сиретiлмей бақыланады. Ұңғылардың өнiмiн өлшеулер мынадай мерзiмдiлiкпен орындалады: - аз өнiмдiлер (тәулiгiне 5 т. дейiн) - 15 күнде бiр рет; - орта және көп өнiмдi - 7 күнде бiр рет. Айдау ұңғыларының қабылдағыштығының өлшеулерi ай сайын жүргiзiлуге тиiс. Ұңғылар суланғандығының өлшеулерiнiң мерзiмдiлiгi, олардың сулану жағдайына байланысты жүзеге асырылады: - сусыз ұңғыларда - ай сайын; - суланып жатқан ұңғыларда - ай сайын.
Газ факторы өлшеулерi қабаттық қысым қанығу қысымынан асқанда жылына бiр рет орындалады. Қабат қысымы қанығу қысымынан төмендегенде өлшеулер тоқсан сайын немесе ай сайын орындалады.
Айтылған өлшеулер кешенi әрбiр жаңа ұңғы бойынша бiрден, сондай-ақ қандай-бiр технологиялық немесе техникалық шаралар жүргiзiлгенге дейiн және одан кейiн орындалады (ұңғы түбiн өңдеу, сумен жару, бекiту жұмыстары және басқалар), ал одан кейiн - жоғарыда көрсетiлген мерзiмдiлiкпен.
Гидродинамикалық зерттеулер қысымды қалпына келтiру әдiстерiмен және қалыптасқан алулармен әрбiр ұңғы бойынша (пайдалануға алынған соң және одан кейiн) қажет жағдайларда орындалады.
Айдалатын судағы қалқымалы бөлшектердi және мұнай өнімдерi және басқа қосындылар мөлшерiн өлшеулер күн сайын орындалуға тиiс.
186. Жекеленген (бiржолғы) өлшеулер бiр мерзiмде орындалатын зерттеулердiң толық кешенiн немесе оның қажет бөлiгiн көздейдi және әрбiр жаңа бұрғыланған ұңғыда, сондай-ақ технологиялық немесе техникалық шаралар (ұңғы түбi аумағын өңдеу күрделi жөндеу жабдықты ауыстыру және т.б.) жүргiзiлуге дейiн және одан кейiн орындалады.
Бiр жолғыларға мұнайгазсуға қаныққан қабаттарды бағалау үшiн ұңғыларда жүргiзiлетiн кәсiпшiлiктiк-геофизикалық зерттеулер жатады, олар қажет болған жағдайларда орындалады және де олардың көлемi әсiресе ұңғылар суланғанда көбейе беруге тиiс. Осыған ұңғылар мен қабаттардың өзара қатынасын, шоғырлар қималарын фотоколориметрлiк зерделеу жөнiндегi гидродинамикалық зерттеулер де жатады.
187. Игерудi бақылау сондай-ақ осы мақсаттарда қолданылатын бақылаулық және пьезометриялық ұңғыларда жүргiзiледi, олардың орналастырылуы өнеркәсiптiк игеру жобасында белгіленедi.

Көмiрсутектерi кен орындарын игеру авторлық қадағалау, талдау,
игеру объектiлерiнiң динамикалық модельдерiн жасау.

188. Қабылданған жобалау шешiмдерінің жүзеге асырылуына авторлық қадағалауды көмiрсутектерi кен орнын игеруге арналған жобалау құжатын жасаған ғылыми-зерттеу ұйымы жыл сайын жүргiзiп отырады, ол мұнайгаз өндiрушi ұйымымен қатар өндiрудiң жобалау деңгейлерiне жетуi және жобалау құжаты технологиялық шарттарының сақталуы жөнiнде жауаптылықта болады.
Авторлық қадағалау кезiнде ағымдағы геологиялық-кәсiпшiлiктiк ақпарат (игерудi бақылау кезiнде алынатын) пайдаланылады, ал қадағалау нәтижелерi жыл сайынғы есеп беру түрiнде баяндалады.
189. Авторлық қадағалаудың жыл сайынғы есеп беру баяндамасында төмендегi жайлар көрсетiлуi тиiс:
қол жеткiзiлген технологиялық шама-шарттардың нақты мәнінің, (мұнай және сұйықтық өндiру деңгейлерi, айдаған электр тасушылар көлемiн, бұрғыланған және өндiру жұмысын атқарып тұрған ұңғылар қорының, орташа дебиттiң және ұңғылардың сыйымдылықтығы, қабаттың және кенжарлық қысымдардың динамикасы мен шама көрсеткiштерiнiң) жобаға сайма-сайлығы (немесе сайма-сай еместiгi);
нақтылы және жобалау көрсеткiштерi арасындағы айырмашылықтарының нақтылы және жобалау шешiмдерiнiң орындалуына (орындалмауының) себептерi ашылуға тиiс; жобалау шешiмдерiне жетуге және игеру жүйесiн меңгеру жолында жiберiлген кемшiлiктердi жоюға бағытталған ұсынымдар;
жекеленген жобалау шешiмдерiн және көрсеткiштерiн өзгерту туралы өндiрiстiк ұйымдардың ұсыныстары (егер ондай болып жатса) жөнiнде қорытындылар.
190. Көмiрсутектерi кен орнын игерудi талдау деген ол оның пайдаланудағы объектiлерiнiң ағымдағы жайын, өнімді қабаттарда жүріп жатқан процесстердiң сипатын және бағыттылығын, оның қорлары құрылымының өзгеруiн мақсаттылық зерделеу болып шығады. Игерудi талдау-жобалау көрсеткiштерiне жетуге бағытталған игеру жүйелерiн жетiлдiру және мұнайгаз айырып алу процесстерін басқару жөнiндегi шараларды белгiлеуге негiз болып табылады.
191. Жұмыстардың мерзiмдiлiгi авторлық қадағалау нәтижелерiнен туындайтын немесе кезектi жобалау құжатын жасау қажеттiлiгiне байланысты айқындалады. Iрi және күрделi кен орындары бойынша оларды игеру, талдауын екi-үш жылда бiр рет жүргiзу лазым.
192. Талдау нәтижесiнде бағаланатындар:
игерiлудегi объектілердiң энергетикалық жағдайы, оның iшiнде қабаттық қысымның динамикасы, алынғанның орнын айдаумен толтыру табиғи режимдердiң бiлiнуi және басқалар;
мұнайдың, сұйықтың, газдың жылдық өнiмi динамикасының, өнiмнiң сулануы, жұмысшы себепкердi айдау және басқалардың сипаттамалары және олардың жобалау құжаттарына сәйкестiгi, ұңғылар тобының жағдайы және оның жобалық құжаттарға сәйкестiгi;
игеру обьектiсiндегi қабаттар мен қабатшаларда әсермен қамту дәрежесi, ауданы мен қимасы бойынша қорлардың алыну жағдайы;
сумұнай жапсарының көтерiлуi және мұнайлы шектемелердiң жылжуы есебiнен шоғырға судың сiңiру сипаты, ал жапсаршiлiк сулану болғанда қабатқа айдалатын жұмысшы себепкерінің есебi;
нақты шоғыр немесе объект үшiн зор маңызы бар басқа мәселелер:
суық суды айдаудан қабат температурасының төмендеу сипаты мен салдарларын зерделеу қабат тұздар, парафиндер түзiлуi, сазды бөлшектердiң iсінуi, қабаттық қысымның азаюы себептерi, сіңу қасиеттерінің төмендеуі, сұйықтықтың жедел алынуы және резервтегі қордың есебінен қосымша ұңғылардың бұрғылауын жүргізу және басқалар.
193. Игеруді талдау объектілердегі болашақ жобалық жұмыстар көрсеткіштерінің орындалуына арналған ұсынымдарды жүзеге асыру үшін техникалық-экономикалық көрсеткіштердің гидродинамикалық есептеулерін (материалдық модельдерінің) жасаумен аяқталады.
194. Егер игерудің нақты және жобалық көрсеткіштері арасында айтарлықтай айырмашылықтар болып, игеру жүйесіне елеулі өзгерістер енгізу қажет болса, онда игеруді талдаудың нәтижелері кен орындарын пайдалану жөніндегі орталық комиссияның қарауына жатады. Комиссия бекіткеннен кейін, игеруді талдау, жаңа жоба жасалып бекітілгенше игеру жөніндегі технологиялық құжат болып саналады.
195. Пайдалану объектісінің динамикалық геологиялық-кәсіпшілдік моделі - ол белгілі бір датаға табиғи пайдаланылатын объекті және игерудің технологиялық жүйесі тудырған күрделі геологиялық-техникалық кешеннің ағымдағы жай күйі;
Осындай модельді жер қойнауын пайдаланушылар жыл сайын жасауы керек, ал түптеп келгенде игеруге іргелі талдау жүргізгенде немесе екінші қайта жобаланғанда. Пайдаланатын объектінің динамикалық геологиялық-кәсіпшіліктік моделі объектінің статикалық моделі негізінде қалыптастырылады, ол ұдайы ұңғыларды бұрғылау мен зерттеу және қабат деректерін және игеруді бақылау кезінде алынған барлық ақпаратты талдап қорыту бойынша дәлденіп отырады.
196. Объектінің құрылыс ерекшеліктеріне және динамикалық геологиялық-кәсіпшіліктік бастапқы ақпараттың сипатына байланысты модель бірнеше түрлі кескінде көрінуі мүмкін. Динамикалық модельдеу кезінде міндетті түрде мынадай материалдар әзірленеді:
модельдердің мерзіміне жасалған сызбалық геологиялық құрылыстар, соның ішінде:
изобарлардың карталары, онда аймақтар бойынша және пайдаланудағы біртұтас объект бойынша орташа қысымның есебі;
мұнайгазды шектеулердің бастапқы және ағымды жағдайлары, онда суланған белдемдер толығымен және ішінара көрсетілген;
мұнайгаз бен қаныққан қабаттардың қалдықтар карталары;
ұңғылардың ағымдағы және жинақталып алынған мұнай мен судың карталарын (игерудің карталары);
геологиялық профильдер, онда ағымдағы әртүрлі мұнайгаз, сумен қаныққан белдемдер бөліп көрсетілген (суландырылмаған, ішінара және толығымен суландырылған);
пайдалану жұмыстарының басталуынан осы кезеңге дейінгі игеру сызбалары, онда абсолюттік және тиесілі мәндерде негізгі жылдық технологиялық көрсеткіштердің динамикасын бейнеленген (мұнай, сұйықтық өндіру, өнімнің суланғандығы, жұмысшы себепкері айдау, өндіруші және айдаушы ұңғылардың қоры, қорлардың алыну дәрежесі, мұнай мен суықтық бойынша ұңғының дебиті, қабаттық қысым);
ұңғылар қорының сырын ашатын кестелер (жұмыс iстеп тұрғандары, тоқтаңқырап тұрғандары, тоқтатылғандары, жабылғандары және басқалары).
Изобарлар карталары, игеру карталары, онда тоқсан сайынғы ұңғылар бойынша жасалатын ұңғылардың қабылдағыштығы, айдау көлемдерi көрсетiледi.
197. Көп қабатты объектілердiң динамикалық моделi көрсетiлген сызбалық және кестелiк материлдар әрбiр қабатқа бөлек жiктеп, жалпы бiр объектiге тұтас бiрiктiрiп жасалады. Жiктеу дәрежесi объектiнiң құрылыс ерекшелiктерiне де (қабаттардың саны мен бiртексiздiк сипаты), олардың әрбiреуi бойынша қолда бар ақпараттың санына да байланысты.
198. Статикалық және динамикалық геологиялық-кәсiпшiлiктiк модельдер негiзiнде математикалық модель жасалады, ол зерделенген процесстiң сипатын физикалық көзқарас тұрғысынан бейнелейтін теңеулер жүйесiн бiлдiредi. Математикалық модельдеу жолымен мұнайгаз айырып алу процесiнiң ары қарай дамуына болжау жасалады, ол осы қалыптасқан игеру жүйесi кезiнде және геологиялық-техникалық hәм технологиялық шаралар кешенiнiң бұрын жүргiзiлiп, жүзеге асырылған кезi.
199. Кен орнын игеру бiткеннен кейiн жасалатын динамикалық геологиялық-кәсiпшiлiктiк модель әрбiр пайдалану объектiлерiнiң (шоғыр) алаңдары мен қималары бойынша көмiрсутектерi қорларының қазылып алынбай қалған барлық қалдықтарының жатқан орындарын бейнелеуге тиiс.

Мұнай шоғырларын игерудi реттеу

200. Мұнай және газ шоғырларын игерудi реттеу дегендi түрлi технологиялық және техникалық шаралар кешенiнiң көмегiмен көмiрсутектерiн айырып алу процессін басқару деп түсiну керек.
Реттеудің негiзгi мақсаты - қабаттық флюидтердiң сүзілу бағыттары мен жылдамдықтарын керек жаққа бұру қабаттарды құрғату үшiн жағдай туғызу.
Реттеу кен орнын игерiп болғанша жасалады.
201. Игерудi реттеу және жетiлдiру нәтижесiнде қол жеткiзiлетiндер: игеру обьектiсiнен көмiрсутектерiн өндiрудiң жобалық құжатта көздеген өндiрудiң жылдық динамикасын қамтамасыз ету мұнайдың, газдың, конденсаттың жобаланған айырып алу коэффициентiне жету;
бұрғыланған ұңғылар қорын неғұрлым көп пайдалану, сығымдап айдап шығатын агенттi жүргiзy шығындарын қысқарту, мұнай шығымына нұқсан келтiрмей iлеспелi суды азайту және басқалар есебiнен экономикалық көрсеткiштердi жақсарту.
202. Реттеу әдiсi мен тәсілiн негiздеп таңдап алу, алға қойылған мақсаттар мен мiндеттерге және нақты геологиялық-физикалық жағдайларға байланысты.
Реттеу тәсiлiн таңдауды бұрын қабылданған игеру принциптерiн ескере отырып жүргiзу керек, яғни пайдалану объектiсiндегi құрғату процесстерiн басқару жөнiндегi шаралардың ғылыми негiзділігi ескерiледi.
203. Әртүрлi геологиялық-физикалық жағдайға реттеу принциптерiнiң өзiне сай жолдары болады. Мысалы, су айдауды жүргiзгенде мынандай реттеу принциптердi қолданады: бiр қабаттың, шамамен бiртектiлiктi пайдалану объектiлерде орталық қатарға тартатын (айдалатын суды) мұнайлы шектемелердiң бiркелкi қозғалып ауысуы;
өте айқын жолақтанған бiр қабаттық пайдалану объектiлер көлемi бойынша өткiзгiштiктiң бiртексiздiктерi;
шоғырдың неғұрлым өнiмдi бөлiгiн тездетiп өндiру, ол үшiн шоғырды айдалған сумен "табиғи" түрде блоктарға (өткiзгіштiгi төмендеген) кесу одан соң оларды өндiрiп алу;
сүзiлу қасиеттерi бiр-бiрiне жақын қабаттардың құралған көп қабаттық объектiлерде мұнайды барлық қабаттардан тең жылдамдықпен өндiру;
көп қабаттық объектiлердегi су айдалған қабаттарды бiрте-бiрте тоқтата отырып, егер қабаттардың қалыңдығы мен өткiзгiштiгi төменнен жоғары қарай өсетiн болса; жоғарыда орналасқан қабаттың астындағы әрбiр қабатты жеделдетiп өндiру;
шомбал шоғырлардағы сумұнайлы жапсардың шоғыр алаңының бар көлемi бойынша шамамен бiркелкілікте көтерiлуiн қамтамасыз ету.
Реттеу принциптерi шоғырлардың игеруiн басқа геологиялық-физикалық жағдайларда жүргiзiлгенде де қолданылады.
204. Таңдап алынған принцип негiзiнде игерудi жетiлдiру жұмыстарын ұйымдастыру алға қойылған мiндеттерге экономикалық шығындарды көп жасамай қол жеткiзудi қамтамасыз етедi.
205. Пайдалану объектiсiнiң ағымдағы қалыптасқан жай-күйіне байланысты игерудi реттеудi бұрғыланған ұңғылар арқылы жүзеге асыруға болады (игеру жүйесiне айтарлықтай өзгерiстер енгiзбей немесе оны толықтыра отырып).
206. Игерудi реттеудiң негiзгi әдiстерi мен тәсiлдерiне (iске асырылып жатқан, өзгертiлмейтiн) жататындар:
айдау ұңғылар жұмыстарының режимiн өзгерту, оның iшінде:
айдаудың жұмысшы қысымын көбейту немесе шектеу;
айдау қысымын өзгерту жолымен ұңғылар арасындағы айдауларды қайта бөлу және басқалар;
өндiрудегi ұңғылардың жұмыс режимiн өзгерту, оның iшiнде:
жекеленген немесе топтанған ұңғылар бойынша сұйықты алуды өсiру немесе шектеу, сыртқы қатардағы ұңғылардан мұнай өндiрудi iшкi қатарға ауыстыру, қатты суланған және, саз басқан ұңғыларды тоқтату, сұйықтықты тездетiп алу және т.б.;
игеру объектiсi қабаттарын ашуды жақсарту және қабаттарды тесiктеу аралықтарын өзгерту;
ұңғылардың гидродинамикалық жетілдіру үшін ұңғылардың кенжар маңына ықпал жасау (қышқылдармен өңдеу, химиялық арынды заттарды айдау, тақташаны сумен жару тағы сол сияқты жолдармен);
ұңғыларға құйылатын ілеспе суларды цементтеу арқылы немесе басқа құюлармен бөлектеу немесе шектеу, түрлі тосқауылдар жасау, химиялық реагенттер ерітінділерін айдау және басқа;
сұйықтың құйылысы немесе судың шығыны профильдік, әр интервалды игере отырып, өткізгіштігі жоғары қабаттарды бекіте отырып (химиялық реагенттер, механикалық заттар, бейтарап газдар, қойыртпақ сулар және басқалар) тегістеу;
сенімді жабдықтар пайдалану (бір мезгілде өндіруші ұңғыларды пайдалануды және айдамалау ұңғыларына су айдауды бөліп жүргізетін);
жекелеген бөліктерде жобалық құжаттарда қарастырылған резервтер есебінен қосымша ұңғылар бұрғылау;
өндіруші ұңғыларға айдауды жақындату (резерв есебінен немесе су басына кеткен өндіруші ұңғылар есебінен жаңа айдамалау ұңғыларын бұрғылау);
су айдау ошағын ұйымдастыру;
сүзілу ағындарының бағытын өзгерту және циклдік су айдау.
207. Жер қойнауын пайдаланушы жобаланған игеру жүйесін жетілдіруді осы жобаны жасаған ұйыммен келісіп барып жүзеге асырады.
208. Егер қолданылып отырған игеру жүйесі мұнай айырып алу процессін тиімді басқаруды қамтамасыз етпесе, онда ол жүйені жетілдіруді келесі жолдармен жүргізуге болады:
- ұңғылар торын тығыздау;
- қабатты объектіні қалыңдығы жұқа объектілерге бөлу және олардың әрқайсысында өзіндік дербес ұңғылар бұрғылау;
- қабатқа ықпал жасау әдісін немесе су айдау түрін өзгерту;
- айдау қысымын айтарлықтай ұлғайту.
209. Игеру жүйесін өзгерту шараларды бұрын бекітілген жобалық құжаттарға қосымша ретінде жасалады немесе міндетті түрде экономикалық және технологиялық тиімділігі бағаланған жаңа жобалау құжаттар жасалады да, Құзіретті органмен бекітіледі және жер қойнауын пайдалану келісіміне өзгертулер енгізіледі.
210. Игеруді реттеуге атқарылған шаралар жөніндегі ақпарат, жер қойнауын пайдаланушымен әр жылы жылдық ақпарат құрамына жеке бөлім болып қосылады.
211. Атқарылған шаралардың технологиялық және экономикалық тиімділігін бағалау, қажет болған жағдайда, жер қойнауын пайдаланушының тапсырысымен жобалау ұйымдарымен атқарылады.
212. Газдық және газконденсаттық кен орындарын игеру әдетте тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруден басталады.
Ол газдық және газконденсаттық кен орындарын игерудi жобалаудың бiрiншi сатысы болып табылады, және ол келесi жағдайларда атқарылады:
- iстеп тұрған орталық газ құбырларын есептегенде және дамыған инфрақұрылымды аудандарда орналасқан кен орнында iздестiру және бағалау сатысынан кейiн кен орнын барлауды және игерудi тездету, газ, конденсат және басқа компоненттердi қамтып өнеркәсiптiк дәрежеде есептеу, өндiрiстi жайғастыру және игеру жобасын жасауға қажет алғашқы мәлiметтер алу мақсатында;
- iрi және ерекше кен орындарында, олардың әрбiр бөлiктерiнде игерiмдiк ұңғылардың дебит динамикасын және қабаттық қысымды бағалауға нақты мәлiметтер алуға, сонымен қоса игеру жобасын жасауға қажет басқа мәлiметтердi нақтылауға;
- мұнай газконденсаттық кен орындарын телiмдерiнiң өнеркәсiптiк құндылығын анықтауға және оларды игеру жолдарын анықтауға бағытталады.
213. Тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудi жүргiзу үшiн жер қойнауын пайдаланушылар мұнайды өндiру лицензияларына иегер болуларына мiндеттi.
214. Тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк жобалар кен орнына толықтан немесе жеке шоғырларға, немесе олардың телiмдерiне (блоктарын) жасалуы мүмкiн.
215. Бұл жобалар ғылыми-зерттеу институтымен немесе мұндай жұмысты атқаруға тәжiрибесi және газдық, газконденсаттық кен орындарын игеру жобаларын жасауға лицензиясы бар мамандар ұжымымен жасалады және Қазақстан Республикасының құзіреттi органдарымен белгiленген тәртіпте бекiтiледi.
216. Газдық және газконденсаттық кен орындарын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруге енгiзу келесi жағдайларда атқарылады: - мұнай шоғыршағы болған жағдайда оның өнеркәсiптiк мағынасын бағалау және газдық бөлiгiмен байланыс сипатын анықтау бағдарламасы бекітілгенде; - белгіленген тәртiпке сәйкес тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң жобасы бекiтiлгенде; - тау-кендiк жер бөлiгi және жер телiмi алынғанда; - қажет өндiрiстiк құрылымдар салынғанда; - қабаттың қысымын сақтамай-ақ газконденсаттық кен орнын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруге енгiзудiң орындылығы дәленденгенде.
217. Тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң жобасы өндiрiстік жоба негiз болып табылады.
218. Бұл жоба келесi тараулардан құралады: 1-тарау - Геологиялық-өнеркәсiптiк мәлiметтер. 1) геологиялық зерттеу жөнінде қысқаша мәлiметтер; 2) стратиграфия, тектоника және өнiмдi деңгейлердiң сипаттамасы (тиiмдi қалыңдық, кеуектiк, өтiмдiлiк, литология және басқалар) жөнiнде қысқаша мәлiметтер; 3) барлау ұңғыларын сынамалау және зерттеу нәтижелерi; 4) газдың және конденсаттың құрамының мәлiметтерi; 5) газдың және конденсаттың қоры жөнiндегi мәлiметтер (С1 және С2 дәрежесiнде); 6) ұңғылардың мүмкiн жұмыстық дебитiн есептеулер; 7) кен орындарын толықтыра барлауға ұсыныстар. 2-тарау. Тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудi жүргiзудің негiзгi көрсеткiштерi: 1) игеру жүйесiн таңдау; 2) ұңғылардың жұмыс режимiнiң технологиясын таңдау; 3) тәжiрибелiк-өнеркәсіптiк игеру мерзiмiнде игерудің әртүрлi нұсқауларын есептеу игерiмдiк ұңғылардың орналасу орнын және санын анықтау; 4) Лицензия берiлген мерзiмiн қамтитын ұзақ мерзiмге болжамдық есептер; 5) игерiмдiк ұңғылардың құрылымы жөнiнде ұсыныстар; 6) өнiмдi деңгейлердi ашу және газды өндiрудi қарқындатуға ұсыныстар; 7) жайғастыруды жобалайтын ұйыммен келiсiмделген өндiрiстi жайғастырудың негiзгi ережелерi; 8) газды тұтынушыларға тасымалдау жөнiнде ұсыныстар; 3-тарау. Техникалық-экономикалық есептеулер: 1) кен орнын игеруге қажет инвестициялардың есептеулерi; 2) кен орнына тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң шығындары; 3) салықтар және басқа мiндеттi төлемдер; 4) тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң шығыстары мен кiрiстерiнiң есептеулерi. 4-тарау. Зерттеулердiң бағдарламасы және көлемi осы Ереженiң бөлiмiнде ескерiлген ережелерден құралады. 5-тарау. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау осы Ереженің 6 тарауында ескерiлген ережелерден құралады. 6-тарау. Сызбалық қосымшалар: 1) шолмалық карталар; 2) тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруге енгiзілетiн өнiмдi деңгейлердiң игеруге жобалаған және бұрғыланған барлау ұңғылары көрсетiлген құрылымдық карталар; 3) геологиялық-геофизикалық қималар және профильдер; 219. Тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң жобасын бекiтуге жер қойнауын пайдаланушылар тапсырады.
220. Осы жобалық үдiрiске бақылауды әдетте жобалауды жасаған ұйым атқарады. Егер бұл ұйымнан басқаларда бақылау атқару мүмкiн емес себептер туындаса, жобаны бекiткен орган бақылаудың басқа тәртiбiн анықтауы қажет. Жер қойнауын пайдаланушылар игерудi бақылауды атқаратын органға барлық қажет материалдарды беруге мiндеттi.
221. Тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеру жобасы белгiленген тәртiппен бекiтiлгеннен кейiн игерудi жүргiзуге негiзгi құжат болып табылады.
222. Бақылау жүргiзетiн ұйым, жер қойнауын пайдаланушылар осы жобаны негiзсiз бұзса, ол бұл жөнiнде жобаны бекiткен органға хабарлауға мiндеттi.
223. Газдағы күкiрт сутегi және күкірторганиканың мөлшерi 100м3 газға 20 г-нан артық болса, кен орнын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруге енгiзу, тек қана онымен бiрге тазартқыш қондырғыларды қосқанда ғана мүмкiн.

Газдық және газконденсатық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру

224. Газдық жөне газконденсаттық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру жобасы кен орындарын игерудiң барлық мерзiмiне жасалады және барлық негiзгi өнiмдi деңгейлердi қамтуы мiндеттi.
Егер кен орындарда, қорларын анықтау сенiмдiлiгi төмен дәрежедегi және жалпы қордың көп мөлшерi (70 пайыздан жоғары) С2 дәрежесiнде анықталған шоғырлар болса, экономикалық тиiмдiлiк болса, объектiлердi негiзгi игеру жобаларымен қатар тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеру жобалары жасалуы мүмкін.
225. Газдық және газконденсаттық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру жобасында газды, конденсатты және қосалқы компоненттердi барынша толық өндiрумен байланысты негiзгi технологиялық және техникалық-экономикалық мәселелердiң кешендiк шешiмi берiлуi мiндеттi.
226. Өнеркәсiптiк игеруге, геологиялық барлау жұмыстарының барлау-игерiмдiк сатысында шешiлетiн мәселелерi анықталған газдың, негiзгi және қосалқы компоненттердiң қоры анықталған және белгiленген тәртiппен бекiтiлген, қажет жағдайларда тәжiрибелiк-өнеркәсiпттiк игеру жүргiзiлген кен орындары жатады.
Игерудi жобаланған шоғырда өнеркәсiптiк мағынасы бар мұнай мен газ болған жағдайда, олардың өзара байланысы, газдық және мұнайлық бөлiктердi кезектеп немесе бiрге игеру мәселелерi шешiлуi мiндеттi.
227. Өнеркәсiптiк игерудi жүргiзу үшiн жер қойнауын пайдаланушылар мұнайды өндiру лицензияларын алуға мiндеттi.
228. Газдық және газконденсаттық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру жобасы ғылыми-зерттеу институтымен немесе мұндай жұмыстарын атқару тәжiрибесi және кен орындарын игеру жобасын жасауға лицензиясы бар кез-келген мамандар ұйымымен жасалады да, Қазақстан Республикасының құзiреттi органдарымен белгiленген тәртiпте бекiтiледi.
229. Газдық және газконденсаттық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру келесi жағдайларға байланысты болады:
1) өнеркәсiптiк игерудi жобалауға қажет геологиялық-техникалық мәлiметтер болғанда;
- белгiленген тәртiппен бекiтiлген газдың сонымен қоса пайдалы және қосалқы компоненттердiң қоры болғанда;
- шоғырдың (шоғырлардың) геометриясын, оның өнiмдiлiгiн және қысымның өзгеру динамикасын бiржақты анықтауға мүмкiндiк беретiн барлау жұмыстарының, егер жүргiзiлсе тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң нәтижелерi болғанда;
2) құбырды игеру бастаған кезеңнен игеру нәтижесiнде алынған газды, конденсатты және қосалқы компоненттердi толығынан пайдалану қамтамасыз етілгенде;
3) газдық және газконденсаттық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру жобасы белгiленген тәртiппен бекiтiлсе;
4) жер қойнауын мұнай операцияларын жүргiзуге пайдалануға өндiру лицензиясы алынса;
230. Газдық және газконденсаттық кен орындарын өнеркәсiптiк игеру жобасының, егер бұл мерзiмде игерiлетiн қордың 90 пайызы өндiрiлетiн болса, Лицензия берiлген мерзiмдi толық қамтиды, егер өндiру аз мөлшерде болса, онда есеп өндiрудiң 90 пайызға жеткенiнше жүргiзiледi. Бұл жоба келесi тараулардан құралады:
1-тарау Алғашқы геологиялық-өндiрiстiк мәлiметтер:
1) геологиялық зерттеулердiң қысқаша мәлiметтерi;
2) стратиграфия, тектоника және өнiмдi деңгейлердiң қысқаша мәлiметтерi;
3) тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игерудiң нәтижелерi, егер ол жүргiзiлмесе онда барлау ұңғыларын сынамалау және зерттеу нәтижелерi;
4) газдың және конденсаттың құрамы жөнiнде мәлiметтер;
5) газдың, конденсаттың және газ құрамындағы қосылыстардың қор мөлшерi;
6) кеншіліктің мүмкiндiк жұмыс әлпі және гидрогеологиялық сипаттамасы;
7) кен орнының бұрғылау кезеңiндегi геологиялық құрылымын анықтау мәселесi, қажет жағдайда бұл мәселенi барлау ұңғыларын қазу және сейсмикалық түсiру арқылы шешу.
2-тарау Көмiрсутегi өнiмдерiн өндiрiстiк өндiру жұмыстарының негiзгi көрсеткiштерi.
1) кен орнын игерудiң жүйесiн анықтау және оны негiздеу;
2) кен өндiрудiң, пайдасы және iлеспе қосындыларының әр нұсқадағы игерілуінің және ұңғыларды пайдаланудың әр жылдық есебi;
3) газконденсат қайтарымының есебi;
4) ұңғының жұмысының технологиялық әлпiсiн таңдау;
5) пайдаланылатын резервтiк, бақылау, айдау ұңғылауының қажеттi санын сонымен бiрге бұрғылау мерзiмiн анықтау. Есеп әрбiр бұрғыланатын нысан және бүтiндей кен орны бойынша жүргiзiледi, көлденең ұңғыларды бұрғылау жөнiнде сұрақ қаралады және шешiм қабылданады.
6) пайдаланылатын, резервтiк, бақыланатын және пьезометрлiк ұңғылардың барлық қорын жүзеге асыру және орналасу жүйесін таңдау, тәртiбi және бұрғылаудың дәйектiлiгiн анықтау;
7) ұңғылардың конструкциясы жөнiнде ұсыныс;
3) газ өндiрудi үрдемелеу және өнiмдi қабатты ашуға ұсыныс;
9) газдың және конденсаттың шығымын, сағаның және түптiң, қабаттың қысымының барлық жоспарланған кезеңдегi есебi, сонымен бiрге кәсiпшiлiк қажеттi құрылыстың орны және iс жүзiне асырылатын уақыты;
10) газды тасымалдау және тұтынушыларға жеткiзу;
11) газ құрамындағы iлеспе және пайдалы қосылыстарды жан-жақты пайдалануға ұсыныс.
3-тарау. Техникалық-экономикалық негiздеме.
1) Газ жэне газконденсатты кен орнын игерудiң әртүрлi нұсқасы бойынша кен орнының толық өркендеуiне қажетті инвестициялық есебi; 2) Газ және газконденсатты кен орнын игерудiң жоспарлы кезеңдегi кен орнын пайдаланудың шығыстары; 3) Салық және басқа да төлемдер; 4) Газ және газконденсатты кен орнын игерудiң барлық жоспарлы кезеңiндегi кiрiсiнiң және пайдасының есебi. 4-тарау. Осы Ереженiң 270-272 пунктерiнде талаптарға негiзiн сәйкес бағдарлама мен зерттеулер көлемi. 5-тарау. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау осы ереженiң 11-12 тарауында қаралған жағдайларды ескеруi қажет. 6-тарау. Керектi графикалар: 1) жалпы шолу картасы; 2) барлық бұрғыланған және жобаланған ұңғыларды түсiрген барлық өнiмдi қабаттардың құрылымдық картасы; 3) геологиялық-геофизикалық қыртыстар және кесіндiлер; 4) нұсқалармен игерудің картасы; 5) газ және конденсатты кәсіпшілікті өңдеудiң арнаулы сызбасы; 6) газ жинайтын жүйенiң жер бетiндегi құрлысының орнымен қоса арнаулы сызбасы. 231. Жер қойнауын пайдаланушылар газ және газконденсат кенiшiн өндiру жөнiндегi бағдарламасын Құзырлы органдарға бекітуге бередi. 232. Құзырлы органдардың қарауынан бағдарламаның өту процесiн жер қойнауын пайдаланушылардың өзi қарайды, және керек болған жағдайда қосымша материалдарды беруге міндетті. 233. Бағдарламаның бекiтілуi, кенiштi өндіруге кiрiсуге негiз бередi. 234. Өндiру нәтижесiнде, жер қойнауын пайдаланушылармен негiзсiз техникалық, геологиялық қателiктер жiберiлсе, қараушы орган, бағдарламаны бекiткен құзырлы органды хабарлы етедi.
235. Кенiштi өндiрiстiк игеру нәтижесiнде газ құрамындағы күкiрт қосылыстарын газдан тазалау және айыру мәселесi шешiлуi керек.
236. Бағдарламаны игеру нәтижесiнде газ құрамындағы метан, пропан, бутан, көмiрсутегi, гелий тағы басқа қосылыстарды айыру уақыты анықталуы керек.
237. Газ құрамындағы конденсат көлемi 5 г/м3 кем болған жағдайда оны өндiрiстiк жағдайда залалсыздандыру мәселесi шешiлуi керек.
238. Егерде газ құрамындағы конденсат мөлшерi 100 г/м3 көп болса, оны қабат қысымымен қалыпты ұстау мәселесiн шешiп барып өндiру керек. Өндiру гидродинамикалық, термодинамикалық, және техника-экономикалық есептерге шешiмдер арқылы негiзделуi керек:
- бастапқы газдың, тұрақты конденсаттың және салқындалған газ қорлары;
- тұрақты конденсат өндiрудiң жылдар бойы өндiрiс шешiмдерiне байланысты өзгеруi;
- қабаттан тұрақты конденсат өндiрудiң, кенiштегi өндiру жұмыстарының соңғы жылдарындағы өндiру әдiстерiн қолдануға байланысты ортақ төмендеуiнiң өзгерiсiн анықтау.
- газ және конденсат өндiрудiң жылдар бойынша өзгеруiнiң өндiрiс әдiсiне байланысты анықтау.
239. Өндiрiс әдiсiн қараған уақытта газ және газконденсат кенiшiнде қабат қысымын қадағалау конденсат өндiргеннен кейiн қабатқа қайтадан газды (сайлинг-процесс), суды, жанып кеткен газды айдау және оның есебiн беру айдаумалау ұңғыларын көрсету, қабат айдалған реагенттердi қабылдауы және оның өнiмдi болуы қабат қысымын қалыпты ұстау уақыты айқындалуы қажет.
240. Егер газ және конденсат қабаты астында мұнай болса және ол мұнаймен қаныққан жағдайда, онда астыңғы мұнайды iлеспе газбен және газ бүркеншегiнен өндiрiлу қарастырылсын.
241. Егерде газ және газоконденсат кешiнiнiң өндiру нәтижесiнде жаңа қазылған ұңғылардан түскен ақпараттар бұрынғы қабылданған бағдарламаға өзгерiстер әкелген жағдайда, бағдарламаға өзгерiстер енгiзiледi және ол бұрынғы бағдарламаны бекiткен құзырлы органның қарауына және бекiтуiне берiледi.
242. Негiзгi бағдарламаның кенiштi өндiру бөлiмi болып, бекiтiлген газ, конденсат қорының 50%-не кеткен уақыт аталады. Осы уақытта бағдарламаның түсiм мен шығынның негiзiнде қаншалықты пайдалы болғанына баға берiледi. Осы негiзде бағдарламаның құндылығы анықталады.
243. Кенiштегi қордың 50%-тi алынғаннан кейiн, кенiштен өндiру құлдыраса, кен орнында қосымша барлау жүзеге асырылады.
244. Осы жағдайда, кенiштi газды сақтау қоймасына айналдыру жолдары қарастырылады.
245. Бағдарлама құрылымында экономикалық, финанстық, коммерциялық, әлеуметтiк, бағдарламаның қабылдау қауіпшiлiгiн анықтау, соның iшiнде экологияның жағдайы туралы бөлiмдер болуы керек. Қаражат бөлiмiнде нарық пайдасы, өндiрiс көлемi, тұтынушыға қызметi, түсетiн қаражат, салық системасының өлшемдерi қарастырылуы керек. Коммерциялық бөлiмде, объектiге сұраныс, өнiмдi сату, бағдарламаны жүзеге асыру үшiн шығындармен қамтамасыз ету қарастырылады. Әлеуметтiк бөлiмге, бағдарламаның халықтың көзқарасы бойынша керектiлiгi негiз болады және бұл мәселеде қаражат және экономика есепке алынады.
қаражат бөлiмi:
- бағдарламаның пайдалылығына және инвестиция салуға болатынына;
- қаржыландыру мәселесiн шешу және тұжырымдауына;
- бағдарламаны жүзеге асыратын мекеменiң финанстық шешiмiне негiзделедi;
Бағдарламаның қаражат артықшылығын көрсету мынадай техника-экономикалық көрсеткiштерге байланысты.
сатудан түскен пайда капиталдық кiрiс; пайдалану шығындары; салықтық төлемдер; тiкелей қаражат ағымы; таза жүрiп жатқан баға; iшкi рентабелдiк мөлшер; капиталды өтеу уақыты. Бұл техникалық-экономикалық көрсеткiш системасында бағдарламадағы инвестициялық қаражаттық бағалау болып, таза жүрiп жатқан бағамен, iшкi рентабелдiк көрсеткiш мөлшерi болып аталады.
Экономикалық бағалау ұлттық экономикалық көзқарас негiзiнде жүргiзiледi. Барлау негiзiнде бағдарламада анықталу тиiстi, экономикалық пайда және "көлеңкедегi" баға жатады. Экономикалық бағалауда тиiстi орын трансферттiк төлемдерге берiледi негiзгi қаражаттық және экономикалық есеп, газ ресурстарының бағдарламасы бойынша жылдық игеруге негiзделген геологиялық-техникалық ақпаратқа сүйенiп атқарылады; газ және конденсаттың жылдық мөлшерi, жер асты қабаттарына (су, газ) айдамалау ұңғыларының саны, кенiштi игеру системасы, газды тасымалдау әдiстерi, компрессорлық қондырғылардың күшi т.б. байланысты болады.
246. Капиталдың және өндiру шығындарын бағдарлама уақытына сәйкестендiруге, кеніштің игеруiн бағалау, бағаның нормативтiк базасы құрылады, игерiлy шығынының құрылымы - газ ресурстарын игеруге, салықтық және мемлекеттiк заң шығару системасын зерделеуге байланысты қаралады.
247. Бағдарламаның өтiмдiлiгi бiрнеше әдiстермен, әсерлiлiгi, сценарияларды құру және мүмкiндiгi негiзінде атқарылады.
Бағдарламаны қаржыландыру негiзi, "төлем төлеу" есебi шешiледi.
Бағдарламаның шығынының бөлiгiнде яғни өнiм өндiрудегi төменгi көрсеткiшi, құбырдың төменгi өндiрiстiк қабiлетi анықталады. Қабаттағы қысымның түсуiне байланысты өнiм өндiру төмендейдi, тұрақты өндiрiс көрсеткiшi уақыт талабына сай келмейдi.

Газ және газконденсат қабатынан газ өндiрудi бақылау

248. Газ және газконденсат кенiштерiндегi өндiрiстi бақылау жүйесi мен тәртiбi бағдарламада анықталады, және өндiрiс тиiмдiлiгiн бағалау үшiн беріледi. Өндiрiс кезiнде бағдарламаны жасаған ұйым, өндiру циклына бақылау жасау арқылы мұнай өнiмiне ұңғылардан өнiм шығуына, ұңғы астындағы және үстiндегi қабат қысымына қарау, өнiмнiң сулану пайызын анықтайтын өндiру, айдамалау және пьезометрлiк ұңғыларға зерттеулер арқылы жүргiзiледi.
249. Қабаттағы және ұңғы үстiндегі қысымға, пьезометрлiк ұңғылардағы сұйықтың деңгейіне, газ-су (газ-мұнай және мұнай-су) шекарасы деңгейiне, ұңғы дебиттерінің өзгерiсiн күнделiктi қадағалау, бақылау жүйесi жасалу керек. Осы айтылған зерттеулер ұңғыларды игергенде, өндiруге жiберер алдында және тоқтатқанда, консервация мезгiлiнде жүргiзiлуi керек.
Зерттеулер нәтижесiнде және мезгiл-мезгiл толықтырылуы керек:
- қабаттың жұмыс жасау және қызуын бақылау режимi;
- мұнай, конденсат және газдың бастапқы және де өзгерiлген қоры;
- қабаттағы қысымның таралуы;
- қабаттың әртүрлi блоктарының ортақ әсерi;
- қабаттағы судың әртүрлi блоктағы қозғалысы;
- газ беретiн қабаттар бөлшегiнiң дифференциалдық дебитiн бағалау;
- қорды өндiрумен қоршау;
- құбыр сыртындағы көмiрсутегi қозғалыстарын анықтау.
250. Статистикалық қысымды өлшеу ұңғының өне бойы бойынша жиi жүргiзiледi. Бастапқы кезде әр тоқсанда бiр рет жүргiзiп, соңғы кезде оның жиілiгiн кезеңдеп өзгертiп, жылына бір рет жүргiзiледi. Ұңғы сандары көп кенiштерде және қысым мөлшерi бес күн iшiнде қалпына келетiн орындарда өлшеу жиiлiгiн өзгертуге болады. Коллекторларды меңгеру кезеңiнде қабат қысымы әр қабатта әр түрлi төмендейдi, сондықтан статистикалық қысым деңгейiн өлшеудi ұңғыларды тоқтатып қойып жүргiзу тиiмдi. Ұңғының жоғарысындағы қысымды анықтау үшiн, қисық қалыпты қысымды тексерумен қатар жүргiзiлуi керек.
251. Ұңғылардағы қабат қысымын өлшеудiң кезеңдерi жобаның өндiрiстiк игеру газ алудың үдеуiне байланысты қабаттың қысымының төмендеуiмен анықталады және ұштасады, кен орнының қабат қысымының түсуі екі кезең аралығындағы өлшемнің орташа жиілігі, оның қателiгiнiң үш есе өлшемi есебiнде алынады.
252. Игерудi бақылау өнiм беретiн ұңғыларда, сонымен бiрге осы бақылауға арналған және пьезометрлiк ұңғыларда жүргізiледi. Олардың саны өндiрiстiк жобада айқындалады.
253. Бақылынатындарға, газға қаныққан аумағының бөлiгiнде өнiмдi қабатты ашқан ұңғы жатады. Бұл ұңғылар біраз уақытқа дейін пайдаланылмайды және қысымның дәлдiк өлшеміне, газ-су (газ-мұнай және мұнай-су) жүйесінің жылжуын бақылауға арналады. Алға қойылған мақсаттарды шешуге байланысты бақылаушы ұңғыларды жай пайдаланушылар қатарына ауыстыруға болады.
254. Пьезометрлiкке, суға қаныққан аумағының бөлiгiнде өнiмді қабатты ашқан ұңғылар жатады. Оларда контурдың сыртындағы және табандағы судың деңгейiн бақылау жүргiзiледi.
255. Бақылаушы және пьезометрлiк ұңғылардың санын және орнын анықтағанда кен орнында қазылған барлаушы ұңғыларды кеңiнен пайдаланады. Ұсақ кен орнында бұл мақсатқа тек қана осындай ұңғыларды пайдалану керек.
256. Бақылаушы және пьезометрлiк ұңғыларда өлшеу 1,5-2 айда бiрден кем емес болуы керек.
257. Аумақты кен орнындарында қысымның үдемелi төмендеуiн контурдың сыртында, кен орнының қабат шоғырынан алыста бақылау үшiн, одан бiрнеше шақырым қашықтықта бiраз пьезометрлiк ұңғылардың болуы қажет.
258. Yлкен газды кенiште және де құрылымы күрделi кеніште қысымның таралуы жөнiнде мағлұмат тек кеніштiң ауданын ғана емес соның көлемiн де қамтуы тиiс, немесе, өнiмдi қабаттың бағасының әртүрлi бөлiгiнiң мағлұматы алынады.
259. Әрбiр су жайлаған газды ұңғыда су жайлау себебiн зерттеу жүргiзілуi керек.
260. Игеру барысында қабаттағы судың кенiшке енуiн қадағалау, гидродинамикалық, кәсiпшiлiк-геофизикалық және гидродинамикалық әдiстерiмен iске асырылады.
261. Шұғыл бақылаудың гидрохимиялық әдiстерi барлық пайдаланылатын ұңғылар қорынан шығатын судағы соларға тән иондардың құрамының өзгеруiн үздiксiз байқауын қажет етедi. Әртүрлi қыртыстарға және шөгiнділерге тән сәйкес иондар тәжiрбие жолымен анықтайды. Суды тоқсан сайын тексеру керек (экспресс-таңау), ал суланудың алғашқы бүлiнуiнде - ай сайын (толық таңдау).
262. Кәсiпшiлiк-геофизикалық бақылау арнайы радиоактивтi каротаж әдiсiмен жүзеге асырылады. Ол пайдаланылатын және бақылайтын ұңғыларда газсудың жүйесінiң көтерiлуiн анықтайды. 3ерттеу кезеңi анықталынады, бiрақ жылына кем дегенде 1-2 мәрте өткiзiледi.
263. Газ өндірудің есебi тек қана пайдаланылатын газ емес сонымен бiрге ұңғыларды зерделегендегі, әртүрлі үрлемелерде, төтенше ағымдағы жоғалғандығы есептеледi. Осымен және жер қойнауын пайдаланушының орындаған баланстық қорда айқындалады.
264. Егер пайдаланбас бұрын газдың мол мөлшерi жоғалған болса, оны бағалау үшiн барлық ұңғылардың аумағында қабаттық қысымдарды өлшеу қажет. Өлшеулердiң нәтижесiн қор балансына жоғалудың себебiн түсiндiрiп енгiзу керек.
265. Жылына екi рет әрбiр ұңғыдағы конденсат құрамын анықтайтын зерттеу жұмыс уақытында істеледi, оған қоса төменгi температуралық, айырғышта конденсаттардың жетілмеген және тұрақты құрамы анықталады. Осы зерттеулердiң арқасында қабат-қысым-конденсаттың бiр-бiрiне байланыстылығының сызбасы анықталады.
266. Өндiрiстегi өнiм өндiрудi қарайтын мекеме, әрқашанда өндiрiс жағдайын, бағдармаламадағы және жылына алынып отырған көрсеткіштерді салыстыру арқылы және жоспарға, өнім өндіруге өзгерiстер енгізуге мiндетті.
267. Газ және газконденсат кенiштерiнің игеруiндегi жетiстiктердiң бағалау үшiн инвестицияланып, бағдарлама жоспар және капиталды енгiзу және ол арқылы пайда және пайданы қайта алу негiзi жасалады. Оның түрi мен мазмұны жаңа ресурстарды пайдалану бағдарламасынан бастап кенiштердi жете зерттейтiн бағдарламасына дейiн болуы мүмкiн.
268. Тәжiрибелiк-өндiрiстiк өндiру (5 жыл,) негiзгi өнiм өндiру (20 жыл) бағдарламасын құрастыру кезiнде ресурстары игерудiң кезеңiне байланысты қаражаттық - экономикалық бағалау iске асады. Өнiм өндiрудiң соңына таман техникалық-экономикалық өндiру көрсеткiшi және кенiштi әрi қарай пайдаланудың мүмкiндiгi бағаланады.
269. Бағдарламаның жұмыс iстейтiн уақыты есепке алыну керек. Ол үш мерзімнен тұрады: инвестицияға дейiн, инвестиция және өндiру кезi. 270. Инвестицияға дейiнгi мерзiмде, бағдарлама жинақталады, техникалық-экономикалық тұжырымдар әзiрленедi, маркетингтiк байланыстар орнатылады, инвесторлармен және бағдарламаны жасауға қатысушылар келiссөздер жүргiзедi. 271. Инвестициялық мерзiмi-бұл уақытта құқықтық, қаржылық, құрылымдағы мәселелер шешiледi, олар орнатылады, жұмыс iстейтiндер алынады, оқытылады, өндiрiс және өнiм өндiру iске қосылады. 272. Өндiру мерзiмiнде құрал-жабдықтардың жұмыс iстеу, пайда және маркетинг, өнiм сату проблемалары реттеледi. Қабаттың газ және конденсат беруiн күшейту үшiн кенiште атқарылатын, реттейтiн шаралар. 273. Кенiште газ және конденсат беруiн көбейтетiн, реттейтiн мынандай мiндеттi жұмыстар атқарылады. 274. Бiр қабаттан тұратын кенiш үшiн:
- қабатты құм-тас бөлiнуiн болдырмау, ұңғыларға су конусының енiп кетуiн болдырмау үшiн депрессияны азайтуды газ дебитiн төмендету арқылы тежеу;
- ұңғыдағы өнiмдi, өнiм қабатын қосымша тесу арқылы көбейту ұңғы асты аумағын қышқылмен өңдеу қабатта гидрожарылыс жасау;
- қабатқа айдалатын судың, газдың реагенттердң қозғалыс сызығын реттеу, қысымды ұстау арқылы өнiмдi қабаттан газбен конденсаттың бөлiнуiн көбейту;
275. Көп қабатты кеніштерде реттеу мақсаттары мен мүмкiндiктерi қосымша мыналарды ескеру қажет:
- жекелей өндiрудi немесе себеркердi айдамалау (жабдықтар сенiмдi болса) арқылы қабаттар өткiзгiштiк қасиеттерiнiң әртүрлiлiгiн еске ала отырып өндiрiстiк объектiге бiрiктiру;
- қабаттардың сүзгiштiк ерекшелiгiн ескеруге тиiстi;
- қабатқа келетiн немесе айдалатын суды өндiру ұңғыларында бөлектеу (цементтеу, химиялық реагенттер және басқаларды қолдану арқылы).
276. Өндiрiс кезiнде өндiру қабатында бұрын өндiруге есептелмеген қабаттар қосылyы мүмкiн. Оның ішінде кезеңдегi бұрғымалар немесе барлау жұмыс жалғасып жатқан уақыттарда ашылған жаңа қабаттар. Оларды iске қосуға тек қана төменгi жағдайда рұқсат берiледi:
- қабаттардың геология-өндiрiстiк көрсеткiштерi жақын болса;
- пайдаланудағы ұңғыны газ дебитi шамалы, ал жаңа қабатты iске қосса осы ұңғының дебтiн арттырады;
- қосылып өндiрiлетiн пайдалы компоненттердiң, өлшем бөлiгi азаймайтын болса;
- ұңғыдағы құбыр сыртындағы цемент қосылатын қабаттан жоғары орналасқан және толықтай бөлiнген болса.
277. Барлық реттейтiн шаралар, керектi құрал-жабдықтар және бақылау әдiстерi, бақылаушы органдар жұмысына ыңғайлы болу керек.
278. Реттейтiн жоспарлы шаралар және олардың орындалуы, өндiрудi талдаудың жобаға өзгерiстермен толықтырулар енгiзiлгенде еске алынады.
279. Газ және газконденсат өнiмдерiн ұңғылар арқылы өндiру тәсiлi, геологиялық-техникалық жағдайымен анықталады.
ұңғыдағы жұмыс жасап тұрған дебит және қабат қысым өлшемi;
газдың физика-химиялық және товарлық көрсеткiшi (пар түрiндегi ылғалдың, конденсат, күкiрт қосылған компонент, органикалық қышқылдар, т.б.);
өнiмдi қабаттың және оның үстiңгi жыныстарының физикалық көрсеткiштерi (жоғарғы аномальдық және төменгi аномальдық қабат қысымдары);
ұңғылардың газ өндiрiстiк торы, термодинамикалық жұмыс және гидрат құрылу жағдайлары;
бiр ұңғыдағы өндiрiстiк қабаттар саны және оларды ашу жағдайы;
қабат қысымын газды өндiрiстiк өңдеуге және тұтынушыларға тасымалдауға пайдалану, газ өндейтiн заводқа беру жағдайы.
280. Газ және газконденсат ұңғыларына орналасуына және жыл мезгiлiне байланысты технологиялық режимнiң төмендегiлерiнiң бiрi белгiленедi:
өнiмдi коллектордың бұзылу мүмкiндiгi жағдайына тұрақты қысымградиентiрiнiң өзгертiлуi мүмкiн. Бiрақта әрбiр жағдайда ол өзгеріс тұжырымдалуы керек.
қабаттың ұңғы асты аумағындағы газ сүзгiсiнiң тұрақты жылдамдығы;
өнімдi коллектор булануы мүмкiндiгi жағдайында, ұңғы асты аумағын сазды ерiтiндiден тазалау;
тұрақты депрессия-сулану және су конусы жағдайына байланысты, негiзгi ұңғылардың тұрақты қысымы - ұңғылардың штуцерiнiң қызмет iстеуi және газды өндiрiстiк жағындағы өңдеуге байланысты белгiленген қысымды ұстауға;
тұрақты дебиттi ұстау - шексiздiк болған жағдайда, тек құбырдың оның өткiзгiштiгi есептелмеуi керек. Тұрақты дебит режимi уақыт бойынша ұсталмайды, ол қысымның құлдырауына байланысты өзгереді.
281. Өндiру құбырына кiшi диаметрлi өндiру құбырын жiбермей газ алуға рұқсат етiлмейдi. Тек қана қабаттағы қысымның айдау қысымынан аспағанда құбыр ішiне құм немесе тас жиналмайтын болса, құбыр сырты арқылы колонна iшiмен газ өндiруге болады.
282. Шапшыма шығатын құбыр диаметрi құбыр ішiндегi қысымның құлауына және температураға және құбыр iшiмен газ жүргiзуге керектi пайдалану диаметрiне байланысты болады.
283. Құбыр астындағы сұйықты және механикалық қоқыстарды алу үшiн көбiктенген арынды қосылыстар, кіші диаметрлi құбыр және гидронамикалық дисперегаторлар пайдаланылады.
284. Фонтан арматурасы кез келген жағдайда құбырға жұмыс уақытында тереңдiк өлшем құбырларын жiберуге, және құбыр үстiнде құбыр астындағы қызумен, газ қысымын өлшеуге мүмкiндiк бередi.
285. Жер қойнауын қорғауға: жер қойнауынан мұнай мен газды өндiрудiң толықтығын қамтамасыз ету, ұтымды және жан-жақты пайдалану, жер қойнауының жоғарғы бөлiктерiнiң энергетикалық ахуалының қасиеттерiн, техногендiк процесстердi жер сiлкiну, сырғыма, су басу, топырақтың шөгуiн болдырмайтын жағдайда сақтау; ұңғыларды бұрғылау, жайғастыру және игеру негiзiнде мұнайдың, судың және газдың қабат аралық ағыны әсерiнде; сонымен қоса өндiрiс қалдықтарын және қалдық суларды iске асыруда жер асты су көздерiнiң ластануына жол бермеу.
Жер қойнауын қорғау Қазақстан Республикасының Президентiнiң заң күшi бар "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану жөніндегі Үкiмiне сәйкес қатаң жүргiзiлуге тиiстi.
286. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау шаралары төмендегiлердей ескерiледi:
- жер қойнауын пайдалану Лицензиясында;
- мұнай, газдық және газконденсаттық кен орындарын игерудiң және жайғастырудың жобалау алдындағы және жобалық құжаттарында;
- кен орнын игеру келiсiм-шарттарында;
- ұйымдардың жер қойнауын және қоршаған органы қорғаудың болашақтық және жылдық бағдарламасында;
- табиғатты қорғау шаралары заңдық және нормативтiк актiлердiң талаптарына сәйкес болып, қоршаған орта мен жер қойнауын қорғау жөніндегі мемлекеттiк стандартқа, осы Ережеге сәйкес жүргізiлетін жұмыстардың ерекшелiктерiн негiзге алуға тиiс. Талаптардың сақталуын бақылау ұйымдардың ведомстволық қызметіне жүктеледі.
287. Қоршаған ортаны және жер қойнауын қорғау жер қойнауын пайдаланушылардың бiрiншi басшысына жүктеледi.
288. Жер қойнауын қорғау минералды шикiзатты тиiмдi және жан-жақты пайдалануға жүргiзiлетiн Мемлекеттiк бақылау Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстары және қоршаған ортаны қорғау Министiрлiгiнiң, Геология және жер қойнауын қорғау Комитетiне сондай-ақ мұнай, газ өндiрушiнiң геологиялық және маркшейдерлiк қызметiне жүктеледi. Қазақстан Республикасы Мемлекеттiк жер қойнауын қорғау органының қағидаларын орындау, зерттеу, iздестiру, бұрғылау және мұнай, газ, конденсат кен орнын игеру жұмыстарын жүргiзетiн барлық ұжымдарға мiндетті.
289. Мұнай, газ, конденсат кен орындарын бақылау, бұрғылау және игеру жүргiзетiн кәсiпорындардың табиғи қорғау заңдылықтарының талаптарының орындалуын Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министiрлiгiнiң органдары жүргiзедi.
290. Мұнай, газ, конденсат орындарын игеру инженерлiк-геологиялық, гидрогеологиялық, геоэкологиялық және басқа да зерттеулердiң қорытындылары негiзiнде жүргiзіледi. Қосымша жүргiзiлетiн жұмыстардың қажеттiлiгiн табиғатты қорғау нормативтерiне сәйкес келетiн құжаттары негiзiнде жобалау ұжымдары анықтайды.
291. Мұнай, газ, конденсат орындарында жүргiзiлетiн зерттеу бұрғылау, игеру жұмыстар технологиясы мен қосылатын химиялық өнiмдерi экологиялық талапқа сай келген жағдайда ғана жүзеге асырылады; оның iшiнде жоғары сапалы технология мен жабдық, күкiртқышқылының деңгейi Қазақстан Республикасы мен дүние жүзiлiк деңгейге сәйкес келсе.
292. Мұнай өнеркәсiбiне байланысты жүргiзiлетiн жобалау құжаттары қоршаған ортаға тигiзетiн әсерiне қарай Табиғи ресурстары және қоршаған ортаны қорғау Министiрлiгiнде мемлекеттік сараптамадан өтуге тиiс.

Кен орындарын бұрғылауда жер қойнауын және қоршаған ортаны
қорғау.

293. Мұнай, газ, газконденсатын кен орындарын зерттеу, бұрғылау жұмыстары туғызатын экология жағынан қауіпті жұмыстар:
жер бедері, ұңғыны және басқа ғимараттарды орнату кезiнде табиғи ландшафтар бұзылады; грунттар, табандар, жер асты су қабаттары, су қоймалары химиялық заттармен ластану; атмосфералық ауа ұңғыны бұрғылау кезінде химиялық заттармен және реагенттермен, ал ұңғыны сынау кезінде табиғи заттармен ластану; су ресурстары пайдаланудан алынады; геологиялық экзогендық процесстердiң (термокарст, термоэрозия, шөгу т.б.) температуралық режимi бұзылумен бiрге бұрғы алаңында техногендiк жағдайларда осы процесстердiң терiс бiлінуi мүмкiн (ашық атқылау, грифон пайда болуы, ұңғының қабырғалары опырылуы), жер бетiнен жойылған ұңғылардан флюид шығуы және қабаттар арасында флюид ағындысы болған жағдайда жер қойнауы мен қоршаған табиғи орта ластанады.
294. Қоршаған ортаға зиян келтiретiн негiзгi көздер:
ұңғыны бұрғылау кезiнде; бұрғы және цемент ерiтiндiлерiн химиялық дәнекермен дайындау қондырмалары (суқұйын, дiрiлдек елек), айналу жүйесі; сорап қондырмасы; ұңғы сағасы; жуу сұйықтығын сақтайтын қосалқы қамбалар, бұрғылау қалдықтары (қойыртпақ, ағысын сулар, бұрғы ерiтiндiсi) жанар-жағармай және олардың қамбасы, бұрғылау мен тампонаж ерітіндiлерiн дайындайтын химиялық заттар, пайдаланған сулар басқа да қалдықтар; ұңғыларды сынау кезiнде: құбырдың сыртындағы кеңiстiкпен кигiзбе құбырлардың ақаулықтар арқылы комплекс арасындағы ағындысы, атқылау арматурасы, жандыру қондырғысы, мұнай, газ, конденсат минералданған қабат суы, ұңғыдағы апат кезiндегi лақтыру өнiмдерi (қабат, флюидтар, тампонаж ерiтiндiсi) ұңғыларды консервация және жою кезiнде; кигiзбе құбырлар, атқылау арматурасы, жоғарғы қысымды жапқыш, қайта шапшылағанда қабаттың үгiлуi, газбен қабаттың судың газ бүркемесiнiң шығуы мұнай, газ, конденсат, минералданған су.
295. Ұңғылардың берiктiгi, технологиялық қауіпсiздiк жағынан қоршаған ортаға зиян келмейтiндей деңгейде болуы керек, ол үшiн ұңғылар көп жылға төзiмдi, сапасы жоғары, жер бетiнен белгiленген төмендiкте орнатылуы стандартқа сәйкес келуi керек.
296. Ұңғыларды бұрғылау электродвигательдерiн пайдалану арқылы жүргiзiледi. Егер бұрғылау жұмыстары дизельгенератор немесе дизель арқылы атқарылса атмосфераға шығарылатын газдар аз деңгейде болуы қажет.
297. Бұрғылау қондырғының орнын орналастыру жердiң құлдилау деңгейi, пайдаланған судың тұндырғыш қамбасына ағуын, жер асты деңгейiн, қорғау аймағының болуы, аймақтың сейсмикалық қауiпсiздiк, аэроғарыштық iшуге жарайтын су көзіне және балық шаруашылық қоймаларына жақындығын еске ала отырып, жобаланған бұрғылау қондырғыны орналастырылады.
298. Бұрғылау жұмыстарын жүргiзбес бұрын бу өткiзу жолдарын, айналу жүйесiн, бұрғы ерiтiндiсiн дайындау, және тазарту блоктары, химиялық реагенттер сақтау қоймалары, бұрғылау мұнараның орны, ағу мүмкіндігі бар жанар-жағармай қоймасы тағы да басқа улы заттар ғимараттарды тексерiлiп, жұмысқа жарайтын дәрежеге келтiрiлуi қажет.
299. Жағалауда тұрған қорғау аймақтарында жүргiзiлетін бұрғылау жұмыстары арнайы рұқсатпен жүзеге асырылады. Рұқсат табиғатты қорғау органдарымен бекiтілген тәртiп бойынша беріледi, ол сутартқыш қорғау аймағының және қорық шегiндегi осы жұмыстар Қазақстан Республикасының заң және нормативтiк құжаттармен реттеледi.
300. Су апаттарыыың қаупi бар жерлерде жұмыстар арнайы жобамен жүргiзiледi.
301. Ауыл шаруашылығына пайдаланылатын құнарлығы жоғары жерлерде, бұрғылау жабдықтарды құруға дайындау кезiнде, болашақта бүлiнетiн жердi қалпына келтiру үшiн, құнарлығы жоғары жер қабаты алынып, бөлек сақталынады.
302. Ұңғыларды орнатуға белгіленген шегiндегi жерлерде өсiмдiктерге және жер бетiне зиян келтiруге тиым салынады.
303. Бұрғылау жұмыстары кезiнде шығындылардың бұрғылау аймағының жер бетiне түспес үшiн және улы заттармен табиғи обьектiлер ластанбау үшiн, жолды жинау, сақтау, инженерлiк жүйе мен технологиялық алаңды гидроизоляциялау қолданылады.
304. Ұңғының құрылысы амбарсыз мүмкiндiк негiзiнде жүзеге асырылуы тиiс. Құйма амбарларының құрылысы Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау Министiрлiгiнiң келiсумен жүзеге асырылады. Айрықша табиғи аймақта жүргiзiлетiн болса, амбарсыз мүмкiндiк қолдану керек.
305. Бұрынғы және канализациялық шығындыларды су қоймаларына, жер асты сулы қабаттарына ағызуға тиым салынады. Мемлекеттiк бақылау органдарының рұқсаты бойынша бұрғылауды, пайдаланған суларды, тұзсыз және бальнеологиялық суы жоқ, жер асты қабатына айдауға болады.
306. Бұрғылау ерiтiндiлерiн пайдалануға сулары қолданылған бұрғылау ерiтiндiлердi, суларды және бұрғы үгiндi жиынтықтарды, қайтара қолдану үшін немесе белгiленген талаптарға сәйкес қоршаған ортаға қайтару үшiн, утилизациямен, бейтараптандыру жұмыстары жүргiзiледi.
307. Iшуге, шаруашылыққа қолдануға болатын су қабаттары бар жерлерде бұрғылау жұмыстары жүргiзiлгенде бұрғы және цемент ерiтiндiсiн дайындайтын химиялық реагенттердiң токсикологиялық сипаттамалары Денсаулық сақтау, бiлiм және спорт министрлiгi мен Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министiрлiгiнiң органдарымен келiсiмге келуге тиiстi. Сулы қабаттардың аралығы тұйықталуға тиісті.
308. Жер қабатының құрамында iшуге шаруашылыққа пайдалануға жарамды суы бар жерлерде бұрғылау жұмыстары кезiнде (жұтылу кезiнде) қосындыларды және т.б. жер қабатына құюға тиым салынады.
Ондай жағдайда тез қататын қоспалар, әр түрлi құрылғы және технологиялық процестер, сондай-ақ бұрғылаудағы көбiктi, аэрированды ерiтiндiлер және басқалар қолданылады.
309. Ұңғыларды сынау алдындағы тексерiліп, қамтамасыз етiлетiндер: берiктiлiгi және шығу жүйесiнiң сенiмдiлiгi, сынау ұңғыларының өнiмдердi бөлу қоңдырғысы, мұнай қоймаларының судан оқшаулануы, өлшеу құрылысы, сиымдылықтар, факелдер, айырғыштың алаңқайы және оның қоршауы.
310. Ұңғыларды сынау барысындағы өндiрiлген мұнай, минералданған су сиымдылыққа жиналып, белгiленген жерлерге келiсiлiп жөнелтiледi.
311. Кен орнын игеруге дайындау кезiнде барлық мұнайгаз қабаттарында судың бар екендiгi сынамаланады, сынамалау кезiнде жер қабатынан алынған су химиялық, газдық құрамына қарай тексерiледi, судың шығу көзi анықталады, оқшаулау жұмысынан кейiн керек жағдайда қайтадан сынамалау жүргiзiледi.
312. Пайдалану құбырының сыртындағы цемент ерiтiндiсiнiң көтерiлу биiктiгi жер қойнауын қорғау талабына және игеру жобасына сәйкес болса онда ұңғыларды игеру және сынамалау жұмыстары жүргiзiледi.
313. Жоғарғы қысымды, атқылау және шапшылау қаупi бар қабаттарды ашқанда, ұңғының сағасы атқылауға қарсы қондырғылармен жабдықталады, ал бұрғылау техникалық жобаға сәйкес, жуу сұйықтығын қолдану арқылы жүргізіледi.
314. Күкiрттiсутегi қабаттар бұрғының және қызметшiлердiң дайындығы тексерiлгеннен кейiн ашылады, жұмысшыларға, жақын жердегі елді-мекенге зияны бар мұнай мен газ атқылауын болдырмау және одан қорғау шаралардың орындалуын тексеру, өндiрiске жауапты басшыға жүктеледi.
315. Мұнай, газ атқылай бастағанда ұңғының сағасы берiктеледi де және ары қарай апатты жою жоспары бойынша жүргiзіледi.
316. Ұңғыда күкiрттiсутегi бар болған жағдайда бұрғылау ерiтiндiлерi, күкiрттiсутегi бейтараптандырғышпен өңделедi.
317. Өнімдi пайдалануға мүмкiндiк болмаған жағдайда, барлау және пайдалану ұңғыларды игеруге, зерттеуге бейтараптандырғышсызды қолдануға және газды ауаға жағуға тыйым салынады.
318. Құрамында күкiрттiсутегi бар қабат өнiмдерi ауаға жанған жағдайда, ауыл-шаруашылық объектiсiнде, елдi-мекендерде санитарлық мөлшерден аспауы керек.
319. Ұңғыны игеру және гидродинамикалық зерттеуден кейiн, аймақтық ауа құрамында күкiрттiсутегiнi бар екендiгi және саға арматурасының берiктiлiгi тексерiледi.
320. Мұнай, газдың атқылауы бiлiне бастағанда ұңғыларды жөндеу жұмыстары тоқтатылып, екiншi қайтара сұйықпен бастырылады.
321. Ұңғылардағы бұрғылау жұмыстары, техникалық жағдайларға байланысты аяқталмаған кезде бұрғыланған деңгейде мұнай, газ, су қабаты анықталса, онда сол қабаттардың арасында бiр-бiрiншi құйылмау үшін оқшаулау жұмысы жүргізіледі.
322. Бұрғылау жұмыстарында қосындылар (извест-битум, инвертно-эмульсия) қолданғанда, қоршаған ауаның ластанбауына жағдай жасалады. Қоршаған ауаны ластанбауын бақылау үшiн ротордың маңайы, қосындылар жасайтын блокта және сораптар бөлесiнде тексерулер жүргiзiледi, ал қоршаған ауаның ластануына жол берiлгенде оны тез арада жою қолға алынады.
323. Ашық атқылауда және оны тоқтату жұмыстары, белгiленген тәртiппен арнайы жоспар бойынша жүргiзiледi.
324. Бұрғылау қондырғысының бөлмесi сорғыш желдеткiштерiмен жабдықталып, күкiртсутегi мүмкiн концентрациясына жеткенде датчик арқылы қосылады. Бұрғылау қондырғысының бөлмесi желдеткiштермен жабдықталған жағдайда жұмыс кестесi Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар Агентствосымен келiсiлiп жүзеге асады. 325. Тасбаған қойыртпақ басқа да қалдықтар жанып кетпеу және адамдарды уландырмау мақсатында, келiсiлген жоба бойынша және жергiлiктi санитарлық бақылау, табиғатты қорғау, өрт қаупiсiздiгiн қорғау органдарымен келiсiлiп жерге көмiледi. 326. Ұңғыларды iске қосу, экологиялық барлық талаптарға сәйкес келген жағдайда жүзеге асырылады. 327. Бұрғылау, ұңғыларды игеру жабдықтарды бөлшектеу жұмыстары аяқталған соң, жер бетiн қалпына келтiру, жобалау шешіміне сәйкес жүргізіледі. Кен орындарды игеруде жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау 328. Мұнай, газконденсат игеру барысында қоршаған табиғи орта мен жер қойнауына мыналар (техногендiк) әсер етедi: ауыл шаруашылығындағы жер ресурстар қолданудан шығуы; өндiрiске ауыз суын қолдану; мұнаймен қатар шығатын газдың ауада жануы; кәсіпшiлiк маңындағы үйiндiлердiң пайда болуы; апат жағдайда төгілген мұнай мен қабаттық сулар; мұнаймен қатар шығатын жоғары минералданған қабаттық суларды жұту қабаттарына құю; қабаттар арасындағы мұнай құйылымының нәтижесiнде жер қойнауы мен жарасты суларының ластануы.
329. Мұнай, газ, газконденсат кен орнындарын игеру кезiндегi ең ластаушы көздер: саға арматурасындағы тығырықтың тығыздығы, сораптар, факель қосындыларын, жағу жапқыш, мұнай буынан және суда жанған газдардың өнiмi, химиялық реагенттер, қабаттық су өндiрiстiк қалдықтар және т.б.
330. Ең шеткi пайдалану ұңғысынан және мұнай, газ кен орындарының әр обьектiсiн санитарлық-қорғау аймағы белгіленедi, олардың өлшемi қазiргi санитарлық мөлшермен анықталады. Мұнай, газ және газконденсат кен орындарының құрамында күкiрт сутегi бар болған жағдайда оның санитарлық-қорғау аймағы, апат лақтыру көлемi және күкiрт сутегiнiң жайылу жағдайына байланысты анықталады.
331. Сейсмикалық әрекеттердiң нақты ошағын айқындау үшiн және зерттеу заңдылығын, оның уақытында кеңiстiкте жылжуын, жер сiлкiнiсiнiң механизмiн анықтау үшiн, сейсмоәрекеттiк берiктiк аймағын және бетiнен шөгу мүмкiндiгін анықтау мақсатында, игеру кен орындардың сейсмикалық және геодинамикалық режимiнің жағдайы қаралуы керек.
332. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын өнеркәсiптік игеру тек қана мұнаймен қатар шығарылған газ, қолданылған жағдайда немесе уақытша сақтау мақсатында арнаулы жер асты қоймаларына айдалады, бiрақ олар игеруде немесе игеруге дайын мұнай қабатында болуы керек.
333. Мұнайды және мұнайгазды өнеркәсiптiк игеру кезінде мұнаймен қатар өндiрiлген газконденсат, бағалы iлеспе компоненттер, су көлемiнде жиналуы және қолданылуы бекiтілген технологиялық құжатқа байланысты қамтамасыз етiледi. Мұнай кен орнын өнеркәсiптiк игеру, тек қана мұнай газын жинау және тиiмдi пайдаланған жағдайда бекiтуге қабылданады. Ауаға жанатын мұнайгазын, тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк кен орнында, белгiлi бiр уақытта мемлекеттiк орындармен келiсiлiп рұқсат берiледi. Құрамында күкiртсутегi бар газды жақпай немесе бейтараптандырмай ауаға шығаруға тиым салынады.
Технологиялық аппаратта және сиымдылықта газды лақтыру, жұмысшы және қосымша қорғаушы клапандарда факель жүйесiмен шығарылады.
334. Мұнай және газда меркаптандар құрамын анықтайтын жұмыстар жүргiзiледi және меркаптандардан газдың тиiмдi тазартылуы қамтамасыз етiледi.
335. Өндiру және айдамалау ұңғыларының пайдаланумен, игеруiн, мұнай мен газдың ашық атқылауға, қабатқа айдалынатын судың шығын болуына жол бермеу үшiн қажеттi дәрежеде жабдықтаумен жүргiзiледi.
336. Айдамалаушы және өндiрушi ұңғыларының пайдалану құбырларына ақау болуына, құбыр сыртындағы цемент тастарының жоқ болуына, фланецттiк қосындылардың өткiзуi және тағы басқаларына тиым салынады. Ақауы бар ұңғыларды пайдалану тек қана Қазақстан Республикасының төтенше жағдай жөнiндегi Агентствосының жергiлiктi органының рұқсатымен жүргiзiледi.
337. Ұңғылар қорын жандандыру жөнiнде, шараларды орындай отырып, жоюға кететiн ақауы бар ұңғылардың құбыр сыртындағы көтерiлмеген цементiнiң, немесе, қосалқы ұңғының конструкциясының берiктiлiгi қарастырылады.
338. Жаңа мұнай, газ кен орындарында үдемелi тұрғыдан өндiру, экспериментальды тексеруден өткен соң, тәжiрибелiк түрде жүзеге асады, оның процестегi негiзгi параметрi және ұңғының цемент сақинасы, құбырлардың бүтiндiгi қамтамасыз етiледi.
339. Мұнай, газ кен орындарында, кенiштiң геологиялық құрылымы және гидрогеологиялық жағдайы зерттелгенде химреагенттi қолдану қарастырылады.
340. Ұңғыларды зерттегенде, негiзгi технологиялық операцияны, жөндеуге дайындағанда химреагенттi және мұнайдың төгiлiп, ысырап болуының алдын алу шаралары қолданылады, бұзылған тексерiлмеген бекiттiк-реттеуiш аспабы, механизмдiк агрегаттарды қолдануға, пайдалану құбырларының берiксiздiгiне жол берiлмейдi.
341. Қабатқа ингебиторлық тұз шөгiндiлерiн және парфиншөгiнділерін екпiндi әсерi арғақты заттардың жер үстiне тасып төгiлуiне жол бермеу үшiн арнайы техника қолданылуы қажет.
342. Бұрғыланған ұңғыны кейiн iске қосарда қондырғыны жер асты және жаппай жөндеу жүргiзерде сұйық заттың шапшылап шықпауын болдырмау үшiн үстiңгi саға бөлiгiн жабық түрде ұстау қажет.
343. Өндiру ұңғысын сумен толтыру кезiнде, оны қадағалаудан басқа, қондырғыға су келу себебiн, су кiрген орнын, қанша тереңдiкте жатқандығын анықтау мақсатында арнайы геофизикалық, гидрогеологиялық зерттеулер жүргiзу қажет.
Ұңғыны өндiруден шығару мәселесi мұнай өндiру тиiмдiлiгiн әрi қарай пайдалануды анықтау негiзiнде орындалады.
344. Кен өндiру кезiнде жер астында қабат аралық мұнай, газ және су ағымының белгiсi байқалып, жер қойнауындағы мұнай мен газдың қайтарымсыз жоғалу жолының себебiн анықтайды. Қабаттағы ағындардың ретсiз қозғалысын жоюуы қажет.
345. Газды дайындаудың кешiндi қондырғыларына қосылған өндiру ұңғыларын тексеру газды атқылайтын, ауада жандырмайтын бақылау сепараторларын пайдалану арқылы жүргiзiлуi қажет.
346. Қабат қысымын қолдау системасының сенiмдiлiгiн арттыруда шара қолданылады. Жұмыс iстегенiне бiраз болған, пайдаланудағы су жерлерiн ауыстыру қамтамасыз етiледi және ағын су айдайтын барлық су жүйелерi ингибиторлық, келтiрiлетiн су жүйелерi электрохимиялық әдiспен қорғалады.
347. Мұнаймен қоса шығарылған қабаттық сулар белгiленген межеге сәйкес қалқыма қатты заттардан, мұнай өнiмдерiнен тазартылып, қабат қысымын сақтау жүйелерiнде немесе жер астының жұтымдық қабаттарына қайта айдалады. Керектi жағдайда, өнiмдi қабаттарға жiбередi, мұнай мен судың күкiрттiсутегi мен зиянданбау үшiн антисептиктермен өңделедi.
348. Қабат суларын өңiрлерiне, жер бетi су көздерiне ағызуға, жер асты суларын былғайтын болса жер қабаттарына айдауға тиым салынады. Сондай-ақ құрамында күкiрттi сутегi бар сұйықтарды ашық су жолдарына зиянсыздырмай ағызуға болмайды. Құрамында күкiрттi сутегi көп болатын қабат сулары өңделiп, жабық ыдыстарда сақталуы керек.
349. Өндiрiстiк ағындарды жер астында, жерлеу, айдамалау ұңғылары арқылы ауыз су ретiнде шаруашылықта және емдеу үшiн пайдалануға болмайтын суы жоқ тұйықталған қабаттарға жіберілуі керек.
350. Өндiрiстiк ағындарды жұтымды қабатта "жерлеу" басқадай шешiм болмаған жағдайда ғана болады. Олар:
жатымды суландырмай алғанда, өндiрудiң бастапқы кезiнде, суландыру жүйесi салынбаған уақытта өндiрiстiк ағым мөлшерi шамалы болғанда;
өндiрiстiк ағымның жобада қаралған мөлшерден артық болып, басқа кен орындарына тасымалдауы тиiмсiз болғанда;
қабатты сулар гидроминеральды шикiзат есебiнде қаралса;
мұнайды кеніштi өлшеу қондырғысында пайда болған өндiрiстiк ағымдарды тазалаудың технологиясының күрделi болуы.
351. Өнеркәсiптiк сарқынды суларды тереңдетiп көму үшiп арнайы полигон салынады, оның аумағында қалдықтарды жинау мен жеткiзуге (шығарып тастауға), олардың жер қойнауындағы жай-күйi мен миграциясын бақылауға арналған жергiлiктi және жер астылық ғимараттар кешенi орналасады.
352. Аумағы шағын сұйық қалдықтар үшiн геологиялық қолайлы жағдайда, қабатты гидравикалық жаруды пайдалана отырып тереңдетiп көму тәсілiн жүргiзуге болады, онда нашар өткiзгiштiктi жыныстар шомбалында жасанды жарықтар пайда болып, оларды айдау процессiнде қалдықтармен толтыруға болады.
353. Тереңдетiп "көмудiң" қауiпсiздiгi мыналармен анықталынады:
жер қойнауындағы геологиялық ортаның қасиеттерiмен, геохимиялық және физика-химиялық процестермен, сондай-ақ оларға айдалатын қалдықтардың технологиялық ықпалдарымен;
жинағыштарды немесе тау жыныстарындағы жасанды сыйымдылықтарды өнеркәсiптiк қалдықтармен толтыру технологиясымен;
инженерлiк ғимараттардың және бақылау жүйесiнiң жай-күйiмен.
354. Өндiрiстiк сұйық қалдықтарды, көму сарқынды суларды ағызу Қазақстан Републикасының Президент Yкiмiнiң "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану" және Қазақстан Республикасының "Қоршаған ортаны қорғау" заңдарымен реттеледi.
355. Өндiру кәсіпшілiгi аумағында мұнай қойыртпағы қоймаларын орналастыруға тыйым салынады. Қойыртпақ жинағыштар iшiндегi заттар өңделуге немесе пайдалануға ысырылып, жойылған қоймалардың орналасқан жерлерi қайта өңделiп бастапқы қалпына келтiрiледi.
356. Ұңғылардың техникалық жай-күйi жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау талаптарына сәйкес келуi тұрғысында ұдайы зерттеліп отыру тиіс.
357. Ұйым объектiнiң пайдалану, тоқтатылу және таратылу сатыларындағы берiк сенiмдiлiгiн, қауiпсiздiгiн қамтамасыз ету үшiн толық жауаптылықта болады.
358. Ұйым ұңғылардың инженерлiк торы арқылы ыза сулары жай-күйiне (кен орны шектемесiнiң ұзына бойынша), сондай-ақ қоңыртпақ жинағыштар орналасқан ауданда бақылау жүргiзедi.
359. Кенi алынып бiткен жер учаскiлерi жердi пайдаланушыларға тапсырылуға тиiс.
360. Жарылыс, өрт болу қаупi бар объектілерге болуы ықтимал апаттан жою жоспары жасалады, онда ерекше жағдайларды ескере отырып, апаттарды болдырмауға және болып қалған апаттарға қарсы қызметшiлер тарапынан көрсетiлетiн жедел iс-қимылдар қарастырылуы қажет, өртену немесе жарылу сияқты апаттарды болдырмау шараларын қолдану керек.

11. Мұнай және газ кен орындарын игеру және ұңғыларды
пайдалану бойынша құжаттама жүргiзу

361. Мұнай және газ кен орындарын игеру және ұңғыларды пайдалану жөнiндегi құжаттама мұнай өндiру өнеркәсiбiн ұйымының барлық бөлiмшелерiнде ақпаратты жүйелеу және сақтау мақсатында жүргізiледі, ол мыналар үшiн қажет:
кен орындарын игерудiң техникалық-экономикалық көрсеткiштерiн жоспарлауға (келешектiк және жеделдiк) және жоспарларды орындау бойынша есеп беру құжаттарын жасауға;
мұнай кен орындарын игерудi жобалауға;
шоғырларды (обьектiлердi) игеру жүйелерiнiң сондай-ақ мұнай және газ өндiру процесінде пайдаланатын жекеленген ұңғылар, қондырғылар және жабдықтар жұмысының тиiмдiлігiн арттыруға бағытталған шараларды негiздеуге және жоспарлауға шоғырларды (объектiлердi) игерудi бақылауға және талдауға, игеру процесiн жетілдiру және реттеу шараларының тиiмдiлiгiн бағалауға;
жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау жөніндегі шаралардың тиiмдiлiгiн жоспарлауға және бақылауға.
362. Басқару бөлімшелері жүргiзетiн құжаттама белгiленген бiрiңғаЙ қалыптарға сәйкес болуы және автоматтандырылған басқару жүйелерінің талаптарын қанағаттандыруы қажет. 363. Түрлерiне қарай құжаттама бастапқы, жинақталған және жалпыланған болып тiктеледi. 364. Бастапқы құжаттамаға кiретiн материалдар: мұнай мен газ өндiру процесiнiң технологиясына қатысты түрлi-түрлi өлшеулердiң және зерттеулердiң шынайы деректерi, мұнай газ кәсiпшiлiгi ұңғыларында және басқа обьектерiнде түрлi жұмыстар жүргiзiлгендiгi туралы актiлер (олар тiкелей тиесiлi жұмыстар жүргізiлген цехтарда және бригадаларда, ұңғылардың жер асты және күрделi жөндеулер, ғылыми зерттеулер, лабораториялық жұмыстары туралы). Бастапқы негiзгi құжаттарға жататындар: тасбаған (керн) сипатталған материалдар; қабаттардың жинағыштық қасиеттерiн және өлшемдерiн айқындау деректерi; мұнайдың, судың және газдың лабораториялық талдаулар нәтижелерi; қабаттардың литологиялық-фациалдық (тасбеттiк) зерттеулерiнiң деректерi; ұңғылар өнiмiн және сығымдап шығаратын себепкердi айдау өлшеулерiнің журналы;
ұңғылардың жұмысы туралы тәулiктiк рапорт немесе телемеханика жүйесi бойынша алынған ұңғылардың жұмысы туралы мәлiметтер;
ұңғыларды гидродинамикалық және геофизикалық зерттеулердiң деректерi (қабаттың және ұңғы түбiнiң қысымдары, ағыс, жұту, температура профилдерi және басқалар);
ұңғы түптерінің тереңдiгiн өлшеу және оларды тазалау жұмыстары бойынша нәтижелер;
ұңғыларды тесiктеу туралы актiлер;
ұңғылардың жер астылық және күрделi жөндеулерi туралы актілер мен материалдар;
ұңғы аумағында жүргізілген өзге де жұмыстар туралы актілер мен материалдар (қайтарым, қосып ату, қабаттың ұңғы түбiлiк аймағына ықпал жасау т.б.);
барлау жүргiзген, ұңғылар бұрғылаған, қорлар санаған және с.с. ұйымдардан алынған материалдар.
365. Жинақталған құжаттамада бастапқы құжаттамадағы ақпарат жүйеленедi және бiрiктiрiледi және мұнай мен газ өндiретiн цехтар да, жұмыстардың жүргiзiлуiн ғылыми түрде зерттейтiн цехтар да, орталық, ғылыми-зерттеулiк лабораторияларда және басқа ұйымдарда толтырылады. Жинақталған құжаттардың негiзгiлерiне жататындар:
құжаттардың iсi (паспорт, өндiрушi және айдамалаушы ұңғылардың кәртiшкелерi, ұңғыларды зерттеу кәртiшкелерi) технологиялық режимдер мұнай, газ,су алудың, суланудың, ұңғылардың жұмыс уақыты есебiнiң ведомостiлер жиынтығы, каталогтар, кестелер, сызбалар, диаграммалар. 366. Жалпыланған құжаттамада iрiлендiрiлген обьектiлер және көрсеткiштер бойынша өңделген бастапқы ақпарат болады және түрлi бөлiмшелерде (мұнай мен газ өндiру цехында, жұмыстарды жүргiзудi ғылыми түрде зерттейтiн цехта мұнайгазөндіру ұйымдарында, ғылыми-зерттеу, жобалау институтында және басқаларда толтырылады, жалпыланған құжаттаманың негізгі материалдарына жататындар: мұнайгаз өндіру ұйымының паспорты; қорлар құрылымының каталогы; геологиялық есеп берулер; ұңғылар қорының жай-күйі және қозғалысы; кен орнының (шоғырдың, объектінің) паспорты; геологиялық профильдер және карталар (құрылымдық, игерудің, изобарлардың, қорлардың бөлінуі және басқалар); Қазақстан Республикасының мемлекеттік органдарына ұсыну үшін есеп беру формалары. 367. Құжаттарды жүргізудің жауаптылығы мұнайгазөндіруші ұйымдарға жүктеледі. Үшінші бөлім Қазақстан Республикасында жер асты сулары кен орындарын пайдалану кезіндегі жер қойнауын қорғаудың бірыңғай ережелері
368. Осы ереже жер асты суларын игеруге дайындау және игеру кезеңінде, жер асты суларын алуға арналған объектілерін жобалау, салу, салуын өзгерту, пайдалану, жою және уақытша тоқтау кезеңдерінде және де қатты кен орындарын игеру кезеңіндегі шығатын сулардың жағдайы мен сапасына кендердің әсер етуіне қорытып айтқанда Ереже жер асты суын игерудің барлық кезеңдерінде қолданылады.
369. Ереже қолданылатын терминдер мен анықтамалар мағынасы:
су-қабылдағыш дегеніміз - гидротехникалық ғимараттардың кешені және су объектісінен суды алуға арналған қондырғы:
судың ластануы - физикалық, химиялық немесе биологиялық қасиеттерінің өзгеруі нәтижесінде судың тұрмыс тіршілігіне, өндіріске, ауыл шаруашылығына, балық шаруашылығына және басқа да мақсаттарға пайдалануға жарамсыз болып қалуы;
судың тартылуы - тұрақты қордың азаюы және жер асты суының сапасының төмендеуі;
суды қорғау - судың ластануына, бітеліп қалуына және Су объектілерінің тартылып қалуына жол бермеуге бағытталған экономикалық, құқықтық және де басқа да ұйымдастырушылық шаралардың жүйесі.
шайынды сулар - тұрмыста және өндіріске күнделікті адам өмірінде қолданғаннан кейін жарамсыз немесе елді мекен жерлері мен өндірістік ұйымдар аймағынан шығарылуға жататын ластанған сулар.
370. Жер асты суларын өндіруге жер қойнауын пайдалану құқығы (жер асты суларын пайдалану), (жер асты суларын өз қажетіне пайдалану кезіндегі жерді пайдалану туралы уақытша шарттар) бойынша Лицензия негізінде және айналадағы ортаны қорғау және басқа да су ресурстары басқармасы органдарының келісімі болғанда беріледі.
Жер асты суын өндіруге Лицензия немесе біріктірілген лицензия (барлауға және өндіруге) жер қойнауының бір бөлігіне (кен орнына) сонымен бірге Лицензияға қосымша болатын кен, (геология) жер бөлігі беріледі.
Жер асты суларын өз қажетіне өндіруде жер қойнауын пайдалану құқығы жер асты суы бар жер тілімін берумен бір уақытта жүргізіледі.
Жер асты суын өз қажетіне пайдалану жағдайы жер бөлігін уақытша пайдалануға бергенде жерді уақытша пайдалану шартында ескерілуі қажет.
371. Жер асты суын өндіру Лицензиясына және жер қойнауының негізгі талаптарына сәйкес жер қойнауын пайдаланушылардың жер асты суының пайдаланған кен қорларын мемлекеттік сараптаудан өткiзгеннен кейін Қазақстан Респуликасының инвестициялар жөнiндегi агенттiгiмен келiсiм-шарт жасасады. Келiсiм-шартқа қол қойғанға дейiн міндеттi түрде, Қазақстан Республикасының табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiмен, Энергетика, индустрия және сауда министрлiгiмен, Мемлекеттiк кiрiс министрлiгiмен, Денсаулық сақтау, бiлiм және спорт министрлiгiмен келiсiмге келедi.
372. Мемлекеттiк органдардың су ресурстары басқармасының қоршаған табиғи ортаны қорғау, денсаулық сақтау, тазалық сақтау, жер қойнауын қорғау және тау-кен орнын бақылау, техникалық жобалау (технологиялық сызба) орындармен келiсiмiсiз Лицензия және Келiсiм-шарт иелерiне жер қойнауын пайдаланушыларға жер асты суының кен орнын өндiруге рұқсат етiлмейдi.
Жер асты суының кен көзiн өндiруге рұқсат жер қойнауын пайдаланушыда Лицензия және Келiсiм-шарты болғанда, сонымен қатар мына төмендегi көрсетiлген құжаттар болғанда берiледi:
бекiтiлген қорлардың хаттамасы (мемлекеттiк сараптау қорытындысы);
бекiтiлген техникалық жоба (техника-экономикалық негiздеу) мен құрылыстағы жаңа кеңейтулердiң жобалау мәлiметтерiндегi құжаттарды, қайта жаңартулар мен су шаруашылық обьектiлерiнде жасалған техникалық жарақтандырулар және мемлекеттiк экологиялық сараптау қорытындысымен жер асты суының көзiн аршу;
кен бөлінiсi актiсi;
жердi пайдалану құқығы берiлгені туралы мемлекеттiк акт;
су шаруашылық объектiлерiн қабылдау немесе ол объекттiң бiр пайдалану кезегiн пайдалану туралы комиссия актiсi;
жер асты суын паЙдаланудың бекітілген рәсiмi және тазалық сақтау шараларының жоспары;
жолай пайдалы құраштарды ұстайтын өндiрiсте және жылу энергетикада пайдаланатын сулардың технологиялық қасиеттерiн: емдiк минералды сулардың бальнеологиялық қасиеттерiн және санитарлық сипаттамасын, ыстық сумен қамтамасыз ету үшiн қолданылатын жылуэнергетикалық суларды ядролық-физикалық, изотоптық, индикаторлық, гидрогеотермиялық және тағы басқа зерттеудiң сол сияқты жер асты суларынан негiзгi және олармен қосымша құраштарды бөлектеп алуға арналған зерттеулердiң қорытындысына сипаттайтын мамандандырылған ұйымдардың есебiн берудi жер асты сулары көздерiн өндіру мүмкін болады;
373. Кен орнын қазып алуда, сумен қамтамасыз ету үшiн, құрылыс салу кезiнде немесе құрылыстарды судың зияннан сақтауда және де жер суару құрылыстары мен арық жүйелерінен жер асты суларын пайдалану, Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығы министрлiгiнiң Су қоры комитетiнiң органының келiсiмiмен берiлген және Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнiң Геология және жер қойнауын қорғау комитетiнің арнайы рұқсаты болғанда ғана iске асады.
374. Жер асты сулары кен орнын игеру жобасы мен технологиялық сызбасын аттестацияланған, су кен орындарын игеру жобаларын жасауға лицензиясы бар мамандандырылған гидрогеологиялық және жобалық ұйым орындауы керек. Жасалған жоба су пайдаланушының Лицензиясы болған жағдайда Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөнiндегi агенттiгінің органының келiсiмiмен тәртiп бойынша бекiтiледi.
375. Жоба (технологиялық сызба) жер асты суларын өндiрудiң негiзгi құжаты болып табылады және жер асты сулары кен орнын игеру соның негiзiнде, соған сәйкес жүзеге асырылады.
376. Жер асты суларын өндiрудiң жағдайын жақсартуға бағытталған, қосымшалар мен өзгерiстердi бекiтiлген жобаға енгiзу жобаны жасаған ұйымының, Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөнiндегi агенттiгiнiң органының және Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнің жер қойнауын қорғау органының келiсiмiмен жүргiзiлуi керек.
377. Жер қойнауын пайдаланушылар жер асты суларын жаңа тәсiлдерін, қолданылып отырған әдiстер мен технологиялық сызбаны, технологиялық жабдықтарды, бақылау жүргiзу құралдарын жетiлдiруге бағытталған тиімді пайдалану жолдарын жер асты суларының азайып, ластануынан сақтайтын, жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғауды жақсартатын ғылыми-зерттеу және жобалау конструкциялау жұмыстарын өз есебiнен жүргiзуге мiндеттi. 378. Жер асты суларының кен орнын пайдалану (бiрiктірген лицензия) Лицензия мен Келiсiм шарттарына сай келмесе немесе осы шарттар орындалмаса, тоқталуы қажет. 12. Жер асты сулары туралы негiзгi мәлiметтер Қазақстан Республикасының Су қорының құрамына, Қазақстан Республикасының Су кодексiне сәйкес, қалың тау жыныстарында орналасқан барлық жер қыртысының физикалық жағдайындағы жер асты сулары кiредi. 379. Жер асты сулары мынадай түрлерге бөлiнедi: ауыз су, техникалық, жылу энергетикалық, өндiрiстiк, минералды емдеу.
380. Ауыз су ретiнде бактериологиялық, органолептикалық және улы химиялық заттардың көрсеткiштерi ауыз су үшiн тағайындалған мөлшерден аспағанда, пайдаланылады.
Өндiрiстiк суларға - компоненттi құрамы мен ресурсы осы компоненттердi iрiктеп алуға жеткілiктi болатын сулар жатады.
Ал минералды емдеу сулар қатарына компоненттi құрамы емдеу талабына сай сулар жатады.
Техникалық суға ауыз суына, өндірістік, минералды емдеу суларынан басқа, арнайы жағдайы өндiрiстiк қажеттiлiкке жарайтын сулар жатады.
Жылуэнергетикалық суларға - экономиканың қандай да саласына жылуэнергетикалық ресурстарын пайдалануға болатын сулар жатады.
381. Жер асты суларының мақсаты пайдалануға жарамдылығы мемлекеттiк және салалық стандартқа сай болғанда су пайдаланушылардың тапсырмаларының техникалық талабына сәйкес бағаланады.

13. Жер асты суларының су қабылдағыштарын пайдалану

382. Су қабылдағыш ғимараттар, суағарлар мен су дайындау бекеттерiнiң жұмыстары тәулiктегi ең жоғары су пайдалануды сағаттарға шаққанда орташа мөлшерiне есептеулi керек. 383. Су қабылдағыш ғимаратының түрi, орналасу сызбасы сол ауданның геологиялық-гидрогеологиялық және санитарлық жағдайына байланысты жасалады. 384. Жер асты суын пайдалануда келесi су қабылдағыш ғимараттары қолданылады: су қабылдағыш ұңғылары, шахты құдықтары, аралас-құралас су тартқыштар, тарамдалған су тартқыштар шегенделген бұлақ көздерi. 385. Ұңғының жобаларында бұрғылаудың тәсiлi және олардың құрылысы (тереңдiгi, саптағы диаметрi, су қабылдау бөлiгiнiң түрi, су көтергiш пен су ұңғы басы) анықталады сонымен бiрге сынама алу тәртiбi де белгiленедi. 386. Ұңғы құрылысы мынадай жағдайларды ескеруi тиiстi: судың дебитiн, деңгейiн өлшеу сынама алу мүмкіншiлiгiн; ұңғыларды пайдалану барысында регенерация жүргiзумен қатар жөндеу жұмыстарын iстеу. 387. Сораптама қондырғы жағдайына байланысты ұңғы құбырының диаметрi анықталады; яғни су ұңғысының үстiнде электрқозғағышпен болатын болса сораптаманың нақты диаметрiнен 50 мм артығырақ, ал батырылатын қозғағыш сораптаманың диаметрiне тең болады. 388. Ұңғы сағасы жер бетiнде павильонда немесе жер асты кенүңгiрде орналасады. 389. Павильонның (жерасты кенүңгiрiнің) өлшемдері электрқозғағыштар, электржабдықтар мен бақылау-өлшеуiш құралдарын орналастыру жағдайына байланысты анықталады Павильондардың (жер асты кенүңгiрлерiнiң) биiктiгi 2,4 м-ден кем болмауы тиiс. 390. Пайдаланылатын құбырлар ұстыны кем дегенде еденнен 0,5 м жоғары болуы керек. 391. Су ұңғы басының құрылысы жер бетiндегi және лас сулардың құбырлар арасына да, сыртына да бармауын, тығыз бекітілуiн қамтамасыз етуi тиiс. 392. Су қабылдағыш категориясына байланысты резервтік су ұңғысының саны мынадай болуы тиіс. Жұмыс істейтін су ұңғысының Су қабылдағыш саны ғимараттарындағы категориясына қарай резервтік су ұңғыларының саны І ІІ ІІІ 1-ден 4-ке дейін І І І 5-тен 12-ге дейін 2 І - 13 және жоғары 20% 10% - 393. Пайдалануға жарамсыз су ұңғылары тығындамалау әдісімен жойылуы керек. 394. Сүзгіш құрылымы гидрогеологиялық жағдайы, дебит пен пайдалану жүргісіне байланысты анықталады.
395. Соққылай бұрғылауда шегендеу құбырының соңғы диаметрі сүзгіштің сыртқы диаметрінен 50 мм артық болуы қажет, ал сүзгіш сыртында қиыршықтас себілгенде 100 мм-ден кем болмауы керек.
Роторлық тәсілмен бұрғылауда ұңғы қабырғасы шегенделмейтін болса, ұңғының сыртқы диаметрі сүзгіштің сыртқы диаметрінен ең аз дегенде 100 мм артық болуы тиіс.
396. Сүзгіштің жұмыс істейтін бөлігінің ұзындығы арынды сулы қатпардың қалыңдығы 10 м аспайтын болса, су қабат қалыңдығына тең, ал арынсыз су қабатында, осы қабаттың қалыңдығынан пайдалану негізінде уағындағы су деңгейінің төмендеу өлшемін шегергендегі мәніне тең. Егерде сулы қабаттың қалыңдығы 10 м асатын болса, су сүзгіштің жұмыс істейтін бөлігінің ұзындығы тау жыныстарының су өткізгіштігіне, ұңғының өнімділігіне және сүзгіштің құрылымына байланысты болады.
397. Сүзгіштің жұмыс істейтін бөлігі шегергендегі мәніне су қабаттың төбесімен табанынан 0,5-1,0 м арақашықтықта орналастырылады.
398. Бірнеше сулы қабаттарын пайдаланғанда сүзгіштің жұмыс істейтін бөлігі әрбір қабатта орналастырылады және олар өзара саңылаусыз құбырмен жалғастырылады (суды нашар өткізетін қабаттарды жабады).
399. Тұндырғыштың ұзындығы 2 м артық болмауы керек.
400. Су сүзгіштен жоғары үстіңгі бөлігі, шегендеуші ұңғының тірегінен, ұңғы тереңдігі 50 м-ден асса, 5 м жоғары ал 50 м-ге дейін болса, 3 м-ден кем емес жоғарылықта орналасуы қажет және де шегендеуші ұсын мен сүзгіштен жоғары құбырдың расында тығыздама болуы керек.
401. Су ұңғысын бұрғылау аяқталған соң үргiлеп тазалау, ал балшықты ертiндiнi пайдаланып, роторлық әдiспен бұрғылағанда, оның суы мөлдiр болғанша, сазбалшығы жуылып шығарылуы керек.
402. Сораптардың түрiн таңдау мен жұмыс iстейтiн агрегаттар санын анықтау, сораптардың қосыла жұмыс iстеуiне желiлер реттейтін сиымдылықтар, тәулiктiк және сағаттық су пайдалану мөлшерi, өрт сөндiру жағдайы, объектiлердiң кезектiк iске қосылуын негiзге ала отырып есептеледi.
403. Жер асты суының суартқыш жобасында су деңгейiн, дебитiн, температурасын және судың химиялық құрамын қадағалау үшiн бақылау ұңғыларының жүргiлiк желiлерiн жасау қаралуы керек.

14. Жылуэнергетикалық суларды алу ұңғыларын пайдалану

404. Жылуэнергетикалық сулардың пайдалану жобасының негiзi болып мыналар табылады: кен орнының және су қабаттарының гидрогеологиялық шама-шарттары; пайдалану қорлары, қабат қысымы, су деңгейiнiң ең төмендеуi; су қабаты-су пайдаланушы-су қабаты жүйесiндегi қысымдық және температуралық жоғалымдарға байланысты жағдайлар; су ұңғыларын орналастыру; судың физика-химиялық қасиетi және суда пайдалы компоненттердiң болуы. 405. Су ұңғыларынан су өндіру: бұрғақ әдiсiмен; күштеу әдiсiмен (сораптар көмегiмен) жүргiзiледi.
406. Ұңғының құрылысы мен түбінiң жабдықтарын су құбырының өнімділігіне, судың температурасына, гидрогеологиялық жағдайына, судың химиялық қасиетiне қарай сайлап алынады және олар жылу мен энергияның ең шығынын қарастыруы қажет. Су ұңғысының жұмыс технологиялық жүргiсi өндiру жобасымен сәйкес болуы қажет, яғни өндiру үдiресін реттеудi қамтамасыз етедi және келесi өлшемдерге сай болуы керек; қаптардағы ұңғы түбiмен сағасындағы қысым мен температураға; су ұңғысының дебитiне; Технологиялық жүргi ай сайын кәсiптiк геологиялық қызметпен бақыланады. Жүргi орындалуын кәсiптiк оралымды қызметшiлерi жүргiзедi. 407. Саға жабдықтарының құрастырмасы келесi өлшемдердi ескередi: өндiрiлетiн ақпа заттардың көлемiн; қатпардағы және сағадағы қысымын; түз шөгiндеу жағдайын; ақпа заттардың коррозиялық әсерiн; әртүрлi диаметрдегi құбырларды бір-бiрiмен жалғауын; жер бетiндегi температураның өзгеруiн. 408. Жер бетiндегi, жер астындағы жабдықтар пайдалануда ыңғайлы және бақылау мен зерттеуде қауiпсiз болуы қажет, температураны, сағаның қысымы мен ондағы дебитті өлшеуге жарамды болуы, және де ұңғыға тереңдiк аспаптарды, оның iшiнде өндiру жұмысы кезiнде түсiруге мүмкiндiгi болуы керек. 409. Пайдаланушыларды қамтамасыз етуге және технологиялық режимдi сақтау, ұңғы түбiнің жағдайын білуге ұңғының жер үстi және жер асты құралдарын бақылау, кен орнын алу жағдайын бақылау үшiн жылуэнергетикалық суды, буды және минералды компоненттердi өндiрудiң есебi жүргiзiлуi керек. 410. Жүргiзiлетiн жүйелi және кезеңділiк өлшеулер вахта журналына жазылады. 15. Жер асты суын өндiруді бақылау
411. Өндiрiп алуды бақылау тәртiбi жобада немесе өндiрудiң технологиялық сызбасында анықталады. Өндiрiп алуды бақылау кешенi мiндеттi түрде пайдалану объектілерi үшiн ұңғыдағы қысымды, температураны, өнiмдiк судың химиялық және санитарлық қасиетiн, газдың құрамын жүйелi түрде өлшеудi қамтиды, мұнымен қоса тұз шөгiндiлерінің жағдайы, сыйпаты, өндiрiлген судың қасиетiнiң өзгеруi, оның саны мен сапасы, судағы механикалық қосындылар, судың агрессивтiк қасиеттерi, ұстын сыртындағы кеңiстiктiң тұмшаландағы бақылануы қажет. 412. Бақылау қортындысы жинақталып, талданып изобар, изотерм карталарын, дебит, минералжану және т.б. карталарды жасауға пайдаланады. Алынған нәтижелер бойынша кезең-кезеңiмен мыналар нақтылануы қажет: қысымдар мен дебттердiң нақты қайта үйлесуi; судың температурасының, химикалық құрамының және минералдануының өзгеруi; су қабатының есептiк сызбасы және гидродинамикалық өлшемдерi; судың пайдалануға алатын қоры; кен орны телiмдерiмен жекеленген объектiлердің өзара қарым-қатынасы; жер асты суын өндiру жобасында (технологиялық сызбада) қаралған ұңғы жұмысының технологиялық жүргiсi; судың агрессивтiк және тұз түзiлiмдеу қасиеттерi, коррозия мен тұз түзiлуiне қарсы күрес жүргiзу шаралары; әртүрлi заттардың қосындылар мөлшерiнің өзгеру және олардың шектiк тұқсат қосылымы (ШРҚ) мөлшерiмен сәйкестiгі; газ мөлшерi (газ факторы, м/м).
413. Қысымды өлшеудiң мерзiмдiлiгi, жобада (технологиялық схемада) қарастырылуы тиiстi және ол объектiнi өндiру кезеңдерiмен байланысты. Алғашқыда қысымды өлшеу ай сайын жүргiзiледi. Қысым әрбiр ай сайын суды алу екпiнiне қарай өлшенедi. Кезеңдiк қысымды өлшеу объектiдегi пайдаланылатын аспаптардың нақтылығына байланысты. Қатпар қысымының температурасын өлшеу, тiзбектiң герметикалығын анықтау, судың тереңдiктегi сынабасын алу, су ұңғылары уақытша жөндеуде тұрғанда профилактикалық қарау кезiнде жүргiзiледi, бiрақ жылына бiр реттен кем бөлмауы керек.
414. Су ұңғыларын жүйелi зерттеу күнделiктi бақылау және арнайы болып жiктеледi:
күнделiктi зерттеулер пайдаланудың технологиялық жүргiсiн белгiлеу және қабат, ұңғы шама-шарттары жағдайын бiлу үшiн жүргізіледі;
бақылаулық зерттеулер жоспар бойынша күнделiктi зерттеулердiң мәлiметтерiн нақтылау мақсатында жүргізiледі;
арнайы тексерулер су ұңғыларын пайдаланудың және толықтай кен орны сулылығына және ұңғыларды пайдалану жағдайына әсер ететiн жеке факторларды айқындауға арналады.
415. Жер асты суларының кен орнындағы барлық ұңғылардың конструкциясы бақылаулық-өлшеу жұмыстарын жүргiзуге ыңғайлы болуы керек.
416. Бiр уақытта бiрнеше қабат суын пайдаланатын ұңғыларда температураны, дебиттi және бақылаулық өлшеулер жеке-жеке әрбiр қабат бойынша жүргiзiлуi керек.
417. Пайдаланудағы ұңғыларда тыңғылықты мiндеттi түрде құм шайылуына, тұз шөгiндеуiне, коррозия жағдайына бақылау жасалуы қажет.
418. Бақылауға арналған ұңғыларда бiр айда бiр рет температураға, қысымға және минералдануға т.б шама-шарттарға бақылаулық өлшеу жүргiзу керек.
419. Жер асты суларын өндiру есебi әр ұңғы (сағасында немесе жинау орнында) бойынша су тұтынымын өлшеу арқылы, қолданып жүрген нормативтердiң талаптарына сәйкес жүргiзiледi.
420. Автоматтандырылған су қабылдағышта және кәсiпшiлiкте су мен будың тұтынымын өлшеу әр кезiнде уақыт сайын тексерiлген, тiркелген бақылаулық өлшеу аспаптары арқылы жүргiзiледi.
421. Пайдалы компоненттерi жылу энергетикалық бар жер асты сулары құрамында (мг/л) йодтың, бромның, магнидың, калидың, литидың, рубидидың, цезидың, стронцидың, германидың т.б. және де олардың қосындыларының мөлшерiн анықтау қажет (осы суларды минералды шикiзат ретiнде пайдаланған кезде максималды әсер алу мақсатында).
422. Коррозия мен тұз шөгiнделуi дамып туындаған жағдайда коррозия мен шөгiндi жасалудың жағдайын бiлiп, жабдықтар жүйесiн коррозия мен тұз шөгiндiлiгiнен қорғаудың ұтымды әдiсiн таңдап жасау үшiн арнайы коррозиялық зерттеy (ғылыми-зерттеy ұйымдарын тарта отырып) жұмыстарын жүргiзедi.

16. Жер қойнауын пайдалану кезiндегі жер қойнауын және қоршаған ортаны
қорғау

423. Жер асты суының кен орнын барлау және өндiру Қазақстан Республикасы заңдарында қаралған қоршаған ортаны және жер қойнауын қорғау талаптары мен нормаларын толық орындай отырып, Лицензия және Келiсiм шартына сәйкес жүзеге асырылуға тиiс.
424. Жер қойнауын пайдаланушыларға, геологиялық барлау және кендi игеру жұмысын жүргiзy жолында төмендегідей мiндеттер жүктеледi:
тиiмдi геологиялық барлаумен жер астының су қойнауын игеру жолында, су көзiн жан-жақты зерттеумен қатар, саны мен сапасын қайтарымсыз жоғалтпайтындай жағдай жасап, өндiру ұғымдарын келiстi пайдалану;
су көз қабаттарының ластануына жол бермеу;
әр қабаттардағы суларды араластырмауға, қабаттан қабатқа құйылмауына шара қолдану қажет (егер ол жобада көрсетiлмесе);
жер астының суын бақылаусыз жiберуге жол бермей, апатты жағдайда аққан суды тезiрек тоқтауға шара қолдану қажет;
пайдалы компоненттерi бар жер асты суларын кешендi пайдалану, атмосфералық ауаны, жер бетiн, ормандар мен су көздерiн және тағы басқа табиғи объектiлердi, үй құрылыстарын және ғимараттарды, жер қойнауын игеру жолында бүлдiруге жол бермеу геологиялық барлау және жер қойнауын пайдалану жолындағы бүлiнген жерлердi қалпына келтiруге тиiстi жұмыстар жасау.
425. Азаматтардың, құқықты тұлғалардың iс-әрекеттерiнен жер астының су көзiне зиян келтiретiн қауіп туындаса, тиiстi шара қолданып, сол зиянды жою мақсатымен, судың ластануына және сарқылуына жол бермейтiн әрекет жасау.
426. Жер астының су қорларын қорғау мақсатымен ауыз су, тұрмыс-шаруашылыққа пайдаланылатын және табиғи емдiк қасиеттерi бар сулардың жер аумағына санитарлық қорғау зонасы құрылады. Оған негiз Қазақстан Республикасының су кодексiнiң 104 бабы.
427. Жер астының суын толықтыратын жер бетiнiң аумағына: егер сол ауыз су, әлде тұрмыс-шаруашылығына қажеттi су ретiнде пайдаланылатын болса, ешбiр зират, өлген малдарды көму, әртүрлi қоқыс қоймасын орналастыруға қатал түрде тиым салынады.
428. Ағынды сумен жер суаруға рұқсат етiлмейдi, егер ол су жер астының суына залалын тигiзсе.
429. Бұрғы ұңғылары, оның iшiнде өзiнен-өзi су ағатындары және барлауға бұрғыланған пайдалануға келмеЙтiн не болмаса пайдаланылып болған ұңғылар, реттеу құрылымдарымен жабдықталады, сақтауға қойылады, не болмаса келiсiмдi тәртiппен жойылады.
430. Жер қойнауын пайдалану жолында, немесе кен барлау үстiнде сулы өнiмдi қабаттар ашылса кен орнын пайдаланушы сол жер астының су жүйесiн қорғау үшiн тиiстi шара қолдануы қажет, сонымен қатар Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнiң жер қойнауын қорғау аймақтық органдарына және Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығының министрлігінің су фондын қорғау және оны пайдалану басқармасының органдарына хабар берiлуi қажет.
431. Жер астының ашылған су қабаттарын ластанудан қорғау үшiн сенiмдi изоляциямен қамтамасыз ету керек.
432. Жер астының өнiмдi қабаттарындағы сулар шаруашылыққа, ауыз су ретiнде не емдеуге қолданатын қасиеттерi болса, емдi минералдық, өндiрiстiк және жылу энергетикалық ағынды суларды ұңғы арқылы жер астына сiңiруге болмайды.
433. Сiңiргiш ұңғыны бұрғылап iске қосу үшiн мемлекеттiк қоршаған ортаны жер қойнауын қорғау органдарының, су ресурстарының басқармасы тау-кен санитарлық бақылау органдарының арнаулы зерттеуге негiзделген рұқсаты қажет.
434. Жер астының ауыз сулық қасиетi бар суын тек қана iшуге және тұрмыстық мұқтажға жұмсауға болады, басқадай қажетке пайдалануға рұқсат етiлмейдi.
435. Жер астының ауыз су қоры мол, бiрақ жер үстiнің су көздерi жеткiлiксiз аймақтарға, Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығы министрлiгінің мемлекеттiк су ресурстарының басқармасы, Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнiң қоршаған ортаны қорғау, геология және жер қойнауын қорғау органдарымен келiсiп жер астының ауыз суын басқа мұқтажға уақытша пайдалануға рұқсат бередi.
436. Егер жабдығында су өлшегiш аспаптар болмаса, санитарлық қорғау зонасы құрылмаса және жер астының су мөлшерiн бақылайтын пункттер іске қосылмаса, жер астының су көзін пайдалануға рұқсат берiлмейдi.
437. Жер астындағы су қорын экологиялық талапқа сай ұстау үшiн, жер қойнауын пайдаланушылар жүктелетiн мәселе барысында су көзiне туындаған зияндық жағдайларды, Үкiмет шешiмiмен белгiленген нормативтен аспауы қажет.
438. Әр түрлi мақсатқа арналған ұңғыларды бұрғылағанда жер қойнауын қорғау үшін:
сулы қабаттарды бiр-бiрiмен қатыстырмауға шара қолдану;
барлық кигiзбе колонналардың герметикалығын қамтамасыз етiп берiк цементтеу;
ұңғыларды бұрғылау үстінде ашылған, сулы қабаттың кернін байқап, электро және термокаротаж өткiзiп, сол қабаттың өндірістік су шығу мүмкiншiлігін мұқият зерттеу. Су шыққан жағдайда жер қойнауын қорғау шараларын қолдану.
439. Ұңғыларға перфорация жасау жарылғыш жұмыстарын Қазақстан Республикасының төтенше жағдайлар жөнiндегi Агенттiгi бекiткен бiрыңғай Ережеге сәйкес жүзеге асырылуы керек.
440. Барлау ұңғыларын зерттеу үстiнде жер асты суы бар өнiмдi қабаттар ашылса, сол ұңғылар толық техникалық қалыппен жер кенi игерiлуге тапсырылғанша сақталуы керек. Егер жақын жылдар мерзiмiнде ұңғыны игерудi болжанбаса, ол ұңғылар инструкцияның баптарына сәйкес консервацияға қойылады.
441. Тiлмеде өнiмдi қабат болмаса немесе зерттеудi қажет етпейтiн ұңғылар жойылуға тиiс. Іс жүзінде ұңғыны жою жоспарын орындаудан бұрын жою жөнiнде жасалған құжаттар тегiс тексерiлiп Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөнiндегi агенттiгiмен және Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнiң кен қорғау мекемесiнiң жергiлiктi органдарымен келiсіледi.
442. Толық немесе жартылай жойылатын әлде консервацияға қойылатын ұңғылардың жағдайы елге, жерге, қоршаған ортаға және кен қойнауына қауiпсiз болуы керек.
443. Ұңғылар техникалық себеппен аяғына дейiн бұрғыланбай, бұрғыланған бойында тiлмеде сулы қабаттар кездескен жағдайда, сол қабаттарды жою қажет, ол үшiн цемент ертiндiсiн құйып Ережеге сәйкес герметикалығы тексерiледi, егер бұл жұмыс сапасыз атқарылса, ұңғының техникалық жағдайына байланысты изоляциялық-жөндеу жұмыстары жүргiзiледi.
444. Ұңғымен ашылған бiрнеше өнiмдi қабаттар бiрiнен соң бiрi төменнен жоғары қарай - деген тәсiлмен зерттеледi. Әр объект жеке сынама алып, сынама алғаннан кейiн цементтiк көпiр қойылып мiндеттi түрде герметикалығы сынап тексерiледi.
445. Газы сарқылған кен орындарында жылу энергетикалық жұмыс жобалау үшiн, ең алдымен маңызы бар, жылу энергетикалық судың көзiн ашқан барлық ұңғылардың жағдайын есепке алу керек.
446. Өнiмдi қабаттарды игеру жолында бар тиісті шараларды қолданып, басқа өнiмдi қабаттарға зиян келтiрмеуiн қамтамасыз ету керек.
447. Ұңғыларды пайдаланғанда технологиялық режимдi орындау қажет, себебi режимнiң негiзiнде су дебитiнiң ең ыңғайлы мөлшерi белгiленген пайдалану мерзiмi, тағы басқалар. Ұңғыларды пайдалануға даярлау кезiнде технологиялық режимнiң орындалуына бақылау жүргiзуде, режимдi тексеруге қажет жағдайлар ескерілуi қажет.
448. Бір ұңғымен өнiмдi деңгей жиектен бiрiктiрiп су көзiн пайдалануға рұқсат берілмейді.
449. Жылу энергетикалық, өндiрiстiк және емдiк минерал жер асты суларының кен орындарын игеруге ұсынардан бұрын, ол суды пайдаланғаннан кейiн ағызар жерi белгiлі болу керек, ол канализация жүйесi, жер бетiнiң ашық су арнасы, не болмаса шаруашылыққа пайдаланбайтын ойпаң жерлер. Осы мәселелер мiндеттi түрде Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөнiндегi агенттiгiмен, санитарлық бақылау, балықты қорғау және су ресурстарын қорғау органдарымен келiсiп арнайы су пайдалану рұқсатын алу негiз болады.
450. Өнiмдi деңгейжиектердi игергенде одан шығатын суды не төменгi, не жоғарғы деңгейжиектердiң суымен араластыруға болмайды. Ол үшiн цементтердiң сапасын үнемi бақылау керек.
451. Жер асты суы деңгейжиектен, деңгейжиекке қосылып ақса, судың химиялық құрамы, дебиты, температурасы, газдың құрамы, геологиялық ғасыры және ағу бағытын анықтау қажет.
452. Ұңғыларға изоляцияландыру жұмыстарын жүргiзгеннен кейiн, цементтелудiң сапасы ұңғыны сынама пайдалану және геофизикалық әдiстермен тексерiледi.
453. Ұңғылардың арасында судың қатысы байқалса немесе қабаттардың арасында су ағыны болса жер қойнауын пайдаланушы мiндеттi түрде аймақтық жер қойнауын пайдалану және оны қорғау органына хабарлап, олармен суды тоқтату жөнiнде алдын-алу шараларын келiсiм алады.
454. Аварияда қалдырған, қабырғалары бекiтiлмеген ұңғыларды тиiстi органдарға хабарлап осындай тәртiппен шаралар қолданылады.
455. Ұңғылардың арасында байланыс байқалып, ұңғының бiрiнде судың дебиты азайып, не мүлдем сарқылып қалған жағдайда ұңғының бiрiн жабу немесе мүлдем жою қажет. Бұл көлемдегi өнiмдi қабатқа жаңадан ұңғы бұрғылауға болмайды.
456. Ұңғыларға изоляциялық-жөндеу жұмысын өткiзбей тұрып, алдымен геофизикалық жұмыстар арқылы жер асты суының маңызы туралы қорытынды алу керек.
457. Күрделi жөндеуге ұңғылар мына жағдайда берiледi:
бөгде пайдаланылып жатқан су қабатына тән емес басқа деңгейжиектен су құйылса;
кигiзбе колонналарда, ұңғыны әрi қарай пайдалануға мүмкiндiк бермейтiн ақау болса және техникалық әдiспен түзетуге жарамаса;
құм бастыдан арылту ушiн;
ұңғының өне бойында тұздың қабыршағы болса және тағы басқадай себептермен.
458. Барлық күрделi жөндеу жұмыстары Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөнiндегi агенттiгiнiң жергiлiктi органдарының келiсiмiмен техника қауiпсiздiгiн қатаң сақтау арқылы жүргiзіледi.

17. Пайдаланудан өткен өндiрiстiк, емдiк минералдық және қуаттық
суларды ағызғанда жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау мәселесi

459. Су қойнауын пайдалануға бағытталған жобалық құрылыс жұмыстарын өткiзгенде және жер асты су көздерiн игергенде олардың жер бетiндегi суларға және қоршаған ортаға зиян келтiрмеу шараларын жүзеге асыру қажет (жер бетiн су басу құмдануы, жер бетiнiң томарлануы, жер бетiнiң қабаттарының жылжуы, жердiң шөгуi т.б. зияндар).
460. Өндiрiстiк, емдiк минералды және жылу қуатты сулар паЙдаланудан өткен соң ағызу мәселесi: "Жер бетiнiң суларын ағызынды сулармен ластанудан қорғау" Yкiмет тапсырысымен бекітiлген Ережесiне сәйкес және Қазақстан Республикасының Су кодексiнің теңіз жағалауындағы су қорғау Ережесiнде қолдану қажет.
461. Ағынды суларды құятын су объектiсi жердiң үстiнде немесе астында болса да бәрiбiр Қазақстан Республикасының Су кодексiмен белгiленген тәртiппен орындалуы керек. Пайдаланудан өткен жер асты емдiк минералды, өндiрiстiк және жылу қуатты суды ағызу шартын су қорғайтын органың арнайы су пайдалануға рұқсат етуімен ғана берiледi.
462. Ашық су қойнауына құятын су мөлдiр, батпақсыз, иіcсiз, дерт қорғайтын бактериядан арылған, малға зиян қоспалары болмауы керек. Құйма судың температурасы 30'С аспауы қажет.
463. Құйылмалы сулардың құрамында темiрмен бетонды бүлдiргiш әсер ететiн қоспалары болмауы керек, себебi темiрдi тот басып, бетонды ерiтiп, гидротехникалық жабдықтарды бұзады.
464. Ағынды суды, тазарту сапасы қандай жақсы болса да санитарлық қорғау зонасы бар, ашық су қоймасына, адамдардың суға түсуге белгiленген жерлерiне, курорттардың маңына ағызуға болмайды.
465. Су пайдаланушы өз еркімен ағынды суды ластайтын қоспаның нормасын, оның түсiн өзгертуге құқысы жоқ. Ол мәселелер су пайдалану және қорғау органдарымен шектелген мөлшерден аспауға тиiстi. Егер бұл шарт бұзылса суды пайдалану және қорғау органдары ағынды судың ағуын тоқтаттырады.
466. Ағынды суды су арнасына ағызуға болмайды, егер оның құрамында санымен сапасында өндiрiске лайықты құраштар болса, ондай суды тиiстi ұйым утилизация етуi мүмкiн.
467. Қазақстан Республикасының жер қойнауын қорғау органдарының келiсiмiмен емдiк, минералды, өндiрiстiк жылу қуаттық, пайдаланудан өткен, суларды белгiлi тереңдiктегi жұтқыш қабаттарға ағызылады:
өндiрiлiп бiткен мұнай мен газдың қабаттарына сiңдiрiп жiберу мақсатпен;
пайдалануда тұрған су қабаттарының қысылымын ұстау мақсатпен;
жер асты ауыз суы жоқ және бальнеологияға пайдаланбайтын су қабаттарына сiңiру мақсатпен.
468. Ауыз суды қорғайтын алаңның бiрiншi және екiншi орамында жұтқыш ұңғыларды, құдықтарды орнатуға болмайды.
469. Жұтқыш ұңғылармен, құдықтарға пайдаланылып болған суды сiңiруге болмайды, егер оның құрамында радиоактивтiк заттар болса. Кейбiр жағдайларда, арнайы зерттеу өткiзiп денсаулық органдарымен және Қазақстан Республикасының кен қорғау органдарымен келiсiп рұқсат берiлуi мүмкiн.
470. Пайдаланудан өткен суды сiңiретiн жұтқыш ұңғыларға көршiлес ауыз су шығатын ұңғылар, құдықтар, бұлақтар болса мемлекеттік санитарлық бақылау, Қазақстан Республикасының геология және жер қойнауын қорғау Комитеттерінің жергілiктi органдарымен келiсiп жасалған жоспарымен кен пайдаланушылар өз күшiмен судың сапасын ұдайы бақылау мақсатымен лабораториялық зерттеу жұмысы жүктеледi.
471. Пайдаланылған суды қайта жерге сiңiрудiң алдын-ала жасалған бағдарлама бойынша зерттеу және тәжiрибелi жұмыстар атқарылуы қажет, яғни ұңғылар бұрғыланып және тәжiрибелi айдау орындалады.
472. Пайдаланған суды сiңiруге жарайтын қабатты таңдағанда басты мәселе: бiрiншiден айдалған суды жер бетiне жiбермейтiн су тартқыш болуы қажет, екiншiден ол суды тұщы, минералдық бальнеологиялық және өндiрiстiк қажетi бар сулармен араласуына жол бермеу, үшiншiден жыныс-коллектор айдаған су түгел сiңiретiн жыныс-коллектор болу керек, оның көлемi ұзақ, қалыңдығы үлкен жеткiлiктi су өткiзгiш қасиетi болулары шарт.
473. Пайдаланылған судың жер асты сумен және су қорын сақтайтын жыныспен сыбайластығы қажет.
474. Тіректi параметрлік, iзденгiш, барлау, пайдаланғыш, байқағыш және арнайы бұрғыланған ұңғылардың сағасы мен бағанасын жабдықтау мәселесi, егер ол ұңғылар сақтауға, консервацияға берiлуге, не жоюға ұйғарылған болса, жер қойнауын пайдаланушының есебiнен Энергетика, индустрия және сауда министрлiгi мен Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгi бiрлесiп бекiткен Ереже баптарына сәйкес жүзеге асырылады.

18. Жер асты судың пайдалануын бақылау және оны қорғау ережесiн бұзуға
қарсы қолданылатын жауапкершiлiк

475. Үкiметтiң жер асты суын пайдалануын байқау және қорғау мәселелерi Қазақстан Республикасының Су кодексiмен және заң күшi бар Қазақстан Республикасы Президентiнiң "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану" туралы жарлығымен шешiледi, ол құжаттар мен қойылатын талаптар - бүкiл жер қойнауының суын пайдаланушылардың атқарушы органдары, жер асты суын пайдалану тәртiбiн сақтауға және оған есеп жүргiзуге мiндеттi, жер асты суын қорғау, залалды жағдайдың алдын алуы және жағдай бола қалса оны жойып дұрыстау.
476. Жер асты суын Мемлекеттiк есепке алынуын тиiмдi пайдалануы және қорғау шараларын Қазақстан Республиканың Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгi және жер қойнауын қорғау Комитеті жүзеге асырады. Оның мақсаттары:
пайдалануға жарайтын жер асты су қорын, гидрогеологиялық зерттеу арқылы дәлелденген және өндiрiлген жүрегей өндiрiлген суда қосылады, пайдаланушылардың статистикалық есеп мәлiмдемесi бойынша ескерiлiп, жер асты сулардың ресурсын есепке алу;
жер қойнауын айдалған судың көлемiн соған қосымша сулы қабаттағы көлемдi есепке кiргiзiп және ағынды тағы басқадай суларды ескеріп, су пайдаланушылардың мәліметі бойынша есептелген, ластанған сулардың көлемдерiн есепке алу;
жер астының суын алушылар және ағынды т.б. суларды қойнауға жиюшылар сонымен қатар мемлекеттiк су кадастрының "Жер асты сулар" бөлiмiне қарасты суды пайдаланушылар тiркелiп, есепке алынады;
мемлекеттiк мониторинг аумағында жер асты суының режимімен сапасына бақылау салу, соның iшiнде мемлекеттiк және жеке мемлекеттiк байқағыш пункттер ашу меншiктi пункттерi бар су пайдаланушылардың судың режимiн, сапасын зерттеу жұмысын бақылау;
жер асты суының алынған көлемiнiң алғашқы есебінің дұрыстығын, сонымен қатар жер асты қойнауына ағызылған сулардың сапасын тексерiп бақылау;
автоматтандырылған деректi банктың жер асты судың мемлекеттiк есебiн жүргiзiп және пайдалануын әрi дамытып жетiлдiру;
жер асты судың мемлекеттiк есебiн және оны пайдалану жөнiнде жасалған құжаттарды жинақтап, қорытындысын формаға жазып тиiстi Қазақстан Республикасының кен қорғау органдарының ережесiмен нұсқауына сәйкес белгiленген уақытта жасалуын;
мекеме салаларымен мемлекет органдары хабар алмасады;
жер асты суының есебiн және оны пайдалану жөнiнде қорытындалған мәлiметтердi тиiстi тәртiппен, Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығы министрлiгiне беру.
477. Үкiметтiк инспекторларға жер қойнауын пайдалану және қорғау жөніндегі заң шеңберiнде берiлген құқығы:
жер асты ағынды суларды дұрыс пайдалану жөнiндегi қолданылатын шаралардың және солардың лабораториялық зерттеу жұмыстарының дұрыс жүргiзiлуіне бақылау салады. Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгi жер қойнауын қорғау органдарымен, Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығы министрлiгiнің су ресурстары органдарымен, Қазақстан Республикасының денсаулық сақтау органдарымен келiсiм бойынша жер астына ағызылатын судың көлемi мен сапасын бақылау жөнiндегi қойылған тағы басқа талаптарды, қажеттi жұмыстарды, бәрiн бұлжытпай орындалуын қадағалап сұраныс жасайды;
кен игерушiнiң жер асты суды барлау және игеру жұмыстарын тоқтата тұрады, егер осы Ережеде көрсетiлген жағдайлар бұзылса не болмаса жер асты судың көздерi Лицензиямен белгiленген орынға пайдаланылмаса;
кедергiсiз күн демей, түн демей, Қызметкерлiк куәлікті көрсете отырып, су шаруашылық объектiлердi аралауға, су шаруашылығын пайдалануын жер асты суды қорғау жағдайларын тексеріп, табылған жетiмсiздiктердi көрсетiп, солардың осы Ережеге сәйкес орындалуын талап етедi.
жер асты суын пайдаланy және оны қорғау жайын лабораториялық зерттеудiң нәтижесiн бiлу үшiн кен қойнауын пайдаланушылардың қызметкерлерінен және солардың азаматтарынан дерек алу;
тексеру қорытындысына акт жасап жұмыстарына олқылық табылса, кiнәлiлердi Қазақстан Республикасының заңымен әкiмшілік жауапқа тарту;
заңсыздыққа жол берiлсе, Заң күшiне сүйене отырып ақшалы айыппұл салу;
ағынды суды жер асты суының бойына айдау белгiленген тәртiптi бұзып атқарылған жағдайда, Қазақстан Республикасының Инвестициялар жөнiндегi агенттiгiне сұраныс жасап, өндiрiстiк бiр бөлек құралымының, цехтың, өндiрiс орнының, мекеменiң жұмысын тоқтатуға дейiн шара қолдануға;
қажеттiк жағдайда кен қойнауын, су жөнiндегi заңдарын және осы Ереженi бұзушылардың үстiнен iс қозғап құжаттарын прокурорлық органдарға тапсырып әкiмшiлiк, тәртiптiк, қылмыстық жауапқа тартуға ұсыныс жасау.
478. Кен қойнауын (жер асты суын) пайдалану және қорғау мәселесiне мемлекеттiк бақылау құруға, лауазымды қызметкерлердiң немесе органдардың кедергi жасап араласуына рұқсат жоқ.
479. Мемлекеттiк кен қойнауын (жер асты суын) пайдалану және қорғау инспекциясының шешiмi орындалуға тиiстi, егер оның шешiмi дұрыс емес деген жағдайда жоғарғы мемлекеттiк инспекцияға шағым жасалады. Қазақстан Республикасының бас инспекторының шешiмi орындалуға тиiстi. Ол шешiмге қарсылық шағым заңды түрде қаралады.
480. Кен игерушiлер өндiрiстiк қай салада болмасын, меншiк түрiне қарамай, жер асты суының мемлекеттiк есебiн байқауын, игеруiн және жер қойнауын, қоршаған ортаны қорғауын қамтамасыз ету мақсатпен:
жер асты суы қойнауынан алынған және оған құйылған судың алғашқы есебiн жүргiзудi, суды алу және құю кезегiмен мерзiмiн Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығы министрлiгiнiң су ресурстары жөнiндегi комитетi келiсіп белгiлейдi;
су алғыш және су құйғыш құрылымдар су өлшегiш аспаптармен жабдықталады, өз өзiнен ағылатын судың ағынын мөлшерлейтiн жабдық орнатылады;
тиiстi су өлшегiш жабдықтар болмаған жағдайда, уақытша өлшегiш жабдықтар орнатылғанға дейiн әртүрлi әдiс қолданып алынған және құйылған суды өлшейдi;
жер асты су кен орнын күнделiктi пайдалануға бақылау ұйымдастырылады, ұңғылардың жұмысына қауырт бақылау жасалады және технологиялық режимдi бекiтiлген жобаға сәйкес не технологиялық схемамен өткiзiлуiне бақылау ұйымдастырылады;
жер астына құйылатын судың химиялық құрамын лабораторияда әлде басқа өндiрiс орнының лабораториясында жасайды, ол лабораторияларда мемлекеттiк аттестациясы болуы қажет;
жер асты суын пайдалану жөнiндегi инструкция үлгiсiмен Қазақстан Республикасының Статистика жөнiндегi агенттiгi бекiтiлген мәлiмет бередi;
ластағыш қосындысы бар авариялық құйылым, сонымен қатар белгiленген, жер асты суын алу және су құю режимiнiң бұзылуы, Қазақстан Республикасының Табиғи ресурстар және қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнiң және Қазақстан Республикасының Ауыл шаруашылығы министрлiгiнiң су ресурстар органдарына жедел түрде хабарланады;
481. Техникалық қауiпсiздiктi және өндiрiстiк санитарияның кен игерушілердің дұрыс дәрежеде сақтайтын Мемлекеттік бақылауды Қазақстан Республикасының Төтенше жағдайлар жөніндегі агенттігі және Қазақстан Республикасының Денсаулық сақтау, бiлiм және спорт министрлiгiмен қамтамасыз етiледi;
482. Кен қойнауын, қоршаған табиғи ортаны қорғау және жұмысшы қауымының техникалық қауiпсiздiгi мен өндiрiстiк санитарияға бағытталған шаралардың дұрыстығын және ол шараларды жүзеге асырудағы жауапкершiлiк жүктеледi:
жобалау және техникалық схема құру жер асты су кенiн игеру жобасын құрастырып бекiткен (технологиялық схема) мекемелердiң басшыларына;
олардың орындалуына кен игерушi мекемелерге ұңғыларды бұрғылау жұмысын атқарып, кен орнын игерiп және бұрынғы бұрғыланған ұңғыларды жоятын мекемелердiң басшылығына.
483. Кiнәлi адамдар:
геологиялық зерттеу жұмысын дұрыс атқармай, соның себебінен кен қорының көлемi, судың сапасы кен орнын игеру т.б. жайлар дұрыс анықталмаса; жұмыс атқарудың қауiпсiздiк нормасы мен тәртiбiн бұзғанда; жер қойнауын қорғау ережелерiн және қоршаған ортаны қорғау талаптарын, үй және басқа құрылыстарды қорғау тәртiбiн бұзғанда тиiстi шара қолданып, су шығару және оны өңдеу жұмыстарында пайда болған залалды заттардың әсерiнен қорғау жасалмағанда; байқағыш режимдiк ұңғыларды, геодезиялық белгiлердi жойғанда немесе бұзғанда; геологиялық құжаттарды, зерттеуге алынған, қажеттiгi жойылмаған пробалардың (судың, газдың, керннің) дубликаттарын жоғалтқанда; Оқығандар: Қобдалиева Н. Омарбекова А.

Об утверждении Единых правил охраны недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых, нефти, газа, подземных вод в Республике Казахстан

Постановление Правительства Республики Казахстан от 21 июля 1999 года № 1019. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 3 апреля 2015 года № 190

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 03.04.2015 № 190 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

В целях реализации Указа Президента Республики Казахстан, имеющего силу Закона, от 27 января 1996 года № 2828 "О недрах и недропользовании" Правительство Республики Казахстан постановляет:

1. Утвердить прилагаемые Единые правила охраны недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых, нефти, газа, подземных вод в Республике Казахстан.

2. Недропользователям при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан руководствоваться названными правилами.

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня подписания.

Премьер-Министр
Республики Казахстан

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 21 июля 1999 года № 1019

Единые правила охраны недр(ЕПОН)
при разработке месторождений полезных
ископаемых в Республике Казахстан

Введение

Единые правила охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых и переработке минерального сырья (далее именуется Правила) разработаны в соответствии с требованиями Указа Президента Республики Казахстан, имеющего силу Закона, от 29.01.1996 г. № 2828 , "О недрах и недропользовании" и Указа Президента Республики Казахстан, имеющего силу Закона, от 28.06.1995 г. № 2350 "О нефти" и других законодательных нормативных правовых актов. см.Z100291

Правила содержат комплекс требований по рациональному и комплексному использованию недр и их охране на всех этапах недропользования.

Применяемые термины и определения в Правилах соответствуют принятой в законодательстве о недрах, а также в действующих межотраслевых и отраслевых нормативно-технических документах (положениях, инструкциях, методических указаниях), регламентирующих разработку месторождений полезных ископаемых.

Выполнение правил обязательно, для всех юридических и физических лиц независимо от форм собственности, осуществляющих поиск и разведку, проектирование, проводку и эксплуатацию скважин, ведение разработки, обустройство и строительство сопутствующих промысловых сооружений, подготовку технологических жидкостей, энергоисточников и сброса отходов.

Правила также не отменяют требования действующих межотраслевых и отраслевых нормативных документов в области охраны недр в той части, которая не противоречит настоящим Правилам и действующему законодательству о недрах.

Часть 1

Единые правила охраны недр при разработке месторождений

твердых полезных ископаемых в Республике Казахстан

1. Настоящие Правила устанавливают комплекс требований по рациональному и комплексному использованию недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых и охране недр.

2. Требования по рациональному использованию и охране недр при добыче твердых полезных ископаемых геолого-технологическими и другими нетрадиционными методами (подземное выщелачивание, подземная выплавка серы, подземная газификация углей и т.п.) должны предусматриваться в отраслевых инструкциях, утверждаемых Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

Разрешением на проведение операций по недропользованию является наличие Акта регистрации Контракта на недропользование.

3. Планы развития горных работ разрабатываются организацией по согласованию с Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

Развитие планомерных работ - планомерное, последовательное выполнение операций по недропользованию по годовому плану горных работ, составленному согласно проекту разработки месторождений полезных ископаемых, с обеспечением рационального использования недр и безопасного ведения работ.

Планы развития горных работ разрабатываются на год и на перспективу, в соответствии с проектом и технико-экономическими показателями организаций.

Порядок составления и согласования планов (проектов) развития горных работ и нормативов потерь и разубоживания устанавливается методическими указаниями, утвержденными Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды по согласованию с Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. Планы (проекты) развития горных работ утверждаются Министерством энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан по согласованию с Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан. Разрешение на застройку площадей залегания полезных ископаемых в местах размещения подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, выдается в соответствии с Положением, утвержденным Правительством Республики Казахстан, от 27.01.1997 г. № 109.

4. Инструктивные документы организаций, регламентирующие производственную деятельность, должны соответствовать настоящим Правилам.

1. Основные требования к проектированию организации по добыче

полезных ископаемых

5. Проект разработки месторождения горнорудной организацией разрабатывается на основании технического задания на проектирование, где должны быть предусмотрены вопросы рационального, комплексного освоения полезных ископаемых и охраны недр.

6. Проект разработки месторождения по добыче полезных ископаемых должен отвечать требованиям законодательства о недрах и недропользовании и настоящим Правилам.

7. В проекте разработки месторождения должны быть предусмотрены: размещение наземных сооружений организаций; способы вскрытия и системы разработки месторождения полезных ископаемых; применение средств механизации и автоматизации производственных процессов, обеспечивающие наиболее полное, комплексное и экологически целесообразное извлечение из недр и рациональное, эффективное использование балансовых запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых; а также сохранение в недрах или складирование забалансовых запасов для их последующего промышленного освоения; рациональное использование дренажных вод, вскрышных и вмещающих пород, а также отходов производства при разработке месторождений полезных ископаемых и переработке минерального сырья; геологическое изучение недр (детальная и эксплуатационная разведка), геологическое и маркшейдерское обеспечение работ; меры, обеспечивающие безопасность работы производственного персонала и населения, зданий и сооружений, охрану недр, объектов окружающей среды от вредного воздействия работ, связанных с пользованием недрами; меры по рекультивации нарушаемых земель после отработки; мероприятия по технике безопасности; оценки и расчеты платежей за пользование недрами.

8. На разработку крупных месторождений полезных ископаемых с количеством недропользователей два и более, должен быть разработан комплексный проект освоения и разработки месторождения, предусматривающий: рациональную раскройку месторождения на шахтные (карьерные) поля, обеспечивающие наиболее полное извлечение из недр запасов полезных ископаемых, комплексное использование запасов как основных, так и попутно залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов, а также меры, обеспечивающие учет и сохранение попутно добываемых и временно не используемых полезных ископаемых.

9. Схемы вскрытия, способы и системы разработки, принимаемые в проекте разработки месторождения должны быть всесторонне обоснованы повариантными технико-экономическими расчетами. При обосновании способов и системы разработки в проектах разработки месторождений должны быть определены оптимальные параметры технологических схем (выемочных единиц), полноты и качества извлечения полезных ископаемых из недр, условия технической безопасности ведения горно-технических работ.

10. Принятые в проекте к осуществлению варианты вскрытия, способы и системы разработки должны исключить выборочную отработку наиболее богатых частей месторождения, рудных тел и залежей, приводящую к снижению качества остающихся балансовых запасов месторождения, вследствие которых, находящиеся в них залежи полезных ископаемых, могут утратить промышленное значение или оказаться полностью потерянными.

11. Проекты разработки на месторождениях, находящихся в сложных горно-геологических условиях, должны содержать специальный раздел, предусматривающий мероприятия, исключающие или значительно снижающие вредное влияние осложняющих природных условий на рациональное, комплексное использование недр и одновременно обеспечивающие безопасное ведение горных работ, охрану недр и окружающей среды.

12. В проектах разработки месторождений при подземном способе добычи каменных строительных материалов, гипса, известняка, каменных и калийных солей должна рассматриваться целевая подготовка выработок с учетом обеспечения и долговременной сохранности для использования в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых.

13. Проекты разработки месторождений по добыче полезных ископаемых подлежат государственной экспертизе в:

Министерстве природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан - в области охраны окружающей среды и охраны недр;

органах Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям - в области техники безопасности.

Проекты утверждаются Министерством энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан.

14. При установлении Государственной комиссией по запасам Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан многоцелевого назначения комплексного минерального сырья, проектом разработки месторождения должен быть определен оптимальный вариант освоения месторождения с отражением соответствующих требований в лицензии на пользование недрами.

2. Планирование и проектирование развития горных работ

15. Планирование и проектирование развития горных работ в процессе разработки месторождения полезных ископаемых должны осуществляться в строгом соответствии с законодательством о недрах, проектом разработки месторождения, действующими нормативными правовыми актами и настоящими Правилами, предусматривать решение всех вопросов технологии горного производства, обеспечивающих правильность разработки месторождения, рациональное, комплексное использование и охрану недр.

16. Годовые планы развития горных работ должны предусматривать:

нормативы потерь и разубоживания, рассчитанные по каждой выемочной единице;

применение способов и систем разработки месторождения, обеспечивающих наиболее полное извлечение полезных ископаемых из недр;

добычу полезных ископаемых в соответствии с действующими кондициями;

соответствие техническому проекту направления планируемого объема горно-подготовительных, нарезных выработок и вскрышных работ для создания вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов;

соблюдение соотношения по количеству и качеству полезных ископаемых в выемочных единицах (участок, блок, панель, камера) и сроков их погашения в соответствии с календарным графиком;

меры по снижению потерь и разубоживания полезных ископаемых при добыче, вовлечению в добычу при необходимости ранее оставленных в недрах, законсервированных, потерянных в недрах забалансовых запасов, использованию совместно залегающих полезных ископаемых и пород вскрыши, складированию некондиционного минерального сырья в спецотвалы, внедрению в производство прогрессивных технологических решений, передовых методов и результатов научно-исследовательских, опытно- конструкторских работ в области рационального, комплексного использования полезных ископаемых и охраны недр.

17. Запрещается в годовых планах развития горных работ предусматривать:

оставление балансовых запасов полезных ископаемых у границ карьерных (шахтных) полей или в контурах погашаемых запасов, отработка которых в будущем будет невозможна или затруднена;

выборочную отработку богатых по содержанию полезного компонента и лучших по технологичности участков месторождения;

оставление на будущие периоды добычи отбитого полезного ископаемого в выемочных единицах, если это не предусмотрено технологией горных работ.

18. Для каждой выемочной единицы должен разрабатываться локальный проект на ее отработку. Основой для его разработки является проект разработки месторождения и планы развития горных работ. Проект отработки выемочной единицы обязательно согласовывается с территориальными органами Комитета геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан. Под выемочной единицей принимается наименьший экономически и технологически оптимальный участок месторождения с достоверным подсчетом исходных запасов руды (блок, панель, лава, часть уступа и т.д.), отработка которого осуществляется единой системой разработки и технологической схемы выемки, по которому может быть осуществлен наиболее точный отдельный учет добычи рудной массы по количеству и содержанию в ней металла (полезного компонента).

19. В проекте на выемочную единицу технико-экономическими расчетами должны быть обоснованы:

оптимальные параметры выемочной единицы, показатели извлечения полезного ископаемого из недр, изменение качества полезного ископаемого при добыче;

методы определения и учета показателей извлечения полезных ископаемых, обеспечивающие необходимую полноту, достоверность и оперативность установления фактических показателей извлечения.

3. Требования охраны недр при разработке месторождений

20. Способ и схема вскрытия и ведения добычных работ на месторождениях или его части должны обеспечивать:

максимальное и экономически целесообразное извлечение из недр всех полезных ископаемых, подлежащих к разработке в пределах горного отвода;

безопасность ведения горных работ;

возможность отработки изолированных рудных тел, пластов и залежей, имеющих промышленное значение;

охрану месторождения от стихийных бедствий и от других факторов приводящих к осложнению их отработки, снижению промышленной ценности, качества и потерям полезных ископаемых.

21. Вскрытие, подготовка месторождения и добычные работы, в том числе опытно-промышленные, должны производиться в строгом соответствии с проектом разработки. При изменении горно-геологических и горно- технических условий, в проект должны быть своевременно и в установленном порядке внесены соответствующие дополнения и изменения.

22. Выбранные способы, объемы и сроки проведения вскрышных и подготовительно-нарезных работ должны обеспечивать установленное качество вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов.

23. В процессе разработки месторождения должны обеспечиваться: проведение эксплуатационной разведки и других геологических работ; контроль за соблюдением предусмотренных проектом мест заложения, направлении и параметров горных выработок, предохранительных целиков, технологических схем проходки; проведение постоянных наблюдений за состоянием горного массива, геолого-тектонических нарушений и другими явлениями, возникающими при разработке месторождения.

24. При проведении вскрывающих и подготовительных горных выработок с попутной добычей полезных ископаемых, недропользователи обязаны: производить раздельную выемку совместно залегающих разносортных, разнокачественных и разнотипных полезных ископаемых; вести учет их добычи и потерь; обеспечить раздельное складирование и сохранность добытых полезных ископаемых до потребления.

25. В процессе вскрытия и разработки месторождения (шахтного поля) не допускается порча примыкающих к нему участков тел (пластов, залежей) с балансовыми и забалансовыми запасами полезных ископаемых.

26. Количество и качество готовых к выемке запасов полезных ископаемых, нормативы эксплуатационных потерь и разубоживания должны определяться по выемочным единицам.

27. В процессе очистной выемки недропользователи обязаны: вести регулярные геологические наблюдения в очистных забоях и обеспечивать своевременный геологический прогноз для оперативного управления горными работами; вести учет добычи, по каждой выемочной единице; не допускать образования временно неактивных запасов, потерь на контактах с вмещающими породами и в маломощных участках тел (залежей, пластов); разрабатывать и осуществлять мероприятия по недопущению сверхнормативных потерь и разубоживания; строго соблюдать соответствие календарного графика и плана развития горных работ.

28. При производстве очистных работ запрещается: приступать к добычным работам до проведения установленных проектом подготовительных и нарезных выработок, предусматривающих полноту извлечения полезных ископаемых; выборочная отработка богатых или легкодоступных участков месторождения (пластов, залежей), приводящая или могущая привести к порче оставшихся балансовых запасов полезных ископаемых; допускать сверхнормативные потери.

29. Определение показателей извлечения полезных ископаемых из недр, потерь и разубоживания должно производиться на основе первичного учета раздельно по способам и системам разработки, выемочным единицам и в соответствии с требованиями методических указаний по определению, учету, нормированию и экономической оценке потерь полезных ископаемых при добыче, согласованных с территориальными органами Комитета геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

30. Потери и разубоживание полезных ископаемых при добыче должны определяться прямым, косвенным и комбинированными методами.

Методы определения потерь полезных ископаемых при добыче должны обеспечивать: определение потерь и разубоживания при технологическом процессе добычи по видам и местам их образования и с требуемой точностью; выявление сверхнормативных потерь и причин их образования.

31. Сверхнормативные потери и выборочная отработка более богатых или ценных полезных ископаемых определяются как разность между фактическими и нормативными значениями по выемочным единицам. За сверхнормативные потери и выборочную отработку применяются штрафные санкции, устанавливаемые государством.

32. Определение, учет и оценка достоверности показателей полноты и качества извлечения полезных ископаемых при производстве очистных работ осуществляется маркшейдерской и геологической службами. Ответственность за своевременность и достоверность учета показателей извлечения полезных ископаемых из недр при добыче несет недропользователь.

33. Для повышения показателей полноты и качества извлечения при добыче, недропользователи обязаны постоянно осуществлять меры по совершенствованию методов доразведки и эксплуатационной разведки, контроля определения качества полезных ископаемых в недрах и добытого минерального сырья, технологии разработки месторождения; внедрению прогрессивной горной техники; выемке запасов из предохранительных, барьерных и других рудных целиков, надобность в которых миновала; применению закладки выработанного пространства для более полной отработки запасов ценных полезных ископаемых; зачистке почвы выработок от отбитой руды и рудной мелочи.

34. При разработке месторождений как открытым, так и подземным способами в обязательном порядке должны производиться систематические наблюдения за состоянием горных выработок, откосов уступов и отвалов, потолочин, почвы и целиков с целью своевременного выявления в них деформаций, определения параметров и сроков службы, сведения к минимуму потерь полезных ископаемых, а также для обеспечения безопасности ведения горных работ.

35. При разработке месторождений, залегающих в сложных горно-геологических и других природных условиях (опасные по газу, внезапные выбросы и горные удары, склонные к самовозгоранию, легкорастворимые в воде, расположенные на континентальном шельфе, под водоемами, в оползневых и с повышенной сейсмичностью районах) должны быть предусмотрены специальные мероприятия, разработанные с учетом предотвращения вредного влияния природных факторов на рациональное, комплексное использование запасов полезных ископаемых и обеспечения технической безопасности.

4. Геолого-маркшейдерское обеспечение горных работ

36. Недропользователи обязаны:

осуществлять доразведку и эксплуатационную разведку месторождений полезных ископаемых, иные геологические работы в целях повышения достоверности определения разведанных запасов, качественного состава руд, изученности горно-геологических и других условий их отработки;

вести в полном объеме и качественном уровне установленную геологическую и маркшейдерскую документацию;

выполнять маркшейдерские работы для обеспечения рационального и комплексного использования месторождений, охраны недр, зданий и сооружений, природных объектов от вредного влияния горных разработок;

обеспечивать учет состояния и движения запасов, потерь и разубоживания, а также попутно добываемых полезных ископаемых и отходов производства, содержащих полезные компоненты.

37. Все геологические работы в пределах разрабатываемого месторождения должны проводиться в соответствии с утвержденным проектом, нормативными и методическими документами Комитета геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

38. Доразведка и эксплуатационная разведка месторождений, или отдельных их участков, выполняется недропользователем или специализированной организацией по геологическому заданию, выданному недропользователем.

39. Проекты доразведки и эксплуатационной разведки месторождения должны предусматривать:

ожидаемый прирост запасов полезных ископаемых;

уточнение геологических, технологических особенностей месторождения или отдельных его участков и перевод запасов в более высокие категории по степени их изученности.

При сложных горно-геологических условиях разработки месторождения или его участков проектами по доразведке и эксплуатационной разведке должно предусматриваться проведение специальных исследований для выработки рекомендаций по обеспечению охраны недр и безопасного ведения работ.

Проекты по доразведке и эксплуатационной разведке должны предусматривать максимальное использование капитальных, подготовительно-нарезных выработок буровых скважин для целей доразведки и эксплуатационной разведки месторождения и, в свою очередь, разведочные горные выработки должны максимально использоваться для эксплуатационных работ.

40. Все разведочные горные выработки и буровые скважины подлежат геологическому документированию.

41. Рабочая геологическая документация пополняется по мере накопления фактического материала, но не реже одного раза в месяц. Сводная геологическая документация пополняется ежеквартально, отставание не допускается.

42. Маркшейдерские работы должны выполняться в соответствии с требованиями Инструкции организаций по производству маркшейдерских работ и других нормативных документов, а также законодательства о недрах и недропользовании и настоящих Правил.

Маркшейдерские работы, требующие применения специальных методик и технических средств и инструментов, должны выполняться специализированными организациями по договору с недропользователем.

В каждой организации должны быть и систематически вестись записи в книге геологических и маркшейдерских указаний, обязательных для исполнения должностными лицами, которым они адресованы. Исполнение этих указаний должно регулярно контролироваться руководителями организации.

43. Учет состояния и движения запасов, потерь и разубоживания полезных ископаемых осуществляется в соответствии с требованиями Положения о порядке ведения Государственного баланса запасов полезных ископаемых в Республике Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан.

44. Учет состояния и движения запасов, потерь и разубоживания полезных ископаемых должен выполняться с соблюдением следующих основных требований:

учету подлежат как утвержденные Государственной комиссией по запасам Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан (Территориальными комиссиями по запасам) запасы полезных ископаемых, так и запасы, подсчитанные при доразведке в соответствии с требованиями;

запасы полезных ископаемых учитываются по категориям раздельно по месторождениям, шахтным полям, участкам, отдельным рудным телам, выемочным единицам, способам и системам разработки, основным промышленным (технологическим) типам и сортам полезных ископаемых;

запасы полезных ископаемых учитываются по наличию их в недрах, независимо от разубоживания и потерь при добыче и переработке.

45. Учет состояния и движения запасов, потерь и разубоживания включает первичный, сводный учет и ежегодный баланс запасов.

46. Недропользователем на основе первичного и сводного учета запасов, потерь и разубоживания полезных ископаемых по состоянию на первое января каждого года составляется ежегодный отчетный баланс запасов. К нему должны быть приложены материалы, обосновывающие изменение запасов в результате их прироста, а также списания, как утративших промышленное значение или неподтвердившихся при последующих геологоразведочных работах и разработке месторождения.

47. Прирост и перевод запасов как основных, так и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов в более высокие категории по степени изученности, производится на основе их подсчета по фактическим геологическим материалам и утверждается в установленном порядке.

48. Снятие с учета всех балансовых запасов или полный перевод их в группу забалансовых по месторождениям, утратившим промышленное значение, производится после соответствующего решения Государственной комиссии (Территориальными комиссиями) по запасам Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

49. Списание запасов полезных ископаемых с учета недропользователя в результате их добычи, потерь и утраты промышленного значения и неподтверждения производится в соответствии с Положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета организаций, и это должно быть отражено в геологической и маркшейдерской документации раздельно по элементам учета и внесено в специальную книгу списания запасов организаций.

5. Органы государственного контроля за охраной недр

50. Государственный контроль за использованием и охраной недр осуществляется на всех этапах деятельности минерально-сырьевого комплекса и обеспечивает:

соблюдение всеми недропользователями независимо от форм собственности установленного порядка пользования недрами, правил ведения государственного учета состояния недр;

выполнения обязанностей по полноте и комплексности использования недр и их охране;

предупреждение и устранение вредного влияния горных работ на окружающую среду, здания и сооружения;

полноту и достоверность геологической, горно-технической и иной информации, получаемой в процессе геологического изучения недр и разработки месторождений полезных ископаемых, а также соблюдения иных правил и норм, установленных законодательством Республики Казахстан.

51. Государственный контроль за охраной недр осуществляется органами охраны недр Комитета геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и его органами на местах.

52. Ведомственный контроль за охраной недр, рациональным и комплексным использованием минерального сырья осуществляется должностными лицами, уполномоченными приказом по организации.

Часть 2

Единые Правила охраны недр при разработке нефтяных

и газовых месторождений Республики Казахстан

6. Общие положения

Правила устанавливают основные нормы и требования ко всем этапам освоения и промышленной разработки нефтяных и газовых месторождений, расположенных в Республике Казахстан, к геологическому изучению месторождений, подсчету и учету запасов, проектированию и созданию на месторождениях рациональных систем разработки, строительству и эксплуатации скважин всех категорий и необходимых промысловых сооружений, управлению процессами разработки, охране недр и окружающей природной среды.

Правила подготовлены в соответствии с Указами Президента Республики Казахстан, имеющими силу Закона: от 17 апреля 1995 г. № 2200 "О лицензировании", от 28 июня 1995 г. № 2350 "О нефти", от 27 января 1996 г. № 2828 "О недрах и недропользовании" и другими законодательными и нормативными актами. см.Z100291

Последовательность работ по проектированию и соответствующему выполнению операций по промышленной разработке месторождений определена в Правилах, исходя из объективных условий постепенного получения информации и детализации представлений о залежах в течение всего длительного периода, начиная с поисков и кончая завершением их разработки. В связи с этим предусматривается необходимость двух-трехкратного проектирования, выполнения авторского надзора и анализов разработки с изменением, при необходимости, ранее принятых технологических решений и внесением соответствующих коррективов в контракты (договоры).

7. Подготовка месторождений углеводородов к разработке

Месторождения углеводородов

53. Месторождение углеводородов - это одна или несколько залежей, приуроченных территориально к одной площади и связанных с благоприятной тектонической структурой или с другими типами ловушек.

54. Под залежью понимается скопление углеводородов в природном едином гидрогазодинамическом резервуаре, приуроченном к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам разреза залежей в геологическом разрезе месторождения может соответствовать количеству продуктивных пластов или быть меньше его.

55. По начальному природному фазовому состоянию углеводородов в

недрах, залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным относятся:

нефтяные залежи, содержащие только нефть с растворенным в ней газом;

газовые залежи, содержащие только природный газ, состоящий из

низкомолекулярных углеводородов;

газоконденсатные залежи, содержащие газ с углеводородным конденсатом

в газовом состоянии.

Двухфазные залежи в начальном природном виде содержат в пластах

одновременно нефть и свободный газ, залегающий над нефтью в виде шапки.

В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн от общего

объема залежи углеводородов в целом к двухфазным залежам относятся:

нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой при Vн>0,75;

газонефтяные или газоконденсатонефтяные при 0,5

57. Разведка включает полевые геолого-геофизические исследования,

структурное бурение, бурение, опробование и испытание поисковых и

разведочных скважин.

В процессе разведки на нефтяных и газонефтяных месторождениях

проводится пробная эксплуатация скважин.

В процессе этих работ осуществляется сбор и накопление исходной

информации для построения статических моделей залежей углеводородов,

подсчета запасов и последующего проектирования промышленной разработки

залежей и месторождений.

58. Требования к геологоразведочным работам и изученности

месторождений и залежей углеводородов при подготовке их к разработке

определяются Инструкцией о содержании, оформлении и порядке

представления в Государственную комиссию по запасам полезных

ископаемых материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов и

Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных

ресурсов нефти и природного газа.

59. Разведка ведется по специально утвержденному проекту, в

котором обосновываются количество, местоположение и сроки бурения

скважин, решаемые ими задачи, комплекс и объемы необходимых

исследований. Виды исследований в процессе бурения определяются

геолого-техническим нарядом, составляемым для каждой разведочной скважины

индивидуально.

Полученные данные должны быть достаточны для надежного

обоснования кондиций, подсчета запасов с их утверждением в

установленном порядке и для проектирования разработки.

60. По месторождению в целом в процессе разведки должны быть изучены:

литолого-стратиграфический разрез, положение в нем нефтегазоносных

продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности

в условиях залегания продуктивных пластов;

гидрогеологическая характеристика разреза месторождения с выделением

водонапорных систем и описанием физико-химических свойств вод всех

водоносных пластов;

характеристика покрышек залежей, их вещественный состав и свойства;

термобарические закономерности в разрезе месторождения.

По каждой залежи должны быть установлены:

тектоническое строение залежи;

общие, эффективные и нефтегазонасыщенные толщины продуктивных

пластов и их изменения в пределах залежей;

литологические свойства пород, структура емкостного объема коллекторов;

фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, их изменчивость в

объеме залежей;

начальная и остаточная нефтегазонасыщенность продуктивных пластов;

поверхностные свойства продуктивных пластов (гидрофильность,

гидрофобность);

коэффициенты вытеснения по продуктивным пластам;

значения относительных фазовых проницаемостей пород-коллекторов для нефти, газа и воды в зависимости от их долевого содержания;

условия залегания нефти, газа, конденсата в продуктивных единицах;

величины начальных пластовых давлений и температур;

физико-химические свойства пластовой нефти по данным дифференциального и контактного разгазирования (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжигаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки и другие);

физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);

средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщенных их жидкостей (для залежей с повышенной и высокой вязкостью);

физико-химические свойства газа в пластовых условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный состав и фракционный, содержание парафина, серы, смол).

Перечисленные сведения получают по данным бурения скважин, опробования пластов при бурении, геофизических исследований скважинных и полевых, литологического изучения пород, лабораторного исследования свойств углеводородов на основе информации, обобщенной за весь этап разведки месторождения.

Ряд важнейших характеристик залежей получают при пробной эксплуатации залежи и испытании разведочных скважин.

61. В соответствии с Законом Республики Казахстан "Об охране окружающей природной среды" в процессе разведки изучаются поверхностные условия (рельеф, наличие водоемов, запретная зона и другие), изыскиваются источники водоснабжения для обеспечения деятельности нефтегазодобывающих организаций, выявляются в разрезе месторождения поглощающие горизонты для сброса промышленных и других сточных вод, оценивается сырьевая база строительных материалов.

62. В заповедных зонах и на других охраняемых территориях ведение

поисково-разведочных работ, допускается по согласованию с

соответствующими государственными органами.

63. Испытание разведочных скважин предусматривает организацию

добычи нефти из них до трех месяцев с проведением комплекса

промыслово-геологических и гидродинамических исследований и с

обязательной реализацией добытой нефти. При этом получают следующие данные:

начальное пластовое давление и температуру;

возможные в условиях последующей разработки дебиты скважин и

забойные давления;

общие для каждой скважины и удельные (то есть на 1 м нефтенасыщенной

толщины) коэффициенты продуктивности исследования горизонтов по нефти

и жидкости;

средний для дренируемой части горизонта коэффициент проницаемости;

коэффициент проводимости горизонта;

коэффициент газопроводности;

коэффициент пьезопроводности.

64. Пробная эксплуатация залежей углеводородов проводится на нефтяных и газонефтяных месторождениях при наличии лицензии на добычу нефти и предусматривает временную эксплуатацию пробуренных разведочных скважин. При необходимости могут быть пробурены и введены в эксплуатацию опережающие добывающие и нагнетательные скважины на участках залежей с запасами категории С1. Сроки пробной эксплуатации, так же как ее необходимость, определяются Компетентным органом.

Целью пробной эксплуатации залежей углеводородов является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации о геолого- физической характеристике залежей, условиях залегания углеводородов, продуктивности скважин.

Пробная эксплуатация залежей углеводородов проводится по специальному утвержденному в установленном порядке проекту, который разрабатывается на основе оперативных запасов углеводородов.

В проекте пробной эксплуатации залежей углеводородов предусматривается:

перечень вводимых в эксплуатацию разведочных скважин, количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин;

комплекс геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

выбор эффективных методов вскрытия пластов и освоения скважин;

изучение приемистости нагнетательных скважин;

ориентировочные уровни добычи нефти на период пробной эксплуатации залежей углеводородов.

Кроме того, пробная эксплуатация залежей углеводородов позволяет определить:

эффективную технологию освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющего нефть агента (чаще всего - воды);

возможные режимы эксплуатации нагнетательных скважин (давление нагнетания, приемистость, требования к нагнетаемому агенту, способы очистки скважин и другие);

характер взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин;

геолого-физические причины, осложняющие процесс воздействия (изменчивость условий залегания и проницаемости пластов, недостаточная активность воздействия и так далее);

изменение пластового давления и дебитов в процессе эксплуатации.

Поскольку испытание скважин и пробная эксплуатация залежей являются частью разведочного этапа, получаемую в эти периоды, нефть из скважин следует считать добычей при разведке в отличие от добычи при разработке, которую учитывают с момента начала реализации запроектированной системы разработки.

Залежи небольших размеров с простой благоприятной геолого- промысловой характеристикой могут вводиться в промышленную разработку, минуя стадию их пробной эксплуатации.

65. Проекты пробной эксплуатации залежей составляются отечественными и иностранными институтами, имеющими соответствующий опыт на осуществление таких работ и утверждаются в установленном порядке.

66. Статическая геолого-промысловая модель залежи углеводородов представляет собой отражение совокупности геолого-физических свойств природного объекта - залежи, находящейся в начальном, не затронутом разработкой состоянии, и является основой для подсчета запасов и проектирования разработки.

Составляется и уточняется статическая геолого-промысловая модель залежи путем систематизации и комплексного обобщения всей разнообразной информации, полученной непосредственно при бурении и исследовании скважин, и косвенным путем (сейсмические исследования, аэрокосмосъемка и другие) на всех стадиях геологоразведочных работ и разработки залежей (эксплуатационных объектов) с последовательной детализацией.

Основой статической геолого-промысловой модели залежи углеводородов являются методы геометризации, позволяющие путем построения различных геологических схем, карт, профильных разрезов отображать особенности и детали строения самого объекта и условий залегания углеводородов в недрах. В число обязательной геологической графики при геометризации залежей входят:

схемы детальной корреляции разрезов скважин; от качества выполнения корреляции во многом зависит надежность всех остальных графических построений;

детальные геологические профили продуктивной части разреза по наиболее характерным направлениям: с нанесением положения контактов между нефтью, газом, водой (водонефтяной, газонефтяной, газоводяной контакты) и интервалов перфорации;

структурные карты или карты поверхностей кровли и подошвы коллекторов изучаемого объекта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, зон выклинивания или фациального замещения пластов, а также линии тектонических нарушений (при их наличии);

карты общих, эффективных и нефтегазонасыщенных толщин.

Кроме геологической графики, обязательной составной частью статической геолого-промысловой модели залежи углеводородов являются сведения с характеристикой:

природного режима, энергетических возможностей объекта, начального пластового давления, давления насыщения и ретроградного выпадения конденсата и другие;

вещественного состава пород, слагающих объект, минерального состава зерен скелета, состава цемента, глинистости, карбонатности и другие;

фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов - пористости, проницаемости нефтегазо- и водонасыщенности и другой структуры вещественного объема;

количественной оценки неоднородности продуктивных пластов, расчлененности, прерывистости, песчанистости, изменчивости проницаемости;

свойств пластовых флюидов, вязкости пластовой нефти, газонасыщенности, содержания парафина в нефти и конденсата в газе и других.

Подсчет запасов углеводородов и им сопутствующих

компонентов

67. Запасы углеводородов - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20 оС) условиям.

68. Запасы нефти, газа, конденсата, находящиеся в недрах, называются геологическими.

69. Геологические запасы, выявленные в месторождениях углеводородов, подразделяются на две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.

70. Рентабельные (извлекаемые) - запасы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей природной среды. Эта часть геологических запасов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата.

71. Нерентабельные - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно.

72. Подсчет запасов нефти и газа обычно производится по окончании каждой из стадий геологоразведочных работ и в процессе разработки:

после открытия месторождения углеводородов, то есть по завершении стадии поиска - оперативно;

по завершении стадии оценки месторождений углеводородов - с утверждением запасов крупных и уникальных месторождений государственной экспертизой, а по остальным - оперативно;

по завершении всего этапа разведки с пробной эксплуатацией залежи - с утверждением запасов государственной экспертизой;

после эксплуатационного разбуривания месторождений по первому проектному документу на разработку (по технологической схеме разработки нефтяного месторождения и по проекту опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения) - с утверждением запасов государственной экспертизой при изменении ранее утвержденных запасов более чем на 20 процентов.

73. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, на всех стадиях изученности производятся преимущественно объемным методом с привлечением, при необходимости и возможности, других известных и создаваемых методов.

74. При наличии данных пробной эксплуатации залежей нефти небольших размеров оценка запасов нефти на стадиях разведки может быть осуществлена методами, основанными на принципе материального баланса (для газа - методом падения пластового давления), с целью определения масштаба запасов изучаемой залежи.

75. Подсчет и учет геологических запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов на разных стадиях изученности производятся с различной степенью их дифференциации:

на стадии поиска месторождений - по каждой залежи и по месторождению в целом и с выделением запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газоводяной, газонефтеводяной зон;

на стадии разведки - по разным зонам залежей раздельно по пластам;

после разбуривания залежей по первому проектному документу на разработку - по зонам с разным насыщением, по пропласткам каждого пласта, с выделением в пределах каждой из зон участков разной продуктивности.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана и бутана подсчитывают в тыс. т, запасы свободного газа - в млн. м3, запасы гелия и аргона - в тыс. м3 при стандартных условиях (0,1 МПа и 20 оС).

76. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов вариантов разработки в виде Технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти, которое представляется на государственную экспертизу.

77. Государственной экспертизой с учетом заключений отраслевых ведомств утверждается конечный коэффициент извлечения нефти по варианту, наиболее полно отвечающему технологическим, экономическим и экологическим требованиям.

78. Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти, газа и попутных компонентов регламентируется положениями и инструкциями.

Порядок ввода месторождений углеводородов

в промышленную разработку

79. Ввод в промышленную разработку месторождений (залежей) нефти и газа допускается, если:

выполнены работы по разведке нефтяного месторождения, при необходимости проведена пробная эксплуатация залежей или опытно- промышленная разработка представленных участков месторождения, а по газовому месторождению - опытно-промышленная эксплуатация месторождения,

проведена государственная экспертиза запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них других попутных компонентов;

имеются горные и земельные отводы;

недропользователями получены лицензии на добычу нефти и соответствующие лицензии на виды деятельности;

имеются заключения экспертизы Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям на проектные документы на разработку;

утверждены в установленном порядке технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема, проект разработки), проектно-сметная документация на обустройство;

заключен договор на разработку месторождения между Агентством Республики Казахстан по инвестициям и недропользователем.

8. Проектирование разработки нефтяных месторождений

Параметры, используемые при проектировании

разработки нефтяного месторождения

80. Проектирование разработки нефтяного месторождения базируется на результатах разведки и на запасах, подсчитанных в соответствии с действующей инструкцией и утвержденных государственной экспертизой.

81. При проектировании используются данные непосредственных замеров, определенные путем расчетов.

82. Непосредственно замеренные данные - это полные размеры нефтяных залежей, общая и эффективная толщина, проницаемость, количество обособленных пластов, дебиты и коэффициенты продуктивности скважин, характеристики физических свойств нефти, газа, воды, начальное пластовое давление и давление насыщения нефти и газом, начальное газосодержание нефти, забойное давление фонтанирования в зависимости от устьевого давления, приемистость нагнетательных скважин, обводненность продукции добывающих скважин.

83. Путем расчетов определяют площадь, подлежащую разбуриванию в пределах минимально допустимой эффективной толщины, для площади разбуривания определяют средние значения и квадраты коэффициента вариации для: общей толщины, эффективной толщины, числа обособленных слоев, коэффициента продуктивности скважин и удельного коэффициента продуктивности на единицу эффективной толщины. По данным пробной эксплуатации залежей необходимо также определить: степень уменьшения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения; по фактической закачке воды в нагнетательные скважины и фактическому обводнению добывающих скважин - соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях и показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, а также показатель расчетной послойной неоднородности пластов по проницаемости.

При отсутствии указанных необходимых физических сведений расчетную послойную неоднородность пластов следует определить по данным геофизических измерений, а соотношение подвижностей воды и нефти - по значениям их вязкости и остаточной нефтенасыщенности; степень уменьшения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения следует определить по аналогии по исследованным скважинам других месторождений. По аналогии, по данным других месторождений с плотной сеткой скважин, должен быть установлен геологический параметр - шаг хаотической изменяемости коллекторских свойств пластов (эффективной толщины, удельной продуктивности).

84. Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется согласно Регламенту по составлению технологических схем и проектов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, утвержденном Министерством энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан.

85. При необходимости проводится опытно-промышленная разработка нефтяных и газонефтяных месторождений, которая предусматривает ввод в эксплуатацию небольших залежей или участков крупных залежей на разведуемых или промышленно разрабатываемых объектах.

Опытно-промышленная разработка нефтяных и газонефтяных месторождений проводится для испытания новых или ранее известных технологий, но требующих апробации в геолого-физических условиях рассматриваемого месторождения в соответствии со специальным, утвержденным в установленном порядке проектом.

В проекте опытно-промышленной разработки нефтяных и газонефтяных

месторождений обосновываются:

выбор небольшой залежи или представительного участка крупной залежи

для проведения работ;

количество и расположение добывающих и нагнетательных скважин;

технология опытно-промышленной разработки;

потребность в специальных оборудовании и агентах воздействия на пласт;

комплекс исследований по контролю процесса разработки и получения

дополнительных данных о геолого-физических свойствах объекта;

продолжительность опытно-промышленной разработки, необходимая для

оценки эффективности апробируемой технологии;

уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период

проведения опытных работ;

основные требования к системе промыслового обустройства;

предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-

промышленных работ.

Выбор системы разработки нефтяного

месторождения

86. Разработка нефтяного месторождения включает в себя комплекс разнообразных технических и технологических мероприятий: бурение скважин по определенным сеткам и создание условий для их оптимальной эксплуатации, организацию воздействия на продуктивные пласты, контроля разработки.

Этот комплекс мероприятий образует систему разработки, состоящую из

серии взаимосвязанных элементов.

87. Каждому эксплуатационному объекту соответствует своя

рациональная система разработки, отвечающая конкретным геолого-

физическим условиям и техническим возможностям при достаточной

экономической эффективности.

88. Выбор рациональной системы разработки осуществляется путем

рассмотрения вариантов с оптимизацией основных элементов системы.

Основное внимание уделяется обоснованию:

выделения эксплуатационных объектов;

способа и режима эксплуатации скважин;

системы размещения и плотности сетки скважин;

вида воздействия на пласты;

принимаемых забойных давлений добывающих и нагнетательных

скважин.

Выделение эксплуатационных объектов

89. Эксплуатационный объект (объект разработки) - это отдельный продуктивный пласт, группа пластов или часть крупной насыщенной углеводородами толщи, выделенные для разработки самостоятельной серией скважин.

Выделение в разрезах месторождений углеводородов эксплуатационных объектов - первый этап в проектировании разработки - решается с учетом геолого-физических, технических, экологических и экономических факторов в виде оптимизационной задачи. В результате могут быть выделены один, два и более объектов.

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

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

92. Выделенный объект разработки должен располагать достаточными удельными запасами на единицу площади залежи и достаточной продуктивностью с тем, чтобы обеспечить высокие дебиты скважин в течение продолжительного периода эксплуатации в безводный период и при обводнении.

93. Нецелесообразно выделение крупных эксплуатационных объектов, которые могут привести: к превышению возможных дебитов над пропускной возможностью скважин; резкому снижению продуктивности объекта по сравнению с суммарной продуктивностью объединенных пластов при их раздельной разработке; весьма резкому усложнению комплекса мероприятий по контролю и регулированию работы всех пластов.

Выбор режима разработки эксплуатационных

объектов

94. Разработка нефтяных месторождений может осуществляться на режимах двух типов: на естественных и искусственных режимах восполнения пластовой энергии.

95. Первый тип режимов включает в себя естественный водонапорный режим, при котором вода из законтурной водоносной области поступает в пределы нефтяной залежи и вытесняет нефть, а также в разных соотношениях: упругий режим, режим растворенного газа. Кроме того, при наличии значительной газовой шапки за счет ее расширения может быть естественный газонапорный режим. При выпуске газа из газовой шапки и неконтролируемом разгазировании нефти в пластовых условиях нефтеотдача пластов может быть недопустимо низкой.

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

97. В качестве вытесняющего агента применяются:

вода из различных природных источников и попутная промысловая после ее очистки и деаэрации;

вода, обработанная различными химическими реагентами, горячая вода, пар, газ и другие энергоносители обычно в виде оторочек, вытесняемых водой.

Сетки скважин

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

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

100. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе

разбуривания по мере детализации представлений о строении пласта.

101. Для каждого объекта подбирается рациональная плотность сетки

скважин. Рациональной считается такая плотность сетки и соответственно

такое общее количество скважин, при которых достигается максимум

экономического эффекта при возможно более полном использовании недр.

102. Плотность сетки скважин выбирается с учетом геолого-физических

факторов, к основным из которых относятся:

удельные запасы нефти на единицу площади;

свойства пластовой нефти (вязкость, газосодержание, соотношение

пластового давления и давления насыщения);

характер и степень неоднородности продуктивных пластов;

фильтрационные свойства пород-коллекторов.

103. Рациональная плотность сетки скважин определяется путем сравнения

технико-экономических вариантов по нескольким вариантам разработки,

полученным на основании гидродинамических расчетов.

104. На месторождениях с двумя-тремя и более объектами системы

размещения добывающих и нагнетательных скважин увязываются между

собой для рационального размещения скважин, создания оптимальных

условий общего поверхностного обустройства, предотвращения перетоков

жидкости между объектами.

Размещение нагнетательных скважин

105. В общей геометрии сетки нагнетательных скважин располагаются:

равномерно распределенными по всей площади объекта;

неравномерно распределенными по всей площади объекта;

в рядах линейной, круговой или иной формы как в законтурной

(приконтурной) области, так и внутри контура нефтеносности.

106. Характер размещения нагнетательных скважин при закачке воды и

водных растворов определяет вид системы заводнения.

107. При равномерном распределении нагнетательных скважин по всей

площади объекта формируются пятиточечная, обращенная семиточечная,

обращенная девятиточечная или другая система площадного внутри контурного

заводнения.

108. При неравномерном распределении нагнетательных скважин по

площади объекта формируется избирательная система внутриконтурного

воздействия.

109. При размещении нагнетательных скважин рядами в законтурной области или вдоль контура нефтеносности формируется законтурное или приконтурное заводнение.

110. При размещении нагнетательных скважин рядами внутри контура

нефтеносности формируются рядные (блоковые), барьерные и другие виды

рядного внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на полосы

(блоки), в пределах которых размещаются от одного до пяти рядов

добывающих скважин.

111. При необходимости рядные (блоковые) системы внутри контурного

заводнения дополняются очаговым заводнением и (или) сочетаются с

законтурным (приконтурным).

112. Размещение нагнетательных скважин, а следовательно, и вид

заводнения определяются особенностями строения объекта, свойствами

пластовых флюидов и другими геолого-физическими факторами.

Выбор забойных давлений нагнетательных

и добывающих скважин

113. Забойное давление добывающих скважин определяется, исходя из

максимума общего дебита на проектную скважину (вместе добывающие и

нагнетательные), с учетом снижения коэффициента продуктивности по нефти

при снижении забойного давления ниже давления насыщения. При

применении высокого давления нагнетания и рационального соотношения

добывающих и нагнетательных скважин забойное давление добывающих

скважин целесообразно держать на уровне давления насыщения.

Технико-экономические показатели и варианты

разработки нефтяных месторождений

114. В проектном документе разработки нефтяных месторождений обосновывается динамика основных технологических и экономических показателей: добыча нефти, добыча жидкости, текущая обводненность, число работающих скважин, число скважин-дублеров, объем закачки воды, накопленные отборы нефти и жидкости, капитальные и текущие экономические затраты с учетом реализации за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плата за кредит, возврат кредита (отмечается год полного возврата кредита).

115. Годовые показатели увязываются со стадиями разработки эксплуатационного объекта. Выделяют четыре стадии: первая - разбуривание основного фонда и рост добычи нефти, вторая - стабилизация добычи нефти, третья - крутое падение добычи нефти, четвертая - низкая добыча нефти с малым падением в течение продолжительного периода времени.

116. В проектном документе на разработку эксплуатационного объекта и месторождения в целом рассматриваются три варианта технико-экономических показателей по годам разработки.

117. Первым (базовым) вариантом является вариант разработки на естественном режиме истощения пластовой энергии. В последующих проектных документах первым вариантом служит осуществляемый вариант предыдущего проектного документа - бывший рациональный, но теперь пересчитанный с учетом нового знания геологического строения и продуктивности нефтяных пластов, новых соображений по технологии и новой экономической ситуации.

118. Вторым вариантом должен быть рекомендуемый рациональный

вариант разработки, выбранный при оптимизации основных элементов

разработки.

119. Третий вариант от рекомендуемого рационального варианта

разработки отличается определенной степенью риска по темпу

осуществления технических мероприятий и применением более эффективной

технологии, испытание которой на экспериментальном участке идет успешно.

120. При необходимости число рассчитываемых вариантов может быть

больше трех. Принципиальное значение имеют варианты с различным

темпом разбуривания и различной потребностью в банковском кредите.

Проектные документы по промышленной разработке

нефтяных месторождений

121. Для промышленной разработки нефтяных месторождений составляются:

технологическая схема разработки;

проект разработки;

уточненный проект разработки;

проект доразработки.

Из названных документов некоторые могут быть исключены, если в них нет

необходимости.

122. Кроме проектных документов, выполняются отчеты по авторскому надзору за осуществлением проекта и по анализу разработки с рекомендациями по оперативному совершенствованию процесса разработки.

123. Необходимость в последовательном составлении перечисленных проектных документов связана с постепенным уточнением начальной величины запасов нефти, локальных особенностей геологического строения и степени выработанности запасов нефтяных пластов и объективной необходимостью устранения выявленных недостатков предыдущей проектной работы, а также с радикальным изменением экономической ситуации.

124. Погрешности проектирования разработки нефтяных месторождений часто бывают обусловлены нехваткой исходных данных, неточностью определения параметров нефтяных пластов по ограниченной совокупности исследованных скважин, а также с невыполнением запроектированных технических мероприятий по составу и количеству.

125. Представленный порядок проектирования должен быть обеспечен методикой проектирования, методом анализа для выявления основных параметров нефтяных пластов, критерием рациональности и методом согласования по месторождению систем разработки эксплуатационных объектов.

126. При промышленной разработке крупного нефтяного месторождения несколькими недропользователями в каждом проектном документе все технологические решения и показатели разработки, определенные для месторождения в целом, дифференцируются по его участкам (блокам) с соответствующими лицензионными границами.

127. В проектном документе обосновываются также порядок и содержание работ по координации недропользователями операций по разработке в целях наиболее эффективного использования недр.

128. Обязательным разделом всех проектных документов по разработке нефтяных месторождений является раздел "Охрана недр и окружающей природной среды" с оценкой воздействия на окружающую среду.

9. Промышленная разработка нефтяных месторождений

Конструкции и бурение добывающих и нагнетательных

скважин, вскрытие пластов

129. Строительство скважин является одним из основных этапов в создании запроектированной системы разработки месторождения и проводится в полном соответствии с требованиями Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефть и газ, утвержденных Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды и Министерством энергетики, индустрии и торговли и согласованных с Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

130. Проектирование строительства скважин основывается на следующих положениях:

бурение скважин осуществляется по групповым или индивидуальным техническим проектам на строительство скважин;

технический проект является основным документом, регламентирующим процесс строительства скважин. Технические проекты разрабатываются отечественными и иностранными научно-исследовательскими и проектными институтами и согласовываются в установленном порядке с соответствующими государственными органами. В проектах предусматривается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех требований технологических проектных документов на разработку;

при проектировании строительства скважин руководствуются действующими нормативными документами по всем основным видам работ и охране окружающей природной среды. Технический проект разрабатывается на основании задания на проектирование строительства скважин, которое составляется заказчиком на основе проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения. Ответственность за полноту и достоверность исходных данных на проектирование несет заказчик, а за качество проекта - проектная организация;

строительство скважин осуществляется на основе договоров между буровой организацией-подрядчиком и нефтегазодобывающей организацией- заказчиком или самой нефтегазовой организацией при наличии соответствующей лицензии;

изменения к проекту, в целях повышения качества и безопасности работ, производятся по требованиям Компетентных государственных органов (Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды, Министерства энергетики, индустрии и торговли и Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям);

контроль за исполнением проектов возлагается на заказчика и проектную организацию;

ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на буровую организацию.

131. Бурение скважин всех категорий проводится в полном соответствии с требованиями действующих правил и норм (в отрасли и в организациях). При строительстве скважин могут быть использованы зарубежные нормативы, если их требования не ниже казахстанских и не противоречат им.

Все операции по строительству скважин проводятся в полном соответствии с требованиями режимно-технологической документации, разработанной институтом-проектировщиком, с обязательным проведением всего комплекса маркшейдерско-геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устьев и забоев скважин их проектным положениям.

Способы бурения и соответствующие им бурильные трубы, долота, режим бурения, тип и рецептура бурового раствора определяются в технологических регламентах. Предусматривается и обосновывается способ вскрытия бурением продуктивных отложений с различными пластовыми давлениями на разрабатываемых месторождениях.

Вопросы технологии бурения, указанные в проекте разработки месторождения, рассматриваются как рекомендации.

Объем запасного бурового раствора определяется в техническом проекте.

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

Особенности строительства скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, наличием в разрезе солей, аномально высоких пластовых давлений и высоких температур предусматриваются в индивидуальных или групповых технических проектах на строительство скважин в соответствии с:

проектом разведки нефтяного месторождения;

технологической схемой (проектом) разработки нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения.

Все операции по бурению скважин на месторождениях с содержанием сероводорода выше шести процентов, объема выполняются в соответствии с Инструкцией Агентства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ и Дополнительными требованиями по технике безопасности и охране окружающей природной среды при разведке и разработке морских месторождений, содержащих сероводород, которые обязательны также и для проектных организаций, выполняющих работы для указанных целей.

132. Конструкции скважин представляют собой комплекс обсадных колонн с необходимыми диаметрами и длинами, зацементированными заколонными пространствами, определенным оборудованием прискважинной области продуктивных пластов и оборудованием устья скважин. Конструкции скважин должны обеспечивать надежность, технологичность и безопасность их бурения и эксплуатации, в том числе: максимально возможное использование продуктивности объектов разработки в процессе эксплуатации скважин за счет оптимальных диаметров эксплуатационных колонн и конструкций забоя;

возможность применения эффективного оборудования для оптимальных способов и режимов эксплуатации скважин в условиях применения запроектированных методов воздействия на пласты или использования природных режимов залежей;

безопасное ведение работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважин;

получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

охрану недр и окружающей природной среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважин, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств для изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от дневной поверхности;

максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин;

условия для производства в скважинах при их эксплуатации ремонтных и исследовательских работ;

возможность установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств.

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

Конструкции нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа обосновываются в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

Конструкции разведочных скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с доказанной продуктивностью должны отвечать требованиям для возможного использования их при эксплуатации.

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

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

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

Выбранный тип профиля наклонно направленного ствола скважины, компоновка низа бурильной колонны, параметры режима бурения, темпы углубления ствола скважины и комплексы других мероприятий должны обеспечивать:

доведение скважины до проектной глубины без каких-либо осложнений при существующем состоянии техники и технологии буровых работ;

качественное строительство скважины при минимальных затратах времени и средств;

достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном направлении в пределах допустимых норм отклонения;

минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не превышающего допустимые величины;

возможность свободного прохождения компоновки низа бурильной колонны и обсадных колонн, а также оснасток элементов подземного оборудования, спускаемого в процессе эксплуатации и подземного ремонта;

предотвращение протирания обсадных колонн, желобообразования затяжки и заклинивания инструмента и геофизических приборов.

Профили горизонтальных стволов скважин в продуктивном пласте обосновываются при проектном решении разработки месторождения горизонтальными скважинами.

Бурение скважин с горизонтальным участком ствола, производится по индивидуальным техническим проектам, предусматривающим обеспечение выполнения всего геофизического комплекса исследований.

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

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

Запрещается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора.

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

Выбор превенторной установки, манифольдов (линий дросселирования и глушения), станции гидроуправления, пульта дросселирования и трапно- факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно- геологических условий для выполнения следующих технологических операций:

герметизация устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

подвески колонны бурильных труб на плашках нижнего превентора после его закрытия;

срезания бурильной колонны;

контроля за состоянием скважины во время глушения;

расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

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

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

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования производятся в соответствия с Едиными техническими правилами ведения буровых работ при строительстве скважин на нефть и газ на месторождениях Республики Казахстан, утвержденными Министерством энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан и Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды.

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

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

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

Работы по цементированию обсадных колонн осуществляются в соответствии с инструкцией по креплению скважин, которое должно обеспечить надежность разобщения всех пластов и исключить возможность образования заколонных перетоков нефти, газа и воды.

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

Обсадные колонны после обвязки их колонной головкой проверяются на герметичность в соответствии с действующими правилами.

На месторождениях, содержащих сероводород, углекислый газ и другие агрессивные соединения, применяются коррозионно-стойкие обсадные трубы и тампонажные цементы.

Качество цементирования обсадных колонн и разобщения пластов контролируется специальными геофизическими исследованиями. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить:

контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;

контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;

получение данных о распределении цемента за колонной;

выявление возможных каналов и зазоров между цементным камнем и колонной, цементным камнем и породой и наличие перетоков;

выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.

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

136. Сообщение продуктивного пласта со стволом скважин может обеспечиваться путем перфорации зацементированной колонны, установки фильтра без его цементирования или путем оставления открытого забоя. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией является наиболее распространенным способом.

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

Способы вскрытия пласта и интервалы перфорации намечает геологическая служба заказчика в течение суток после получения материалов геофизических исследований фактического разреза скважины до спуска колонны.

Условия применения, способы перфорации, порядок проведения работ определяются инструкцией по прострелочным и взрывным работам в скважинах, временной инструкцией по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта, едиными правилами безопасности при взрывных работах.

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

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

Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

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

137. Освоение добывающих скважин производится с целью получения промышленных притоков газа, нефти, газоконденсата и является составной частью процесса бурения.

Работы по освоению скважин начинают только при соблюдении технологических условий и обеспеченности техническими средствами и материалами, предусмотренными в проектах на строительство скважин.

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

Комплекс работ по освоению скважин должен обеспечивать:

максимальную очистку призабойных зон пласта от промывочной жидкости;

сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

предупреждение прорыва подошвенной воды и газа из газовой шапки;

термогидродинамические исследования по определению количественной и качественной характеристик пласта и его геофизических параметров;

предотвращение неконтролируемых газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов;

предотвращение деформации эксплуатационной колонны;

охрану недр и окружающей природной среды.

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

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

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

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

Выбор способа эксплуатации, подбор, установка скважинного оборудования, а также дальнейшие работы по повышению продуктивности добывающих скважин и достижению намеченной приемистости нагнетательных скважин осуществляются недропользователем в соответствии с проектными документами на разработку, а также в связи с особенностями геологического строения залежи и текущего состояния разработки месторождения.

Строительство скважин считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на их строительство и планом освоения.

138. Порядок передачи скважин, законченных строительством, от подрядчика заказчику определяется договором на производство работ подрядным способом, заключенным между ними.

По законченным строительством скважинам буровая организация обязана представить заказчику (нефтегазодобывающей организации) следующие документы, оформленные актами сдачи-приемки работ по установленной форме:

акты о заложении скважин;

проект бурения скважин (типовой геолого-технический наряд);

акты о начале и окончании бурения скважин;

акты об измерении альтитуды устья обсадной колонны;

материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;

расчеты обсадных колонн, их параметры, диаметр, толщину стенок, марки стали и другие необходимые характеристики для неметаллических колонн;

акты на цементирование обсадных колонн, расчеты цементирования, лабораторные анализы качества и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цементного раствора на устье или высоте подъема цементного раствора (диаграмму цементомера), акты на меру труб, компоновку колонн, данные о плотности бурового раствора в скважине перед цементированием;

акты испытания всех обсадных колонн на герметичность;

планы работ по опробованию или освоению каждого объекта;

акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала

перфорации, способа перфорации и количества отверстий;

акты освоения каждой скважины с приложением данных исследования

(дебиты, давления, продуктивность, анализы нефти, воды, газа);

меру и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования,

глубины установки пусковых клапанов (отверстий);

геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения

скважин;

описание керна;

паспорт скважин с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях и

конструкции;

акты о натяжении колонны;

акты об оборудовании устья скважин;

акты о сдаче геологических документов по скважинам;

акт рекультивации земельного участка.

139. Консервация и ликвидация скважин. Если при испытании из пласта получен промышленный приток нефти или газа, но площадь не обустроена и не подготовлена к эксплуатации, скважины временно консервируют. Способ консервации выбирают в зависимости от продолжительности консервации и коэффициента аномальности пластового давления.

Консервация скважин осуществляется в соответствии с действующим положением и инструкциями по консервации скважин.

Если при испытании разведочных скважин приток промышленного значения не был получен ни из одного объекта, их ликвидируют в соответствии с действующим Положением о порядке консервации и ликвидации скважин, утвержденными Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды.

Скважины могут ликвидироваться по геологическим причинам как выполнившие свое назначение, а также по техническим причинам в соответствии с нормативами и инструкциями по ликвидации скважин.

В скважинах, подлежащих ликвидации, устраняются межпластовые

перетоки, межколонные проявления, другие возможные источники

образования вторичных газовых залежей.

Устья и стволы ликвидируемых и консервируемых скважин должны быть

оборудованы в соответствии с Проектом по оборудованию устьев и стволов

опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных,

наблюдательных и специальных скважин при их ликвидации или

консервации.

Освоение системы воздействия на пласт

140. Система воздействия на пласт представляет собой

комплекс технических средств по обеспечению предусмотренных проектными

документами на разработку технологий извлечения запасов углеводородов из

недр.

В комплекс технических средств воздействия на пласт входят:

источники рабочего агента (водозаборы и газовые скважины,

установка деэмульсации обводненной нефти, поставщики химических реагентов и

другие);

водоводы, газопроводы, продуктопроводы;

насосные и газокомпрессорные станции высокого давления;

нагнетательные скважины.

Система воздействия на пласт должна обеспечивать:

закачку в эксплуатационный объект необходимых объемов рабочего агента для восполнения пластовой энергии и вытеснения углеводородов к забоям добывающих скважин по отдельным зонам, пластам и месторождению в целом;

подготовку рабочего агента до необходимых кондиций по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов;

возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки рабочего агента как по каждой скважине, по группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом;

возможность постоянного контроля за качеством и свойствами рабочего агента;

надежность функционирования, в первую очередь с точки зрения герметичности.

Мощность системы воздействия на пласт должна обеспечивать возможность максимальной проектной закачки рабочего агента по каждому технологическому блоку и месторождению в целом.

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

Конструкция нагнетательной скважины (диаметр обсадных колонн марка стали, высота подъема цемента и другие) должна обеспечивать:

закачку рабочего агента при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме;

надежное разобщение пластов и объектов разреза;

производство всех видов исследований, мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, а также ремонтных работ.

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

142. Эффективная работа нагнетательной скважины зависит от успешности ее освоения, под которым понимается комплекс мер по обеспечению приемистости скважин в необходимом объеме по всей заданной толщине эксплуатационного объекта.

Указанная задача решается путем восстановления природных фильтрационных свойств призабойной зоны пласта и при необходимости их улучшения, а также путем создания необходимого пускового давления нагнетания.

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

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

При неблагоприятных геолого-физических характеристиках продуктивных пластов для обеспечения приемистости применяются дополнительные меры воздействия, в том числе:

создание максимально допустимой депрессии на пласт (понижение уровня в стволе скважины) с последующим нагнетанием агента;

аэрация жидкости в процессе обратной промывки скважины;

периодическое нагнетание агента под высоким давлением и сброс его самоизливом (метод гидросвабирования);

продавливание агента в пласт при давлениях, значительно превышающих рабочее давление нагнетания, путем использования дожимных насосов (цементировочных агрегатов);

гидропескоструйная перфорация с последующим гидравлическим разрывом пласта;

обработка призабойной зоны кислотами и растворами поверхностно- активных веществ;

тепловая обработка призабойной зоны и другие.

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

Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов поверхностно- активных веществ, кислот, щелочей, полимеров и других химических реагентов необходимо использовать воду, соединение с которой исключает деструкцию реагентов и не приводит к образованию с ней соединений, способных выделяться в осадок, а кроме того, являться химически совместимой с пластовой водой, способствуя вытеснению углеводородов из коллектора.

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

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

Во всех случаях закачка рабочего агента должна выполняться с таким расчетом, чтобы не допустить снижения пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.

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

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

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

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

В технологическом режиме работы нагнетательных скважин указывается:

суточный объем закачки рабочего агента;

основные требования к свойствам заканчиваемого агента;

давление нагнетания;

мероприятия по обеспечению установленных норм закачки.

Технологический режим работы нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геолого-технологической службой нефтегазодобывающей организации и утверждается еҰ руководством.

При установлении норм закачки исходят из следующих основных положений:

если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой рабочего агента по объекту (участку) меньше 100 процентов, то для покрытия дефицита нормы закачки устанавливаются больше норм текущих отборов жидкости на 30-50 процентов и более, исходя из производительности применяемого для закачки оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин;

если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой по объему (участку) достигнута, норма закачки рабочего агента должна быть равна норме отбора жидкости, определяемой как сумма дебитов добывающих скважин на тот же период времени или несколько превышать ее, но не более чем на 10-20 процентов с учетом возможных потерь агента;

при больших размерах площади месторождения и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с близкими фильтрационно-емкостными свойствами, а уже затем по отдельным скважинам, расположенным в пределах участка;

в многопластовых объектах норма закачки по объекту в целом и для участков должна быть распределена между отдельными пластами.

Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин

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

147. Фонтанный способ, при котором подъем продукции скважин с забоя на поверхность земли осуществляется только за счет пластовой энергии, используется в начальный (безводный) период разработки нефтяной залежи.

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

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

148. В зависимости от характеристики добывающих скважин и

природно-климатических условий, сложившихся в организации системы

эксплуатации и ремонта оборудования при разработке месторождений

применяется следующее специальное насосное оборудование:

установки штанговых глубинных насосов;

установки электроцентробежных насосов.

149. При усложнении условий эксплуатации скважин (откачка

высоковязких жидкостей, повышенное содержание мехпримесей в добываемой

продукции, низкие динамические уровни жидкости при большой глубине

скважин) необходимо использовать специальное насосное оборудование:

установки электровинтовых насосов;

установки диафрагменных насосов;

установки гидропоршневых насосов.

150. При эксплуатации скважин газлифтным способом в зависимости

от их характеристики, ресурсов газа и наличия скважинного и наземного

оборудования для закачки газа используются следующие основные схемы

газлифтной эксплуатации:

компрессорный газлифт;

бескомпрессорный газлифт;

внутрискважинный газлифт;

непрерывный газлифт;

периодический газлифт.

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

152. Эксплуатация скважин при любом способе должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Материал, размеры и глубина спуска данных труб в скважину зависят от характеристики откачиваемой жидкости, термобарических условий в скважине, способа эксплуатации и определяются по утвержденным методикам и рекомендациям.

153. Выбор типоразмера и глубины спуска скважинного оборудования в составе выбранного способа эксплуатации скважин должен выполняться нефтегазодобывающими организациями по утвержденным методикам и руководящим документам, адаптированным к конкретным условиям эксплуатации скважин и разработки месторождений.

154. При выборе оборудования для эксплуатации добывающих скважин необходимо обеспечить:

надежную и безаварийную работу скважин;

заданную норму отбора жидкости из скважин;

высокий коэффициент полезного действия и межремонтный период работы оборудования;

минимальные затраты по сравнению с другими способами;

возможность осуществления контроля и регулирования процесса разработки и режима работы скважин.

155. При фонтанной эксплуатации скважин с целью наилучшего использования пластовой энергии, продления срока фонтанирования и обеспечения плавного (без пульсации) режима работы скважин предусматривается одна из возможных схем внутрискважинного оборудования:

установка в нижней части колонны насосно-компрессорных труб пакера, герметизирующего затрубное пространство, или специальной воронки, улавливающей основную часть выделяющегося из нефти газа и направляющей его в колонну данных труб;

установка пакера-отсекателя, герметизирующего затрубное пространство и отсекающего (перекрывающего) поток газонефтяной смеси по колонне насосно-компрессорных труб при аварийных ситуациях;

установка забойного штуцера, обеспечивающего регулирование режима работы скважин и наиболее полное использование энергии выделяющегося из нефти газа при ее подъеме на поверхность;

установка одной (или нескольких) скважинных камер для размещения в них газлифтных клапанов, обеспечивающих перепуск газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб при фонтанной эксплуатации или работу скважин газлифтным способом после окончания фонтанирования, если это предусмотрено проектными документами на разработку залежи.

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

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

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

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

160. Порядок, сроки ввода и эксплуатация нагнетательных скважин определяются в технологических схемах и проектах разработки.

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

161. Эксплуатация нефтяных скважин, в которых произошел аварийный прорыв газа по пласту или по заколонному пространству, запрещается.

Установление и контроль технологических

режимов работы скважин

162. Количество, порядок ввода в эксплуатацию и усредненный режим работы добывающих и нагнетательных скважин определяются проектными документами на разработку в зависимости от принятых показателей разработки: уровня, темпа и динамики добычи нефти, газа и жидкости из пластов и закачки в них вытесняющих агентов.

163. С учетом принятых основных показателей разработки и на основе анализа результатов лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов устанавливаются технологическая норма отбора жидкости - для каждой добывающей скважины и объем нагнетаемого вытесняющего агента (приемистость) - для каждой нагнетательной скважины, что оформляется в виде соответствующих документов.

164. Для контроля за эксплуатацией скважин и учета выполняемых геолого-технических мероприятий необходимо иметь следующую первичную геолого-техническую документацию:

суточный рапорт по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин;

журнал учета замеров дебита нефти, обводненности продукции, выполнения геолого-технических мероприятий;

журнал учета выполненного ремонта наземного и подземного оборудования.

165. Исходя из установленных норм отбора нефти, жидкости и газа, составляются и утверждаются руководством нефтегазодобывающих организаций технологические режимы работы добывающих скважин, которые устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал, в зависимости от стабильности условий разработки объекта.

166. Одновременно с технологическими режимами работы добывающих скважин составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора жидкости из скважин и эксплуатационного объекта в целом.

167. В технологических режимах работы добывающих скважин в зависимости от способа эксплуатации указываются следующие основные параметры:

дебит жидкости, обводненность, газовый фактор;

давления на забое и устье скважины или положение динамического уровня жидкости в скважине;

диаметр штуцера, диаметр и глубина спуска насосно-компрессорных труб (для фонтанных скважин);

диаметр плунжера, число качаний (ходов), длина хода, типоразмер и глубина спуска насосов (для насосной эксплуатации);

удельный расход и рабочее давление газа, глубинные установки пусковых и рабочего клапанов (для газлифтной эксплуатации);

тип и глубина спуска пакеров, газовых якорей, дозаторов, забойных штуцеров и другие.

168. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы добывающих скважин осуществляется геологической и производственно-техническими службами нефтегазодобывающих организаций.

В порядке надзора контроль осуществляют также Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и Агентство Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

169. Для наблюдения и контроля за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительные приборы и устройства, позволяющие отбирать устьевые пробы добываемой продукции, спускать глубинные приборы в скважину, измерять и регистрировать дебиты нефти, воды и газа, давления на устье и забое, положение динамического уровня в скважине и другие.

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

171. Все контрольно-измерительные приборы и устройства должны проходить регулярную метрологическую поверку и тарировку в соответствии с требованиями ГОСТ, ОСТ, отраслевых руководящих документов и утвержденных положений по нефтегазодобывающей организации.

172. Материалы по режимам работы скважин подлежат хранению, анализу и обобщению. Цех по добыче нефти осуществляет оперативный контроль и анализ выполнения установленных технологических режимов, выявляет причины несоблюдения режимов, предлагает мероприятия по повышению эффективности работы скважин и эксплуатационного оборудования.

173. Геологическая и производственно-техническая службы нефтегазодобывающих организаций обобщают результаты анализа режимов работы скважин по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и отражают их в ежегодных отчетных документах.

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

175. Скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам экономически нецелесообразна, временно выводятся из эксплуатационного фонда в консервацию.

176. Все скважины, выполнившие свое назначение, дальнейшее использование которых в другом качестве признано нецелесообразным или невозможным, подлежат ликвидации.

Комплекс методов контроля за разработкой

эксплуатационных объектов

177. Контроль за разработкой эксплуатационных объектов осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки, получения информации, необходимой для выработки мероприятий по ее совершенствованию.

178. В обязательный комплекс промысловых измерений и исследований входят:

замеры пластового и забойного давлений по объекту в целом и по отдельным пластам многопластового объекта глубинными манометрами и другими способами;

замеры дебитов нефти, газа, жидкости скважин на поверхности индивидуальными или передвижными замерными установками, включающими трап и мерную емкость, или на сборном пункте с помощью автоматической групповой установки типа "Спутник" и так далее;

замеры дебитов отдельных пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовые объекты, приборами глубинной потокометрии (дебитомерами);

замеры промыслового газового фактора;

определение обводненности продукции скважин по пробам жидкости, отобранным на выкидных линиях;

по нагнетательным скважинам замеры давления нагнетания устьевыми манометрами и объемов закачки рабочего агента по скважинам счетчиками или расходомерами на кустовых насосных станциях, а также замеры приемистости отдельных пластов многопластовых объектов глубинными расходомерами или другими способами (по термограммам, закачкой радиоактивных изотопов и так далее);

гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;

промыслово-геофизические исследования по определению начальной и текущей нефтегазоводонасыщенности пластов и технического состояния скважин;

отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб продукции скважин;

замеры количества взвешенных частиц и солевого состава закачиваемой воды.

179. Кроме названного перечня систематических измерений, намечаются и реализуются по отдельным планам специальные исследования по контролю температурного режима объекта и закачиваемого рабочего агента, оценка работы пластов закачкой меченого вещества, изучение возможности выпадения парафина в пласте, наблюдение за сульфат-редукцией, гидропрослушивание и так далее.

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

181. Исследования по контролю за разработкой эксплуатационных объектов выполняются силами нефтегазодобывающих организаций или по их заказу специализированными организациями по ежемесячному плану, составляемому недропользователями.

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

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

184. Объемы и периодичность промысловых исследований на разных

стадиях разработки устанавливаются индивидуально по каждому

эксплуатационному объекту.

Комплекс исследований по контролю за разработкой эксплуатационных

объектов предусматривает проведение систематических (периодических) и

единичных (разовых) замеров.

185. При проведении систематических исследований рекомендуется

придерживаться следующей периодичности каждого вида исследования:

Замеры пластового давления выполняются:

в основном периоде разработки (1, 2, 3 стадии разработки) - один раз в

квартал;

на 4 завершающей стадии разработки - один раз в полугодие.

Замеры забойного давления (динамического уровня) в действующих

добывающих и нагнетательных скважинах контролируются не реже одного

раза в квартал.

Замеры дебитов скважин выполняются со следующей периодичностью:

малодебитные (до 5 т/сут.) - один раз в 15 дней;

средне- и высокодебитные - один раз в 7 дней.

Замеры приемистости нагнетательных скважин должны проводиться

ежемесячно.

Замеры обводненности скважин осуществляются с периодичностью,

зависящей от состояния их обводнения:

по безводным скважинам - ежемесячно;

по обводняющимся скважинам - ежемесячно.

Замеры газового фактора в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, выполняются раз в год. При снижении пластового давления ниже давления насыщения замеры выполняются ежеквартально или ежемесячно.

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

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

Замеры содержания в закачиваемой воде взвешенных частиц, нефтепродуктов и других примесей должны выполняться ежедневно.

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

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

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

Авторский надзор, анализ разработки месторождений

углеводородов, составление динамических моделей

объектов разработки

188. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений ежегодно ведет научно-исследовательская организация, составлявшая проектный документ на разработку месторождения углеводородов, контролируя реализацию принятых технических и технологических решений, которая, наряду с нефтегазодобывающей организацией, несет ответственность за достижение проектных уровней добычи и соблюдение технологических условий проектного документа.

При авторском надзоре используется текущая геолого-промысловая информация, получаемая при контроле разработки, а результаты надзора излагаются в виде ежегодного отчета.

189. В ежегодном отчете по авторскому надзору должны быть отражены следующие положения:

показано соответствие (или несоответствие) фактически достигнутых значений технологических параметров (уровней добычи нефти и жидкости, объемов закачки энергоносителя, фонда пробуренных и действующих добывающих скважин, среднего дебита и приемистости скважин, динамики пластового и значения забойного давления);

вскрыты причины расхождений между фактическими и проектными показателями и (или) невыполнения проектных решений;

даны рекомендации, направленные на достижение проектных решений и устранение выявленных недостатков в освоении системы разработки;

даны заключения по предложениям (если таковые имеются) производственных организаций об изменении отдельных проектных решений и показателей.

190. Анализ разработки месторождения углеводородов представляет собой целенаправленное изучение текущего состояния его эксплуатационных объектов для установления характера и направленности процессов, протекающих в продуктивных пластах, и изменения структуры его запасов. Анализ разработки является основанием для определения мер по управлению процессами нефтегазоизвлечения и совершенствованию применяемых систем разработки, направленных на достижение проектных показателей.

191. Периодичность работ определяется производственной необходимостью, вытекающей из результатов авторского надзора или обусловливающейся потребностью составления очередного проектного документа. По крупным и сложным месторождениям целесообразно анализ их разработки проводить через два-три года.

192. В результате анализа оцениваются:

энергетическое состояние разрабатываемых объектов, в том числе динамика пластового давления, компенсация отбора закачкой, проявление природных режимов и другие;

характеристики динамики годовой добычи нефти, жидкости, газа, обводненности продукции, закачки рабочего агента и другие и соответствие их проектным документам;

состояние фонда скважин и его соответствие проектным документам;

степень охвата воздействием пластов и прослоев объекта разработки, по площади и разрезу с состоянием выработки их запасов;

характер внедрения в залежь воды за счет подъема водонефтяного контакта и продвижения контуров нефтеносности, а при внутриконтурном заводнении - за счет продвижения закачиваемого в пласт рабочего агента;

другие вопросы, имеющие важное значение для конкретной залежи или объекта: изучение характера и последствий снижения температуры пластов от закачки холодной воды; снижение фильтрационных свойств из-за выпадения в пласте солей, парафинов, разбухания глинистых частиц, снижения пластового давления; эффективность и целесообразность проведенного форсированного отбора жидкости, бурения дополнительных скважин за счет резервного фонда и другие.

193. Завершается анализ разработки выполнением гидродинамических расчетов (математического моделирования) технико-экономических показателей разработки объектов на перспективу с учетом реализации рекомендуемых мер по регулированию процесса и сопоставлением их с проектными показателями дальнейшей разработки.

194. В случае существенных расхождений между фактическими и проектными показателями разработки, при необходимости внесения значительных изменений в систему разработки результаты анализа разработки подлежат рассмотрению центральной комиссией по разработке месторождений.

После утверждения данной комиссией анализ разработки имеет силу технологического документа по разработке до составления и утверждения нового проекта разработки.

195. Динамическая геолого-промысловая модель эксплуатационного объекта - это комплекс картографических, графических, табличных и других материалов, отражающих на определенную дату текущее состояние геолого- технического комплекса - сложной системы, образованной природным эксплуатационным объектом и техногенной системой разработки.

Данная модель может составляться недропользователями ежегодно, а в исчерпывающем виде - при фундаментальных анализах разработки или при повторном проектировании.

Динамическая геолого-промысловая модель эксплуатационного объекта формируется на базе статической модели объекта, которая постоянно уточняется по данным бурения и исследования скважин и пластов, по данным обобщения и анализа всей информации, полученной при контроле разработки.

196. В зависимости от особенностей строения объекта и характера первичной информации динамическая геолого-промысловая модель может быть представлена различным образом. В качестве обязательных при динамическом моделировании подготавливаются следующие материалы:

графические геологические построения на дату моделирования, в том числе:

карты изобар с расчетом среднего давления по зонам и эксплуатационному объекту в целом;

карты начального и текущего положений контуров нефтегазоносности с выделением полностью и частично заводненных зон;

карты остаточных нефтегазонасыщенных толщин;

карты текущих и накопленных отборов нефти и воды из скважин (карты разработки);

геологические профили с выделением зон с разной текущей нефтегазоводонасыщенностью (не затронутых заводнением, частично и полностью заводненных);

графики разработки, показывающие динамику основных годовых технологических показателей в абсолютном и относительном выражениях (добыча нефти, жидкости; обводненность продукции; закачка рабочего агента; фонд добывающих и нагнетательных скважин; степень отбора запасов, дебиты скважин по нефти и жидкости, поведение пластового давления) за период с начала разработки;

таблицы с расшифровкой фонда скважин (действующие, простаивающие, законсервированные, специальные, ликвидированные и другие).

Карты изобар, карты разработки с указанием приемистости и объемов закачки по скважинам составляются ежеквартально.

197. При динамическом моделировании многопластовых объектов указанные графические и табличные материалы составляются для объекта в целом и дифференцированно для каждого из пластов, объединенных в общий эксплуатационный объект. Степень дифференциации зависит как от особенностей строения объектов (количество и характер неоднородности пластов), так и от количества информации, имеющейся по каждому из них.

198. На основе статической и динамической геолого-промысловых моделей создается математическая модель, представляющая собой систему уравнений, описывающих с физической точки зрения характер изучаемого процесса. Путем математического моделирования делается прогноз дальнейшего развития процесса нефтегазоизвлечения при сложившейся системе разработки и реализации проводимого ранее комплекса геолого- технических и технологических мероприятий.

199. Динамическая геолого-промысловая модель, составляемая после окончания разработки месторождения, должна отображать местоположение всех остаточных невыработанных запасов углеводородов по площади и разрезу каждого эксплуатационного объекта (залежи).

Регулирование разработки залежей нефти

200. Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения углеводородов с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий.

Регулирование заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, создании благоприятных условий для дренирования пластов.

Регулирование осуществляется в течение всего периода разработки месторождения.

201. В результате регулирования и совершенствования разработки достигается:

обеспечение предусмотренной проектным документом динамики годовой добычи углеводородов из объекта разработки;

достижение проектного коэффициента извлечения нефти, газа, конденсата;

улучшение экономических показателей за счет максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи отбора попутной воды и другие.

202. Обоснование и выбор метода и способа регулирования разработки зависят от поставленных целей и задач и конкретных геолого-физических условий.

Способы регулирования следует выбирать с учетом принятого принципа регулирования разработки, то есть с научно обоснованной направленности мероприятий по управлению процессом дренирования эксплуатационного объекта.

203. Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования. Например, при применении заводнения могут применяться следующие из принципов регулирования, а именно принципы:

равномерного перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду в однопластовых, сравнительно однородных эксплуатационных объектах;

неоднородности проницаемости по площади в однопластовых эксплуатационных объектах с ярко выраженной полосообразностью;

ускоренной выработки более продуктивных частей залежи с "естественным" разрезанием залежи закачиваемой водой на блоки с пониженной проницаемостью и последующей доразработкой последних;

равноскоростной выработки всех пластов при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности (фронтов закачиваемой воды) в многопластовых объектах, сложенных пластами с близкими фильтрационными свойствами;

ускоренной выработки каждого нижележащего пласта по сравнению с вышележащим с соответственным последовательным отключением обводненных пластов в многопластовых объектах, когда толщина и проницаемость пластов возрастает снизу вверх;

обеспечения относительно равномерного подъема водонефтяного контакта по всей площади залежи в массивных залежах с большим этажом нефтеносности.

Применяются принципы регулирования и при других геолого-физических условиях разработки залежей.

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

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

206. К основным методам и способам регулирования разработки в рамках реализуемой системы разработки без ее изменения относятся:

изменение режимов работы нагнетательных скважин, в том числе увеличение или ограничение закачки рабочего давления, перераспределение закачки между скважинами путем изменения давления нагнетания и другие;

изменение режимов работы добывающих скважин, в том числе увеличение или ограничение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, перекладывание добычи нефти со скважин внешних рядов на внутренние, отключение высокообводненных и загазованных скважин, форсированный отбор жидкости и другие;

улучшение вскрытия и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки;

воздействие на призабойную зону скважин для увеличения гидродинамического совершенства скважин путем кислотных обработок, закачки поверхностно-активных веществ, гидроразрыва пласта и тому подобных;

изоляция или ограничение притоков попутной воды в скважинах путем цементных и других заливок, создание различных экранов, закачки растворов химических реагентов и так далее;

выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды путем поинтервального освоения, селективной закупорки высокопроницаемых прослоев с помощью химических реагентов и механических добавок, закачки инертных газов, загущенной воды и других;

применение надежного оборудования одновременно раздельной эксплуатации добывающих скважин и закачки воды в нагнетательные скважины;

бурение дополнительных скважин на отдельных участках за счет предусмотренных в проектном документе резервных скважин;

приближение нагнетания к добывающим скважинам путем бурения новых нагнетательных скважин из числа резервных или использования в качестве нагнетательных обводнившихся добывающих скважин;

организация очагового заводнения;

изменение направления фильтрационных потоков и циклическое заводнение.

207. Совершенствование запроектированной системы разработки осуществляется недропользователем по согласованию с организацией, составившей проектный документ на разработку.

208. В случаях, когда меры по совершенствованию реализуемой системы разработки не обеспечивают эффективное управление процессом нефтеизвлечения, осуществляют изменение системы разработки, которое может выполняться путем:

повсеместного уплотнения сетки скважин;

разделения (разукрупнения) многопластового объекта на объекты с меньшей толщиной и бурением на каждый из них самостоятельных скважин;

замены метода воздействия на пласт или вида заводнения;

значительного увеличения давления нагнетания.

209. Мероприятия по изменению системы разработки излагаются в дополнении к ранее утвержденному проектному документу или в новом проектном документе с обязательной оценкой экономической и технологической эффективности и утверждаются Министерством энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан с последующим изменением в

договоре на использование недр.

210. Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию разработки

составляется недропользователями ежегодно в виде отдельного раздела и

включается в годовой отчет.

211. Оценка технологической и экономической эффективности

проведенных мероприятий в необходимых случаях выполняется проектной

организацией по заказу недропользователей.

10. Проектирование и разработка газовых и газоконденсатных

месторождений

Проектирование разработки газовых

и газоконденсатных месторождений

212. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений, как правило, начинается с опытно-промышленной эксплуатации.

Она является первой стадией проектирования газовых и газоконденсатных месторождений и проводится на:

месторождениях, расположенных в районах действующих магистральных газопроводов и имеющих развитую инфраструктуру после завершения стадии поиска и оценки месторождения с целью ускорения разведки и освоения месторождений, подсчета запасов газа, конденсата и других компонентов по промышленным категориям, получения необходимых исходных данных для составления проектов разработки и обустройства промысла;

крупных и уникальных месторождениях для получения фактических данных по оценке динамики дебитов эксплуатационных скважин в различных их частях, пластового давления, а также для уточнения других данных, необходимых для составления проекта разработки;

нефтегазоконденсатных месторождениях для уточнения промышленной ценности нефтяных оторочек и возможных путей их разработки.

213. Для проведения опытно-промышленной эксплуатации недропользователи должны иметь лицензии на добычу нефти.

214. Проект опытно-промышленной эксплуатации может составляться в целом для месторождений или для отдельных залежей, или их участков (блоков).

215. Данный проект составляется научно-исследовательским институтом или любым коллективом специалистов, имеющих соответствующий опыт по выполнению таких работ и лицензию на право проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений, и утверждается в

порядке, устанавливаемом директивными органами Республики Казахстан.

216. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в

опытно-промышленную эксплуатацию допускается, если:

при наличии нефтяной оторочки составлена и утверждена программа

оценки ее промышленного значения и характера связи с газовой частью

залежи;

утвержден в установленном порядке проект опытно-промышленной

эксплуатации;

получены горный и земельный отводы;

построены необходимые промысловые сооружения;

обоснована целесообразность ввода газоконденсатного месторождения в

опытно-промышленную эксплуатацию без поддержания пластового давления.

217. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием

для составления проекта обустройства промысла на период этой эксплуатации.

218. Данный проект состоит из следующих разделов:

1 раздел - Геолого-промысловые данные включает:

1) краткие сведения о геологической изученности;

2) краткие сведения о стратиграфии, тектонике и характеристике

продуктивных горизонтов (эффективная толщина, пористость, проницаемость,

литология и другие);

3) результаты опробования и исследования разведочных скважин;

4) данные по составу газа и конденсата;

5) сведения о запасах газа и конденсата (категории С1 и С2);

6) расчет допустимых рабочих дебитов скважин;

7) рекомендации по доразведке месторождений.

2 раздел - Основные показатели проведения опытно-промышленной

эксплуатации включает:

1) выбор системы разработки;

2) выбор технологического режима работы скважин;

3) расчет различных вариантов разработки на период опытно- промышленной эксплуатации, определение количества и местоположения эксплуатационных скважин;

4) прогнозные расчеты на более длительный период, охватывающий время, на которое выдана лицензия;

5) рекомендации по конструкциям эксплуатационных скважин;

6) рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа;

7) основные положения по обустройству промысла, согласованные с организацией, проектирующей обустройство;

8) предложения по транспорту газа и его возможным потребителям.

3 раздел - Технико-экономические расчеты включает:

1) расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

2) расходы на опытно-промышленную эксплуатацию месторождений;

3) налоги и другие обязательные платежи;

4) расчет дохода от опытно-промышленной эксплуатации.

4 раздел - Программа и объем исследований включает положения, предусмотренные пунктами 248-272 настоящих Правил.

5 раздел - Охрана недр и окружающей природной среды включает положения, предусмотренные в пунктах 293-360 настоящих Правил.

6 раздел - Графические приложения включает:

1) обзорные карты;

2) структурные карты по продуктивным горизонтам, вводимым в опытно-промышленную эксплуатацию с нанесением проектируемых эксплуатационных и пробуренных разведочных скважин;

3) геолого-геофизический разрез и профили.

219. Проект опытно-промышленной эксплуатации представляется на утверждение недропользователем.

220. Надзор за ходом выполнения данного проекта осуществляется, как правило, организацией, выполнившей проект. Если возникают причины, в связи с которыми выполнение надзора этой организацией считается невозможным, то орган, утвердивший проект, должен определить иной порядок надзора. Недропользователи обязаны представить надзирающей за разработкой организации все необходимые материалы.

221. Проект опытно-промышленной эксплуатации после его утверждения в установленном порядке является документом, на основании которого осуществляется эта эксплуатация.

222. Организация, осуществляющая надзор, в случае серьезных необоснованных нарушений недропользователями данного проекта, обязана поставить в известность соответствующий орган, утвердивший этот проект.

223. При наличии в газе сероводорода и сероорганики в количествах, превышающих 20г на 100 м3 газа, ввод месторождений в опытно- промышленную эксплуатацию возможен только с одновременным вводом очистных установок.

Промышленная разработка газовых и

газоконденсатных месторождений

224. Проекты промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений составляются на весь срок разработки месторождений и должны охватывать все основные продуктивные горизонты. Если на месторождениях имеются второстепенные залежи, запасы которых определены с малой степенью достоверности и характеризуются большей долей запасов категории С2 (свыше 70 процентов) в общем объеме запасов залежи, то для них могут при экономической целесообразности одновременно с проектом разработки основных объектов составляться проекты опытно-промышленной эксплуатации.

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

226. Промышленному освоению подлежат месторождения, по которым выполнены, в основном, задачи, решаемые на разведочно-эксплуатационной стадии геологоразведочных работ, определены запасы газа, основных и попутных компонентов и утверждены в установленном порядке, при необходимости проведена опытно-промышленная эксплуатация.

При наличии в залежи, намечаемой к вводу в разработку, нефтяной оторочки промышленного значения, должен быть решен вопрос о последовательной или одновременной эксплуатации газовой и нефтяной частей, исходя из характера их возможной взаимосвязи.

227. Для проведения промышленной разработки недропользователи должны иметь лицензии на добычу нефти.

228. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений составляется научно-исследовательским институтом или любым коллективом специалистов, имеющих соответствующий опыт по выполнению таких работ и лицензию на осуществление деятельности по составлению проектов разработки месторождений, и утверждается в порядке, устанавливаемым директивными органами Республики Казахстан.

229. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в промышленную разработку допускается, если:

1) имеются необходимые для проектирования промышленной разработки геолого-технические данные:

об утвержденных в установленном порядке запасах газа, а также полезных и сопутствующих компонентов;

о результатах разведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации, если последняя проводилась, позволяющих однозначно определить геометрию залежи (залежей), ее продуктивность и возможную динамику изменения давлений;

2) обеспечивается с начала эксплуатации скважин полное использование газа, конденсата и попутных компонентов, получаемых в процессе разработки;

3) утвержден в установленном порядке проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

4) получена лицензия на добычу при пользовании недрами для проведения нефтяных операций.

230. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений охватывает время, на которое выдана лицензия, если за этот период будет добыто 90 процентов от извлекаемых запасов, если добыча составляет меньшую величину, то расчет ведется до достижения 90 процентов отбора. Данный проект состоит из следующих разделов:

1 раздел - Исходные геолого-промысловые данные, включает:

1) краткие сведения о геологической изученности;

2) краткие сведения о стратиграфии, тектонике и характеристике продуктивных горизонтов;

3) результаты опытно-промышленной эксплуатации, если она не проводилась, то результаты опробования и исследования разведочных скважин;

4) данные по составу газа и конденсата;

5) сведения о запасах газа, конденсата и других компонентах, содержащихся в газе;

6) гидрогеологическую характеристику и возможный режим работы залежей;

7) задачи уточнения геологического строения месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания, а в случае необходимости, решение этих задач бурением разведочных скважин и проведением сейсмической съемки.

2 раздел - Основные показатели проведения промышленной разработки включает:

1) обоснование и выбор системы разработки месторождений;

2) расчет добычи газа, полезных и сопутствующих компонентов по годам при различных вариантах разработки и эксплуатации скважин;

3) расчет газоконденсатоотдачи;

4) выбор технологических режимов работы скважин;

5) определение необходимого числа эксплуатационных, резервных, наблюдательных, пьезометрических, нагнетательных скважин, а также сроков разбуривания. Расчет ведется по каждому объекту разбуривания и месторождению в целом, рассматривается вопрос и принимается решение по бурению горизонтальных скважин;

6) выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в действие всего фонда скважин: эксплуатационных, резервных, наблюдательных и пьезометрических;

7) рекомендации по конструкциям скважин;

8) рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа;

9) расчеты на весь планируемый период пластового, забойного и устьевого давлений, дебитов газа и конденсата, а также сроки ввода в действие и местоположение необходимых промысловых сооружений, согласованные с организацией, проектирующей это обустройство;

10) предложения по транспорту газа и его возможным потребителям;

11) предложения по комплексному использованию полезных и попутных компонентов, содержащихся в газе.

3 раздел - Технико-экономические расчеты включает:

1) расчет необходимых инвестиций для полного развития месторождений по различным вариантам разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

2) расходы на эксплуатацию месторождений на планируемый период

разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

3) налоги и другие платежи;

4) расчет дохода и прибыли на весь проектируемый период разработки

газовых и газоконденсатных месторождений.

4 раздел - Программа и объем исследований включает положения,

предусмотренные пунктами 248-272 настоящих Правил.

5 раздел - Охрана недр и окружающей природной среды включает

положения, предусмотренные в пунктах 293-360 настоящих Правил.

6 раздел - Графические приложения включает:

1) обзорные карты;

2) структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением

всех пробуренных и проектируемых скважин;

3) геолого-геофизический разрез и профили;

4) карты разработки по вариантам;

5) принципиальную схему промысловой обработки газа и конденсата;

6) принципиальную схему газосборных сетей с местоположением

наземных сооружений.

231. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений представляется недропользователем на утверждение в Министерство энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан после согласования с Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

232. Надзор за ходом его реализации осуществляется, как правило, организацией, выполнившей проект. Если возникают причины, в связи с которыми выполнение надзора этой организацией считается невозможным, то орган, утвердивший проект, должен определить иной порядок надзора. Недропользователь обязан представлять надзирающей организации все необходимые материалы.

233. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений после его утверждения в установленном порядке является основным документом, на основании которого осуществляется эта разработка.

234. Организация, осуществляющая надзор, в случаях серьезных необоснованных нарушений его недропользователем, обязана поставить в известность соответствующий орган, утвердивший этот проект.

235. К началу осуществления проекта промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и сероорганику, должны быть решены все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования этих газов.

236. Также к началу осуществления данного проекта должны быть определены целесообразность и направление использования этана, пропан- бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов природного газа.

237. При низких содержаниях конденсата (менее 5 г/м3) должны быть решены вопросы целесообразности его утилизации на промысле.

238. При проектировании газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100 г/м3 обязательно рассматриваются методы разработки с поддержанием пластового давления. Выбор метода разработки определяется в каждом случае на основе гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов. Эти расчеты основываются на следующих параметрах:

величине начальных балансовых запасов газа, стабильного конденсата и сжиженных газов;

изменении содержания стабильного конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода разработки;

суммарных потерях стабильного конденсата в пласте к концу разработки в зависимости от метода разработки;

возможной добыче газа и конденсата по периодам и годам, изменении их товарной характеристики в зависимости от метода разработки.

239. При рассмотрении методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений с поддержанием давления, с использованием обратной закачки очищенного от конденсата добываемого газа (сайклинг-процесс), воды, дымовых газов и прочего, приводятся расчет объемов закачиваемого агента, количества и расположения нагнетательных скважин, их приемистости, время возможных прорывов закачиваемых агентов и их содержание в добываемой продукции, общий период поддержания давления, варианты полной или частичной компенсации пластового давления.

240. Если газоконденсатная залежь имеет нефтяную оторочку промышленного значения и высокую нефтенасыщенность газоносной части пласта, то следует рассмотреть вариант разработки нефтяной оторочки в сочетании с технологией воздействия на пласт, при которой извлечение нефти будет осуществляться попутно с газом в газовых шапках.

241. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит постоянное пополнение информации за счет бурения новых скважин и наблюдения за ходом разработки данных месторождений. Могут возникнуть также обстоятельства, когда принятый ранее проект разработки потребует значительных изменений. В этом случае составляются коррективы или дополнения к проекту разработки, которые подлежат утверждению в органе, ранее утверждавшем проект разработки.

242. Главным этапом проектирования разработки месторождений следует считать основной проект разработки, который составляется на период, охватывающий освоение не менее 50 процентов промышленных утвержденных запасов газа и конденсата.

На этом этапе проектирования следует дать оценку эффективности проекта, то есть оценить все выгоды и затраты по нему. Для этого в мировой практике используют метод проектного анализа, который является инструментом принятия разумных решений по рациональному освоению природных ресурсов страны.

С помощью этого метода рассчитывается ценность проекта, которая определяется в общем виде разностью положительных результатов или выгод и отрицательных результатов или затрат.

243. При отборе свыше 50 процентов от первоначальных запасов и при переходе месторождения в стадию падающей добычи необходимо составить проект доразработки месторождения, требования к которому практически совпадают с требованиями проекта промышленной разработки.

244. При составлении проекта доразработки должны быть рассмотрены возможности превращения месторождения в подземное хранилище газа или месторождение-регулятор, если существует такая необходимость в связи с сезонным неравномерным потреблением газа.

245. Структура проекта предполагает наличие следующих разделов: экономического, финансового, коммерческого, социального, оценки риска проекта, в том числе экологического.

Финансовый раздел определяет рыночную эффективность рассматриваемого объекта, при этом непосредственно используются рыночные цены на производимую продукцию и услуги, реальные источники финансирования и процентные ставки по ним, действующая система налогообложения и ее параметры.

Коммерческий раздел рассматривает систему прогнозируемого спроса, маркетинга сбыта продукции, доставок необходимых материалов и других ресурсов для реализации проекта.

Социальный раздел определяет пригодность тех или иных предполагаемых вариантов проекта с точки зрения интересов целевой группы населения. Он предполагает такую стратегию осуществления проекта, которая пользовалась бы поддержкой населения. Ключевыми разделами проекта являются финансовый и экономический разделы.

Финансовый раздел проекта носит комплексный характер и включает:

оценку финансовой рентабельности проекта или эффективности инвестиций;

анализ потребностей в финансировании, разработку финансового плана;

финансовый анализ реализующей проект организации.

Для оценки финансовой эффективности данного проекта определяют следующие технико-экономические показатели: доход от продаж; капитальные вложения; эксплуатационные затраты; налоговые выплаты; поток наличности; чистая текущая стоимость; внутренняя норма рентабельности; срок возмещения капитала.

Из этой системы технико-экономических показателей основными критериями финансовой оценки инвестиций в проекте являются: чистая текущая стоимость и внутренняя норма рентабельности.

Экономическая оценка проводится с точки зрения национальной экономики. В основе оценки экономических выгод и затрат лежат теневые цены, которые необходимо определить в данном проекте. Особая роль в экономическом анализе отводится трансфертным платежам.

Расчет основных составляющих финансовых и экономических критериев осуществляется на базе следующей исходной геолого-технической информации основного проекта разработки освоения газовых ресурсов по годам проектного периода: объема добычи газа и конденсата, количества эксплуатационных нагнетательных скважин, системы обустройства месторождений, способов подготовки газа к дальнейшему транспорту, мощности дожимных компрессорных станций и так далее.

246. Для определения капитальных и эксплуатационных затрат по годам проектного периода формируется нормативная база стоимостных цен и оценок объектов обустройства месторождений, структура затрат на эксплуатацию месторождений, изучается налоговая и законодательная система страны, касающаяся освоения газовых ресурсов.

247. Осуществляется оценка риска проекта с использованием методов: чувствительности, построения сценариев, вероятностных и других методов.

Определяются источники финансирования данного проекта, производится расчет плана "обслуживание долга". Рассчитывается точка безубыточности проекта, то есть тот минимальный объем производства, ниже которого деятельность организации, реализующей проект, следует считать неэффективной (убыточной).

Контроль за разработкой газовой и

газоконденсатной залежи в целом

248. Система и порядок осуществления контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений определяются в проекте их разработки. Контроль проводится в целях оценки эффективности принятой системы разработки.

Контроль за разработкой осуществляется недропользователем при участии организации, ведущей проектирование разработки, путем систематического анализа хода разработки, наблюдения за соответствием фактических показателей разработки: проектных объемов нефти, производительности скважин, пластового, забойного и устьевого давлений, процента обводненности и других, для чего проводится комплекс исследований в эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважинах.

249. Система контроля включает в себя: систематические и контрольные измерения и определения пластовых, забойных и устьевых статических давлений, уровней жидкости в пьезометрических скважинах, положения контакта газ - вода (газ - нефть и нефть - вода при наличии нефтяной оторочки), изменения дебитов и химического состава газа, конденсата, воды (нефти). Все перечисленные выше исследования проводятся также при

освоении скважин и перед пуском их в эксплуатацию после остановок или

периода консервации.

На основании результатов исследований должны определяться и

периодически уточняться:

режим работы залежи и ее температурный режим;

начальные и текущие запасы газа, конденсата, нефти;

распределение давления по залежи;

взаимодействие отдельных участков залежи;

интенсивность и характер продвижения воды (нефти) на различных

участках залежи;

газоотдающие интервалы с оценкой их дифференциальных дебитов;

охват запасов разработкой;

выявление возможных заколонных перетоков.

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

На месторождениях с большим фондом скважин и длительным сроком восстановления давления (более пяти суток) периодичность замеров может быть изменена.

При обработке неоднородных коллекторов пластовое давление в различных частях залежи снижается неравномерно, в связи с чем целесообразно в зонах с наибольшими перепадами замеры статических давлений проводить по группе скважин с одновременной их остановкой. Замеры статических давлений на устье скважин периодически необходимо сочетать со снятием кривых восстановления давлений. Периодичность устанавливается в зависимости от особенностей продуктивного горизонта - времени восстановления пластового давления.

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

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

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

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

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

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

257. Для крупных месторождений желательно иметь в удалении от них на несколько километров ряд пьезометрических скважин для наблюдения за интенсивностью падения давления в законтурной, удаленной от месторождений области пласта.

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

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

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

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

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

263. Учет добычи газа должен отражать не только добычу утилизированного газа, но и потери его при исследованиях скважин различных продувках, а также при аварийном фонтанировании. Эти и другие возможные потери обязательно должны быть отражены в балансе запасов, выполняемых недропользователями.

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

265. Два раза в год выполняются исследования каждой скважины по определению содержания конденсата при рабочих условиях, в том числе при низкотемпературной сепарации, определяется содержание сырого и стабильного конденсатов. На основе этих исследований должна быть графически выражена зависимость: пластовое давление - содержание конденсата.

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

266. Организация, осуществляющая надзор за промышленной разработкой, должна проводить постоянный анализ состояния разработки, сравнивать полученные фактические результаты с проектными и вносить соответствующие коррективы в планы контроля за промышленной разработкой.

267. Для оценки эффективности инвестиций в освоение газовых и газоконденсатных месторождений составляются инвестиционные проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений, представляющие собой план или программу вложения капитала с целью последующего получения дохода.

Формы и содержание данных проектов разработки могут быть самыми разнообразными: от проекта освоения новых ресурсов до проекта доразработки месторождений.

268. Учитывая стадийный характер освоения ресурсов, финансово- экономическая оценка осуществляется как при составлении проекта опытно- промышленной эксплуатации (5 лет), так и при составлении основного проекта разработки (20 лет). На завершающей стадии эксплуатации определяются основные технико-экономические показатели разработки и оценивается экономический предел целесообразности эксплуатации месторождений.

269. При проектировании освоения газовых и газоконденсатных месторождений следует учитывать срок жизни проекта, который состоит из трех периодов: прединвестиционного, инвестиционного и эксплуатационного.

270. Прединвестиционный период представляет собой этап времени, в течение которого проект разрабатывается, готовится по нему технико- экономическое обоснование, проводятся маркетинговые исследования, ведутся переговоры с потенциальными инвесторами и участниками проекта. Технико-экономическое обоснование должно дать всю необходимую информацию для принятия решения об инвестировании проекта.

271. Инвестиционный период или период внедрения проекта включает: установление правовой, финансовой и организационной основ для осуществления проекта; приобретение (покупка) оборудования и его установка; набор и обучение персонала; сдача в эксплуатацию и пуск эксплуатационного объекта.

272. Эксплуатационный период включает проблемы, связанные с работой оборудования, формированием совокупных издержек производства, прибыли и маркетинга, объема продаж.

Меры по регулированию разработки залежей и

месторождений для увеличения газоконденсатоотдачи

273. Обязательным видом работ по повышению газоконденсатоотдачи является регулирование разработки залежей и месторождений в целом.

274. К основным целям и средствам регулирования разработки однопластовых залежей относятся:

предотвращение выноса породы из пласта, прорыв в скважины конусов воды путем уменьшения депрессии за счет сокращения дебитов газа;

повышение производительности скважин путем дополнительной перфорации продуктивных интервалов пласта, кислотных обработок призабойной зоны, гидроразрыва пласта и другие;

повышение степени извлечения газа или газоконденсата при разработке с поддержанием давления путем переноса фронта нагнетания рабочего агента, изменения режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, циклической закачки и другие;

повышение охвата залежи вытеснением путем бурения дополнительных эксплуатационных скважин и перевода наблюдательных и нагнетательных скважин в эксплуатационные, если они выполнили первоначально возложенные на них задачи.

275. При разработке многопластовых объектов цели и средства регулирования дополнительно включают:

учет различия фильтрационных характеристик пластов, объединяемых в эксплуатационном объекте, путем применения одновременно раздельной эксплуатации или закачки агентов (при наличии надежного оборудования);

изоляцию притоков пластовых или закачиваемых в пласт вод по добывающим скважинам, путем применения заливок (цементных, химических реагентов и других).

276. В процессе разработки месторождений может проводиться приобщение к эксплуатационным объектам ранее неразрабатывавшихся горизонтов, в том числе вновь открываемых в процессе эксплуатационного разбуривания или продолжающихся разведочных работ. Приобщение допускается:

при сходной геолого-промысловой характеристике, а также, когда:

эксплуатируемая скважина дает сравнительно небольшой дебит газа и приобщение нового пласта может заметно увеличить дебит данной скважины;

приобщение не приведет к разубоживанию полезных компонентов, добываемых из основного объекта;

в скважине цемент за колонной находится выше приобщаемого пласта и надежно его перекрывает.

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

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

279. Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин определяются геолого-техническими условиями, к которым относятся:

величина пластового давления и рабочий дебит скважины;

физико-химическая и товарная характеристики газа (количество парообразной влаги, конденсата, агрессивных компонентов в виде сероводорода, углекислоты, органических кислот и так далее);

физическая характеристика продуктивного горизонта и вышележащих пород (аномально высокие и аномально низкие пластовые давления);

термодинамические условия работы скважины и условия гидратообразования в стволе и газопромысловой сети;

количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной, и условия вскрытия продуктивных горизонтов;

условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям или газоперерабатывающему заводу;

местоположение скважин по отношению к газоводяному или водонефтяному контакту и возможным разрывным нарушениям.

280. Для газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от конкретных условий местоположений на определенный период времени назначается один из следующих технологических режимов:

постоянного градиента давления - в случае возможного разрушения продуктивного коллектора. Этот режим может быть заменен режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена должна быть обоснована;

постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта - в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, а также для очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора;

постоянной депрессии - в случае опасности образования конусов и языков обводнения;

постоянного давления на головные скважины - при работе скважины без штуцера или для поддержания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа на промысле;

постоянного дебита - при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита не выдерживается во времени, так как величина дебита изменяется из-за падения пластового давления.

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

282. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:

рабочего дебита скважины;

допустимого перепада давления и температуры в стволе;

получения необходимых скоростей в фонтанных трубах;

диаметра эксплуатационной колонны.

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

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

285. Охрана недр предусматривает: осуществление комплекса мероприятий по обеспечению полноты извлечения из недр нефти и газа, сохранение свойств энергетического состояния верхних частей недр на уровне, предотвращающем появление техногенных процессов: землетрясений, оползней, подтоплений, просадок грунта; предотвращение загрязнения подземных водных источников вследствие межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин, а также вследствие утилизации отходов производства и сточных вод.

Охрана недр должна осуществляться в строгом соответствии с Указом Президента, имеющего силу Закона Республики Казахстан, "О недрах и недропользовании".

286. Мероприятия по охране недр предусматриваются в:

лицензии на пользование недрами;

предпроектных и проектных документах на разработку и обустройство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений;

контрактах на разработку месторождений;

перспективных и годовых программах организаций по охране недр.

Мероприятия должны соответствовать требованиям законодательных и нормативных правовых актов, государственных стандартов по охране недр, настоящих Правил и должны учитывать особые условия проведения работ. Соблюдение требований и контроль за их реализацией возлагается на ведомственную службу организаций.

287. Ответственность за состояние охраны недр и окружающей природной среды возлагается на первых руководителей, либо недропользователей.

288. Государственный контроль за охраной недр, рациональным и комплексным использованием минерального сырья возложен на Комитет геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны недр Республики Казахстан (Государственный орган по охране недр), а также на геологические и маркшейдерские службы нефтегазодобывающих организаций. Предписания Государственного органа по охране недр обязательны для всех организаций, осуществляющих поисковое, разведочное, эксплуатационное бурение и разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

289. Государственный контроль за выполнением организациями требований природоохранного законодательства Республики Казахстан при разведке, разбуривании и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется органами Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

290. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений проводится на основании результатов инженерно- геологических, гидрогеологических, геоэкологических и других исследований. Необходимость проведения дополнительных исследований определяется проектной организацией в соответствии с требованиями природоохранных нормативных правовых актов.

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

292. Проектная документация по каждому виду нефтяных операций вместе с материалами оценки воздействия на окружающую природную среду представляются на государственную экологическую экспертизу в органы Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

11. Охрана недр и окружающей природной среды в процессе

разбуривания месторождений

293. Разведка, разбуривание нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений являются экологически опасными видами работ и сопровождаются:

физическим нарушением почвенно-растительного покрова, грунта зоны аэрации, природных ландшафтов на буровых площадках и по трассам линейных сооружений, прокладываемых при строительстве скважин;

химическим загрязнением почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков, атмосферного воздуха веществами и химическими реагентами, используемыми при проходке скважин, буровыми и технологическими отходами, а также природными веществами, получаемыми в процессе испытания скважин;

изъятием водных ресурсов;

нарушением температурного режима экзогенных геологических процессов (термокарст, термоэрозия, просадки и другие) с их возможным негативным проявлением (открытое фонтанирование, грифонообразование, обвалы стенок скважин) в техногенных условиях на буровых площадках;

загрязнением недр и окружающей природной среды в результате внутрипластовых перетоков и выхода флюида из ликвидированных скважин на дневную поверхность.

294. К основным источникам загрязнения и воздействия на окружающую природную среду относятся:

при бурении скважин: блок приготовления и химической обработки бурового и цементного растворов (гидроциклонов, вибросит), циркуляционная система; насосный блок (охлаждение штоков насосов, дизелей); устье скважины; запасные емкости для хранения промывочной жидкости; вышечный блок (обмыв инструмента, явление сифона при подъеме инструмента), отходы бурения (шлам, сточные воды, буровой раствор), емкости горюче-смазочных материалов, двигатели внутреннего сгорания, котельные, химические вещества, используемые для приготовления буровых и тампонажных растворов, топливо- и смазочные материалы, хозяйственно-бытовые сточные воды, твердые бытовые отходы;

при испытании скважин: межкомплексные перетоки по затрубному пространству и нарушенным обсадным колоннам, фонтанная арматура, продувочные отводы, сепаратор, факельная установка; нефть, газ, конденсат, получаемые при испытании скважин, минерализованные пластовые воды, продукты аварийных выбросов скважин (пластовые флюиды, тампонажные смеси);

при ликвидации и консервации скважин: негерметичность колонн, обсадных труб, фонтанной арматуры, задвижки высокого давления, закупорка пласта при вторичном вскрытии, прорыв пластовой воды и газа из газовой шапки, нефти и газа, конденсата, минерализованной воды.

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

296. Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок на электроприводе от внешних сетей. Если бурение ведется буровой установкой с дизельгенераторным и дизельным приводом, то выпуск неочищенных выхлопных газов в атмосферу с таких установок снижается до минимума.

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

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

299. Проведение буровых работ в пределах береговых охранных зон осуществляется только при наличии специального разрешения, выдаваемого в установленном порядке природоохранными органами, а в пределах водоемов, в водоохранных зонах и полосах с особыми условиями пользования, эти работы регламентируются законодательными и нормативными правовыми актами Республики Казахстан.

300. На территориях, где существует угроза затопления их паводковыми и нагонными водами, работы осуществляются по специальному проекту.

301. При строительстве скважин на плодородных землях и землях активного сельхозпользования в процессе проведения подготовительных работ к монтажу бурового оборудования снимается и отдельно хранится плодородный слой для последующей рекультивации территории.

302. При строительстве скважин запрещается нарушение растительного и почвенного покровов за пределами участков, отведенных под строительство.

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

304. Строительство скважин должно осуществляться с применением безамбарного способа приготовления и очистки бурового раствора. Строительство шламовых амбаров допускается только по согласованию с Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

В тех случаях, когда строительство скважин ведется в особо охраняемых природных зонах, необходимо применять только безамбарный способ бурения.

305. Запрещается сброс отходов бурения и канализационных стоков в водоемы и подземные водоносные горизонты. Возможно захоронение буровых сточных вод в глубокие подземные горизонты, не имеющие в разрезе пресных и бальнеологических вод, при условии получения разрешения государственных контролирующих органов.

306. Проводятся работы по утилизации и нейтрализации отработанного бурового раствора, буровых сточных вод и выбуренной породы (шлама) для повторного использования в процессе бурения, возврата в природную среду в соответствии с существующими требованиями и возможного использования в качестве строительного материала.

307. При разбуривании водоносных горизонтов, которые могут быть использованы как источники хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применяемые для приготовления (обработки) бурового и цементного растворов, должны иметь токсикологические характеристики, согласованные с органами Министерства здравоохранения, образования и спорта и Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан. Интервалы залегания водоносных горизонтов надежно изолируются.

308. При бурении скважин в условиях поглощения запрещается попадание растворов и материалов в пласты, содержащие хозяйственно-питьевые воды. При этом используются быстросхватывающиеся смеси, различные устройства и технологические процессы, такие, как бурение с использованием аэрированных растворов, пен и так далее.

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

310. В процессе испытания скважин нефть, минерализованная вода собираются в емкости с последующим их вывозом в согласованные в установленном порядке места.

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

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

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

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

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

316. При наличии сероводорода в скважине, буровой раствор обрабатывается нейтрализатором сероводорода.

317. В случае отсутствия возможностей для утилизации продукта, запрещается освоение и исследование разведочных и эксплуатационных скважин без нейтрализации или сжигания газа с постоянным поддержанием горения.

318. При необходимости сжигания пластовой продукции с наличием сероводорода, обеспечиваются условия, при которых концентрация их в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превышает санитарных норм,

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

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

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

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

323. Работа по ликвидации открытого фонтана проводится по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

324. Помещения буровых установок должны быть оборудованы вытяжной вентиляцией, включаемой от датчиков на сероводород при достижении предельно допустимой концентрации. График оснащения помещений буровых установок вентиляционным оборудованием согласовывается с местными органами Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

325. Захоронение пирофорных отложений, шлама и керна с целью исключения возможности загорания, или отравления людей должно производиться согласно проекту и по согласованию с местными органами санитарного надзора, охраны природы и пожарной охраны.

326. Ввод в эксплуатацию скважины или куста скважин производится при условии выполнения в полном объеме всех экологических требований, предусмотренных проектом.

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

12. Охрана недр и окружающей природной среды

при разработке месторождений

328. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений сопровождается следующим техногенным воздействием на окружающую природную среду и недра:

исключением из сельскохозяйственного оборота значительных земельных ресурсов;

использованием пресной воды на производственные нужды;

сжиганием попутного газа в факелах, испарением легких фракций нефти;

размещением шламонакопителей на территории промысла;

аварийными разливами нефти и пластовой воды;

сбросом на рельеф местности и захоронением в поглощающие горизонты извлекаемых с нефтью высоко минерализованных пластовых вод;

загрязнением недр и подземных вод в результате межпластовых перетоков нефти.

329. К основным источникам загрязнения при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений относятся: неплотности сальников устьевой арматуры, насосов, фланцевых соединений, задвижек; продукты от сжигания газа в факелах и испарения нефти; химические реагенты; пластовая вода, промышленные отходы и так далее.

330. От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта нефтяного или газового месторождения устанавливается санитарно- защитная зона, размеры которой определяются по действующим санитарным нормам. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с наличием сероводорода санитарно-защитная зона определяется, исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода.

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

332. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в отраслях экономики, или в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты.

333. В процессе промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений обеспечиваются сбор и использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном технологическом проектном документе. Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку принимается к утверждению только в случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

Сжигание попутного нефтяного газа на факелах при пробной и опытно- промышленной эксплуатации допускается в течение срока, согласованного с соответствующими государственными органами.

Запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации. Сброс газа от рабочего и резервного предохранительных клапанов технологических аппаратов и емкостей должен производиться в факельную систему.

334. Проводится работа по определению содержания меркаптанов в нефти и газе, и обеспечивается эффективная очистка газа от меркаптанов.

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

336. Запрещается эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и так далее.

Эксплуатация дефектных скважин разрешается только местными органами Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. Одновременно с выдачей такого разрешения утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, план ремонтно-восстановительных работ, а также за их работой осуществляется постоянный контроль, с целью обеспечения охраны недр и окружающей природной среды.

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

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

339. Необходимым условием применения при разработке нефтяных месторождений химических реагентов является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий.

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

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

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

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

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

Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающих скважин принимается в соответствии с действующим положением по определению предела рентабельности разработки нефтяного месторождения и эксплуатации скважин.

344. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям нефти и газа в недрах, то организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.

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

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

347. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, используется в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачивается в поглощающие горизонты.

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

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

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

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

350. Подземное захоронение промышленных стоков в поглощающие горизонты допускается только в исключительных обстоятельствах:

при разработке залежей без применения заводнения;

при получении небольших количеств промышленных стоков в начальный период разработки до строительства системы заводнения;

при избыточном количестве промышленных стоков по сравнению с проектной надобностью и нецелесообразности их транспортировки к другим месторождениям;

при использовании пластовых вод как гидроминерального сырья;

при неоправданно сложной технологии очистки некоторых промышленных стоков, образующихся на установке комплексной подготовки нефти.

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

352. Для небольших объемов жидких отходов и при наличии благоприятных геологических условий, может применяться способ глубинного захоронения с гидравлическим разрывом пласта, при котором в массиве слабопроницаемых пород образуется система искусственных трещин, которые в процессе нагнетания заполняются отходами.

353. Безопасность глубинного захоронения определяется: свойствами геологической среды, характером геохимических и физико-химических процессов в недрах, а также техногенного влияния на них закачиваемых отходов; технологией заполнения коллекторов или искусственных емкостей в горных породах промышленными отходами; состоянием инженерных сооружений и систем контроля.

354. Захоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод регламентируются соответствующими статьями законодательных актов "О недрах и недропользовании" и "Об охране окружающей природной среды".

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

356. Должны проводиться систематические исследования технического состояния скважин на предмет их соответствия требованиям охраны недр и окружающей природной среды.

357. Организация несет полную ответственность за обеспечение надежности и безопасности объекта на стадии его эксплуатации, консервации и ликвидации.

358. Организацией осуществляется контроль через сеть инженерных скважин за состоянием подземных вод (по периметру месторождения), а также в районе расположения шламонакопителей.

359. Земельные участки выработанных нефтяных и газовых месторождений должны передаваться землепользователям.

360. На взрыво-, пожароопасных объектах разрабатывается план ликвидации возможных аварий, в котором с учетом специфических условий необходимо предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения - по локализации, исключению загораний или взрывов.

13. Ведение документации по разработке нефтяных и газовых

месторождений и эксплуатации скважин

361. Документация по разработке нефтяных и газовых месторождений и эксплуатации скважин ведется во всех стадиях нефтедобывающей промышленности с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

перспективного и оперативного планирования технико-экономических показателей разработки месторождений и составления отчетных документов по выполнению планов;

проектирования разработки нефтяных месторождений;

обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки залежей (объектов), а также работы отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи нефти и газа;

контроля и анализа разработки залежей (объектов), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки;

планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей природной среды.

362. Документация, ведущаяся различными звеньями управления, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управления.

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

364. Первичная документация включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи нефти и газа, акты о проведении различных работ на скважинах и других нефтегазопромысловых объектах, заполняется в тех звеньях, где непосредственно проводятся соответствующие работы, исследования и наблюдения (цехи и бригады по добыче нефти и газа, подземному и капитальному ремонту скважин, отделы научного исследования производства работ, центральные научно-исследовательские лаборатории).

К основным первичным документам относятся:

описание кернового материала;

данные определения коллекторских свойств и параметров пластов;

результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;

данные литолого-фациальных исследований пластов;

журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;

суточный рапорт о работе скважин или сведения о работе скважин, полученные по системе телемеханики;

данные гидродинамических и геофизических исследований скважин (пластовое и забойное давления, профили притока, поглощения, температуры и другие);

результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке;

акты о перфорации скважин;

акты и материалы о подземных и капитальных ремонтах скважин;

акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта и так далее);

материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов и так далее.

365. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации и заполняется в цехах по добыче нефти и газа, отделах научного исследования производства работ, центральных научно-исследовательских лабораториях и других организациях. К основным сводным документам относятся:

дело скважин (паспорт, карточки добывающих и нагнетательных скважин,

карточки по исследованию скважин);

технологические режимы;

сводные ведомости по отбору нефти, газа, воды, обводненности, учету

времени работы скважин;

каталоги, таблицы, графики, диаграммы.

366. Обобщающая документация содержит обработанную первичную

информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных

звеньях (цех по добыче нефти и газа, отдел научного исследования

производства работ, нефтегазодобывающая организация, отраслевой научно-

исследовательский проектный институт) в соответствии с распределением

функций в данной организации. К основным обобщающим

документам относятся:

паспорт производственной нефтегазодобывающей организации;

каталог структуры запасов;

геологические отчеты;

отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

паспорт месторождения (залежи, объекта);

геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар,

распределение запасов и другие);

отчетные формы для представления в государственные органы

Республики Казахстан.

367. Ответственность за ведение документов несет руководство

нефтегазодобывающих организаций.

Часть 3

Единые Правила

охраны недр при эксплуатации месторождений

подземных вод в Республике Казахстан

368. Настоящие Правила действуют на всех стадиях подготовки и освоения месторождений подземных вод при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации, ликвидации и консервации объектов эксплуатации подземных вод, а также при освоении месторождений твердых полезных ископаемых, в части их влияния на состояние и качество дренируемых вскрытых подземных вод.

369. Применяемые в Правилах термины и определения означают:

водозабор - комплекс гидротехнических сооружений и устройств для забора воды в Водовод из водного объекта;

загрязнение вод - изменение физического, химического или биологического характера, в результате которых воды становятся не пригодными для нормального использования в промышленных, сельскохозяйственных, рыбохозяйственных и обеспечения питьевых и бытовых нужд населения и других целях;

истощение вод - устойчивое сокращение запасов и ухудшение качества подземных вод;

охрана вод - система организационных, экономических, правовых и других мер, направленных на предотвращение загрязнения, засорения и истощения Водных объектов;

сточные воды - воды, отводимые после использования в бытовой и производственной деятельности человека или загрязненные воды, подлежащие удалению с территории населенных пунктов и промышленных организаций.

370. Права недропользования на добычу подземных вод предоставляются в пользование на основании Лицензии (спецводопользования) (договора о временном землепользовании при пользовании подземными водами для собственных нужд) при наличии согласования с органами охраны окружающей среды, а также с органами управления водными ресурсами.

Лицензия на Добычу подземных вод или совмещенная лицензия (на Разведку и Добычу) выдается на участок недр (месторождение) одновременно с горным (геологическим) отводом, являющимся приложением к Лицензии.

Предоставление права недропользования на Добычу подземных вод для собственных нужд производится одновременно с предоставлением земельного участка (в частную собственность или землепользование), под которым находятся подземные воды.

Условия пользования подземными водами для собственных нужд при предоставлении земельного участка во временное землепользование могут быть оговорены договором о временном землепользовании.

371. На основании Лицензии на Добычу подземных вод и в соответствии с основными условиями недропользования Лицензиат заключает Контракт с Агентством Республики Казахстан по инвестициям, с учетом положений Модельного контракта и только после государственной экспертной оценки эксплуатационных запасов месторождений подземных вод.

Контракт до его подписания в обязательном порядке согласовывается с Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан, Министерством энергетики, индустрии и торговли Республики Казахстан, Министерством финансов Республики Казахстан и Министерством юстиции Республики Казахстан и Министерством государственных доходов Республики Казахстан.

372. Разработка месторождения подземных вод владельцем Лицензии и Контракта - недропользователем без согласованного с государственными органами согласно пункту 372 настоящих Правил - запрещается.

Разработка месторождений подземных вод допускается при наличии у недропользователя Лицензии и Контракта, а также:

протокола утверждения запасов (заключения государственной экспертизы);

утвержденного технического проекта (технико-экономического обоснования) и проектно-сметной документации на строительство нового (расширение), реконструкцию и техническое перевооружение действующих водохозяйственных объектов и разработку месторождения подземных вод с заключением государственной экологической экспертизы;

акта горного отвода;

государственного акта на право пользования землей;

акта комиссии о приемке водохозяйственного объекта или его очереди в эксплуатацию;

утвержденного режима эксплуатации подземных вод и плана мероприятий по их санитарной защите;

отчетов специализированных организаций по изучению технологических свойств промышленных и теплоэнергетических вод с попутными полезными компонентами, бальнеологических свойств и санитарных характеристик лечебных минеральных вод и используемых для горячего водоснабжения теплоэнергетических вод, ядерно-физических, изотопных, индикаторных, гидрогеотермических и других видов изотопных, индикаторных, гидрогеотермических и других видов исследований, исследований по извлечению основных полезных компонентов из подземных вод с попутными полезными компонентами.

373. Извлечение подземных вод при добыче полезных ископаемых, проведении работ по водоснабжению, при строительстве сооружений или при защите от вредного воздействия вод, а также при строительстве и эксплуатации дренажных систем на мелиорированных землях допускается при наличии разрешения на специальное водопользование, выдаваемого Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан при согласовании с Комитетом водных ресурсов Министерства сельского хозяйства Республики Казахстан.

374. Технологические схемы и проекты разработки месторождений подземных вод составляются специализированными гидрогеологическими и проектными организациями, имеющими Лицензию на проектирование разработки месторождений подземных вод, утверждаются в установленном порядке после согласования с органами Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям.

375. Проект (технологическая схема) является основным документом, в соответствии и на основании которого осуществляется разработка месторождения подземных вод.

376. Дополнения и частичные изменения, улучшающие условия разработки месторождения (участка), но не меняющие основных положений утвержденного проекта, разрешаются только после согласования этих изменений с проектирующей организацией, Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям и Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

377. Недроводопользователи обязаны проводить за свой счет научно- исследовательские и проектно-конструкторские работы по изысканию новых и совершенствованию существующих способов и технологических схем разработки месторождений подземных вод, совершенствовать

технологическое оборудование, средства непрерывного и периодического

контроля, обеспечивать рациональное использование и охрану подземных

вод от истощения и загрязнения, охрану недр и окружающей среды.

378. Разработка месторождений подземных вод в случае их

использования для целей, не предусмотренных условиями Лицензии на

добычу (совмещенной Лицензии) и Контракта или с нарушениями этих условий,

запрещается.

14. Основные сведения о подземных водах

379. В состав Водного фонда Республики Казахстан, согласно Водному

кодексу Республики Казахстан, входят подземные воды, под которыми

принято понимать воды, находящиеся в толщах горных пород земной коры

во всех физических состояниях.

Подземные воды принято подразделять на следующие виды:

питьевые;

технические;

теплоэнергетические;

промышленные;

лечебные минеральные.

380. При этом, под питьевыми водами понимается вода, в которой бактериологические, органолептические показатели и показатели токсических химических веществ находятся в пределах питьевого водоснабжения.

Под техническими водами понимается иная вода (кроме питьевой,

промышленной, лечебной минеральной), пригодная для производственных

нужд на условиях специального водопользования.

Под теплоэнергетическими водами понимается термальная вода,

теплоэнергетические ресурсы которой могут быть использованы в любой отрасли

экономики.

Под промышленными водами понимается вода, компонентный состав и

ресурсы которой достаточны для извлечения этих компонентов в промышленных

масштабах.

Под лечебными минеральными водами понимается вода, компонентный

состав которой отвечает требованиям лечебных целей.

381. Пригодность подземных вод по целевому назначению оценивается

в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических

условий.

15. Эксплуатация водозаборов подземных вод

Основные требования к водозаборным сооружениям

382. Водозаборные сооружения, водоводы и станции водоподготовки

рассчитываются на средний часовой расход в сутки максимального

водопотребления.

383. Выбор типа и схемы размещения водозаборных сооружений

производится исходя из геолого-гидрогеологических и санитарных

условий района.

384. При использовании подземных вод применяются следующие водозаборные сооружения: водозаборные скважины, шахтные колодцы, комбинированные водозаборы, лучевые водозаборы, каптажи родников.

385. В проектах скважин указывается способ бурения и определяется

их конструкция (глубина, диаметры колонны труб, тип водоприемной части,

водоподъемники и оголовки скважины), а также порядок их опробования.

386. Конструкция скважин должна предусматривать:

возможность замера дебита, уровней, отбора проб воды;

производство ремонтных работ при проведении регенераций в ходе

эксплуатации скважин.

387. Диаметр эксплуатационной колонны труб в скважинах принимается

при установке насосов: с электродвигателем над скважиной - на 50 мм

больше номинального диаметра насоса; с погруженным двигателем - равным

номинальному диаметру насоса.

388. Устье скважины располагают в наземном павильоне или подземной

камере.

389. Габариты павильона (подземной камеры) принимают из условия

размещения в нем электродвигателя, электрооборудования и контрольно-

измерительных приборов. Высота павильона (подземной камеры) не должна быть

менее 2,4 м.

390. Эксплуатационная колонка труб должна выступать над полом не

менее 0,5 м.

391. Конструкция оголовка скважины должна обеспечивать полную

герметизацию, исключающую проникновение в межтрубное и затрубное

пространство скважины поверхностных и загрязненных вод.

392. В зависимости от категории водозаборов количество резервных

скважин должно составлять:

______________________________________________________________________

Количество !Количество резервных скважин на водозаборе, при !

рабочих скважин ! категории !

---------------------------------------------------------------------!

! I ! II ! III !

---------------------------------------------------------------------!

От 1 до 4 ! 1 ! 1 ! 1 !

---------------------------------------------------------------------!

от 5 до 12 ! 2 ! 1 ! - !

---------------------------------------------------------------------!

13 и более ! 20% ! 10% ! - !

_____________________________________________________________________!

393. Скважины, использование которых невозможно, подлежат ликвидации

путем тампонажа.

394. Конструкцию фильтров принимают в зависимости от гидрогеологических условий, дебита и режима эксплуатации.

395. Конечный диаметр обсадной трубы при ударном бурении должен быть больше наружного диаметра фильтра не менее чем на 50 мм, а при гравийной обсыпке фильтра не менее чем на 100 мм.

При роторном способе бурения без крепления стенок трубами конечный диаметр скважины должен быть больше наружного диаметра фильтра не менее чем на 100 мм.

396. Длина рабочей части фильтра в напорных водоносных горизонтах мощностью до 10 м принимается равной мощности пласта; в безнапорных мощности пласта за вычетом эксплуатационного понижения уровня воды в скважине.

В водоносных пластах мощностью более 10 м длина рабочей части фильтра определяется с учетом водопроницаемости пород, производительности скважин и конструкции фильтра.

397. Рабочая часть фильтра устанавливается на расстоянии от кровли и подошвы пласта не менее 0,5-1,0 м.

398. При эксплуатации нескольких водоносных пластов рабочие части фильтров устанавливают в каждом пласте и соединяют между собой глухими трубами (перекрывающими слабопроницаемые слои).

399. Длина отстойника принимается не более 2 м.

400. Верхняя часть надфильтровой трубы должна быть выше башмака обсадной колонны не менее чем на 5 м при глубине скважины более 50 м и не менее чем на 3 м при глубине до 50 м; при этом между обсадной колонной и надфильтровой трубой устанавливают сальник.

401. После окончания сооружения скважин, предусматривается их

прокачка, а при роторном бурении с глинистым раствором их деглинизация

до полного осветления воды.

402. Выбор типа насосов и количества рабочих агрегатов производится

на основании расчетов совместной работы насосов, водоводов, сетей,

регулирующих емкостей, суточного и часового водопотребления, условий

пожаротушения, очередности ввода в действие объекта.

403. В проектах водозаборов подземных вод предусматривается

режимная сеть наблюдательных скважин для наблюдения за уровнями,

дебитом, температурой и химическим составом подземных вод.

Эксплуатация скважин на теплоэнергетические воды

404. Эксплуатация теплоэнергетических вод устанавливается

проектом, основой которого являются:

гидрогеологические параметры месторождения и пластов;

эксплуатационные запасы, пластовое давление, максимальное понижение

уровня;

условия, связанные с потерями давления и температуры в системе пласт-

потребитель-пласт;

размещение скважин;

физико-химические свойства и наличие полезных компонентов в воде.

405. Скважины на эти воды могут эксплуатироваться:

фонтанным способом;

принудительным способом (с помощью насосов).

406. Конструкция скважин и оборудование забоя выбираются в зависимости

от производительности скважин, температуры воды, гидрогеологических условий,

химических свойств воды и должны при этом обеспечивать минимальные потери

тепла и энергии. Технологический режим работы скважин устанавливается в

соответствии с проектом разработки, который обеспечивает регулирование

процесса разработки и должен отвечать следующим параметрам:

пластовому, забойному и устьевому давлениям и температуре;

дебиту скважины.

Технологический режим ежемесячно контролируется геологической

службой промысла. Выполнение режима проводится оперативной службой промысла.

407. Конструкция устьевого оборудования должна учитывать следующие

факторы:

объем добываемого флюида;

пластовые и устьевые давления;

вероятность выпадения солей;

коррозийное воздействие флюидов;

соединение трубопроводов разных диаметров;

изменение температуры на поверхности.

408. Наземное и подземное оборудование должно быть удобным и

безопасным при эксплуатации, контроле и исследованиях, должно обеспечивать

замеры температуры, давления и дебита на устье и спуск глубинных приборов в

ствол скважины, в том числе и во время ее эксплуатации.

409. Учет добычи теплоэнергетических вод, пара и минеральных

компонентов ведется с целью обеспечения потребителя и поддержания

установленного технологического режима, контроля за состоянием призабойной

зоны, наземного и скважинного оборудования, контроля за разработкой

месторождения.

410. Производимые систематические и периодические замеры записываются

в вахтенный журнал.

16. Контроль за разработкой месторождений подземных вод

411. Порядок контроля за разработкой должен быть определен в проекте или технологической схеме разработки. Комплекс наблюдений за разработкой месторождений или объектами эксплуатации в обязательном порядке включает систематические замеры давлений, температур и дебитов скважин, изучение химических и санитарных свойств воды, газового состава, условий и характера солеотложений, изменения свойств добываемой воды, ее количества и качества, содержания в воде механических примесей, определение агрессивных свойств воды, наблюдение за герметичностью заколонного пространства.

412. Результаты наблюдений должны быть обобщены, проанализированы и использованы при построении карт изобар, изотерм, карт дебитов, минерализации и т.п.. По полученным результатам должны периодически уточняться:

фактическое перераспределение давлений, дебитов;

изменение температуры, химического состава и минерализации воды;

расчетная схема пласта и гидродинамические параметры;

эксплуатационные запасы воды;

взаимодействие между участками и отдельными объектами эксплуатации месторождения;

технологические режимы работы скважин, предусмотренных в проекте (технологической схеме) разработки месторождения подземных вод;

агрессивные и солеотлагающие свойства воды и меры борьбы с коррозией и солеотложением;

изменение концентрации различных веществ и их соответствие нормам ПДК;

газосодержание (газовый фактор, м3/м3).

413. Периодичность измерения давлений должна предусматриваться проектом (технологической схемой) разработки и зависит от этапа разработки объекта. В начальном этапе измерение давлений производится ежемесячно. Давление измеряется по периодам, зависящим от темпа отбора воды. Периодичность измерения давлений должна исходить из точности применяемых на объекте эксплуатации приборов. Замеры пластовых давлений, температур, определение герметичности колонны, отбор глубинных проб воды проводятся во время остановок скважин на ремонт, профилактический осмотр, но не менее чем один раз в год.

414. Регулярные исследования скважин подразделяются на текущие, контрольные и специальные:

текущие исследования проводят для установления технологического режима эксплуатации и проверки состояния и параметров пласта и скважин;

контрольные исследования проводятся по плану и имеют своей целью проверку и уточнение данных текущих исследований;

специальные исследования служат для выявления отдельных факторов, влияющих на водоносность и условия эксплуатации скважин и месторождения в целом.

415. Конструкция всех скважин на месторождении подземных вод должна обеспечить условия для проведения контрольно-измерительных работ.

416. По скважинам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов, необходимо производить контрольные измерения дебита и температуры раздельно по пластам.

417. По эксплуатационным скважинам необходимо систематически следить за выносом песка, солеотложением и коррозией.

418. В наблюдательных скважинах не реже, чем один раз в месяц необходимо проводить контрольные измерения давлений, температур, минерализации и др. параметров.

419. Учет добычи подземных вод производится путем измерения расходов воды по каждой скважине (на устье или сборном пункте) с точностью, отвечающей требованиям действующих нормативов.

420. На автоматизированных водозаборах и промыслах замер расхода воды и пара производится регистрирующими приборами с периодической проверкой контрольно-измерительных приборов.

421. В подземных водах, содержащих полезные компоненты (теплоэнергетических) необходимо определять содержание (мг/л) йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция, германия и их соединений с целью получения максимальной эффективности при использовании этих вод в качестве минерального сырья.

422. При установлении опасности развития коррозии и солеотложений следует немедленно организовать проведение специальных коррозионных исследований (с привлечением научно-исследовательских организаций) для выявления характера коррозионных и осадкообразовательных процессов, разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии и солеотложения всей системы оборудования.

17. Охрана недр, окружающей среды при проведении

операций по недропользованию

423. Разведка и разработка месторождений подземных вод должны осуществляться в полном соответствии с условиями Лицензии и Контракта, при полном соблюдении норм и требований по охране окружающей среды и недр, предусмотренных законодательством Республики Казахстан.

424. Недропользователи, проводящие геологоразведочные и эксплуатационные работы, должны обеспечить:

рациональную разведку и разработку месторождений подземных вод, при которых достигается полное комплексное изучение и предотвращение безвозвратных потерь воды и ее качественных свойств за счет недостатков в эксплуатации скважин;

исключение возможности загрязнения водоносных горизонтов;

исключение возможности смешения вод различных горизонтов и перетока из одних горизонтов в другие (с более низким напором), если это не предусмотрено проектом;

недопущение бесконтрольного нерегулируемого выпуска подземных вод, а в аварийных случаях срочное принятие мер по ликвидации потерь воды;

комплексное использование подземных вод, содержащих полезные компоненты;

охрану атмосферного воздуха, земной поверхности, лесов, вод и других природных объектов, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с недропользованием;

проведение комплекса восстановительных работ на земельных участках, приведенных в негодность в процессе разведочных и эксплуатационных работ.

425. Физические и юридические лица, деятельность которых оказывает или может оказывать вредное влияние на состояние подземных водных объектов, обязаны принимать меры, предотвращающие загрязнение и истощение водных объектов.

426. В целях охраны подземных водных объектов, используемых для питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, а также содержащих природные лечебные ресурсы, устанавливаются зоны санитарной охраны в соответствии со ст. 104 Водного кодекса Республики Казахстан.

427. На водосборных площадях подземных водных объектов, которые используются или могут быть использованы для питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, не допускается размещение захоронений отходов, свалок, кладбищ, скотомогильников и других объектов, влияющих на состояние подземных вод.

428. Орошение земель сточными водами, если это влияет или может повлиять на состояние подземных водных объектов, запрещается.

429. Буровые скважины, в том числе самоизливающие и разведочные, а также скважины, непригодные к эксплуатации, или использование которых прекращено, подлежат оборудованию регулирующими устройствами, консервации или ликвидации в установленном порядке.

430. Если при использовании недр для разведки и добычи других полезных ископаемых вскрыты водоносные горизонты, недропользователю необходимо принять в установленном порядке меры по охране подземных водных объектов и сообщить об этом в Территориальные органы Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и государственный орган управления использованием и охраной водного фонда Министерства сельского хозяйства Республики Казахстан.

431. Вскрытые подземные водоносные горизонты должны быть обеспечены надежной изоляцией, предотвращающей их загрязнение.

432. Бурение поглощающих скважин для сброса промышленных, лечебных минеральных и теплоэнергетических сточных вод запрещается в случаях, когда эти скважины могут являться источником загрязнения водоносного горизонта, пригодного или используемого для питьевого и бытового водоснабжения или в лечебных целях.

433. Бурение поглощающих скважин допускается при наличии положительных заключений государственных органов охраны недр и окружающей среды, управления водными ресурсами и санитарного надзора, выдаваемых после проведения специальных обследований в районе бурения этих скважин.

434. Использование подземных вод питьевого качества для нужд, не связанных с питьевым и бытовым водоснабжением, не допускается.

435. В районах, где отсутствуют необходимые поверхностные водные источники и имеются достаточные ресурсы подземных вод питьевого качества, Комитет водных ресурсов Министерства сельского хозяйства Республики Казахстан может разрешить по согласованию с Комитетом геологии и охраны недр, Департаментом государственной экологической экспертизы и мониторинга окружающей среды Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан временное использование этих вод для целей, не связанных с питьевым и бытовым водоснабжением.

436. Запрещается ввод в эксплуатацию водозаборов подземных вод без оборудования их водорегулирующими устройствами, водоучитывающими приборами, а также без установления зон санитарной охраны и создания пунктов наблюдения за показателями состояния подземных водных объектов.

437. Для поддержания подземных вод в состоянии, соответствующем экологическим требованиям, недропользователи обязаны соблюдать устанавливаемые Правительством нормативы предельно допустимых вредных воздействий на подземные водные объекты.

438. Для охраны недр при бурении скважин различного назначения необходимо:

тщательно изолировать все водоносные горизонты и проницаемые пласты;

обеспечить герметичность всех колонн и надежную их цементировку;

все пласты с признаками водоносности, выявленные в процессе бурения скважин по данным керна, электро- и термокаротажа, должны быть тщательно изучены с целью определения возможности получения из них промышленных притоков воды. При прохождении скважинами пластов с благоприятными показателями должны быть приняты меры по охране недр.

439. Перфорация скважин должна осуществляться в соответствии с Едиными правилами безопасности при взрывных работах, утвержденными Агентством по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

440. Разведочные скважины, вскрывшие при опробовании продуктивные пласты подземных вод, должны сохраняться в полном техническом порядке до момента ввода месторождения в разработку. В случае, если в течение ближайшего года эксплуатация скважин не предполагается, производят ее консервацию в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

441. Скважины, в разрезе которых отсутствуют пласты, подлежащие испытанию, должны быть ликвидированы. Фактическая ликвидация разведочных скважин осуществляется лишь после рассмотрения всех материалов по ликвидации скважины по плану, согласованному с Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям и Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

442. При полной или частичной ликвидации либо консервации буровых скважин последние должны быть приведены в состояние, обеспечивающее охрану недр и окружающей среды.

443. В скважинах, с незаконченным бурением по техническим причинам, но в разрезе которых установлено наличие водоносных пластов, должна быть проведена изоляция пластов путем заливки цемента с проверкой его герметичности. В случае неудовлетворительного цементирования в скважине должны быть проведены, в зависимости от ее технического состояния, изоляционно-ремонтные или изоляционно-ликвидационные работы.

444. При последовательном опробовании в скважине нескольких продуктивных пластов по методу "снизу вверх" каждый объект должен быть опробован отдельно. После опробования пласт изолируется посредством установки цементного моста с обязательной проверкой его герметичности.

445. При проектировании эксплуатационных водозаборов теплоэнергетических вод на выработанных газонефтяных месторождениях в первую очередь должно быть учтено состояние всего фонда скважин, вскрывших теплоэнергетическую воду промышленных кондиций.

446. Эксплуатация продуктивных пластов должна осуществляться с обязательным соблюдением всех условий, исключающих возможность нанесения ущерба другим продуктивным пластам.

447. Скважины должны эксплуатироваться в строгом соответствии с технологическими режимами, определяющими оптимальные величины дебита воды, периода эксплуатации. Для контроля за выполнением технологического режима при подготовке скважины к эксплуатации должна быть предусмотрена возможность проверки всех заданных режимов и параметров. Степень относительного увеличения дебита скважин определяется с учетом гидродинамических режимов работы скважин и эксплуатационных режимов систем водопотребления.

448. Применять в одной скважине совместно-разделительную эксплуатацию нескольких продуктивных горизонтов, содержащих подземные воды, не допускается.

449. Месторождения теплоэнергетических, промышленных и лечебных минеральных подземных вод допускаются к освоению, если решен вопрос специального водопользования сброса отработанных вод в обычную канализационную сеть, поверхностные водоемы, не используемые в спортивно-оздоровительных целях, или замкнутые понижения, не имеющие хозяйственного значения. Эти вопросы в обязательном порядке согласовываются с Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям, с Министерством сельского хозяйства Республики Казахстан, с Министерством здравоохранения, образования и спорта Республики Казахстан.

450. При эксплуатации продуктивных горизонтов не допускается смешения вод эксплуатируемого горизонта за счет перетока вод из выше или нижележащих водоносных горизонтов. Для предотвращения перетоков вод необходимо проводить в процессе разбуривания и эксплуатации систематический контроль за качеством цементирования.

451. При перетоке воды должны быть выяснены химический состав перетекающей воды, ее дебит, температура, газовый состав, геологический возраст питающего горизонта и направление перетока.

452. После проведения изоляционно-ремонтных работ в скважинах качество цементирования проверяется пробной эксплуатацией скважин и геофизическими методами.

453. О всех замеченных случаях взаимовлияния скважин и о скважинах, в которых обнаружены межпластовые перетоки воды, недропользователи обязаны сообщить в Территориальные органы охраны и использования недр и согласовать с ними профилактические мероприятия по их устранению.

454. В таком же порядке принимаются меры для скважин, которые оставлены в процессе бурения по аварийным причинам с незакрепленным стволом.

455. В случае обнаружения взаимовлияния скважин, в одной из которых отмечается значительное падение дебита или полное прекращение подачи воды, необходимо одну из скважин закрыть или ликвидировать. Установить "запретные зоны", внутри которых бурение новых скважин (в пределах радиуса влияния) на

пласты запрещается.

456. Для получения точного заключения о характере обводнения перед

проведением изоляционно-ремонтных работ необходимо осуществить комплекс

геофизических исследований.

457. Передача скважин в капитальный ремонт осуществляется:

с целью прекращения притока вод, чуждых для данного эксплуатационного

горизонта;

при наличии повреждения обсадных колонн, не позволяющего продолжать

эксплуатацию, и технической невозможности исправления скважин;

с целью устранения пескования;

при обнаружении солеотложений в стволе.

458. Все работы по капитальному ремонту скважин должны производиться

недропользователями по согласованию с местными органами Агентства

Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям со строгим соблюдением

правил техники безопасности.

Охрана недр и окружающей среды при сбросе отработанных

промышленных, лечебных минеральных и теплоэнергетических вод

459. При размещении, проектировании, строительстве, вводе в эксплуатацию и эксплуатации водозаборов, связанных с использованием подземных водных объектов, должны быть предусмотрены меры, предотвращающие их вредное влияние на поверхностные водные объекты и окружающую среду (подтопление территорий, опустынивание, заболачивание земель, оползней и просадки грунта).

460. Сброс промышленных, лечебных минеральных и теплоэнергетических вод после использования должен производиться в соответствии с утвержденными уполномоченными органами Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, Правилами охраны прибрежных вод морей и Водным кодексом Республики Казахстан.

461. Водным кодексом Республики Казахстан установлен единый порядок сброса сточных вод как в поверхностные, так и в подземные водные объекты. Условия сброса отработанных подземных лечебных минеральных, промышленных и теплоэнергетических вод устанавливаются Комитетом водных ресурсов Министерства сельского хозяйства Республики Казахстан при согласовании разрешения на специальное водопользование.

462. Сбрасываемая в открытые водоемы вода должна быть прозрачной, без окраски, запаха, не содержать болезнетворных бактерий и вредных веществ для здоровья человека и животных. Температура сбрасываемой воды не должна превышать 30 оС.

463. В сбрасываемой воде не должны находиться вещества, агрессивно действующие на бетон и металл, так как это может привести к коррозии и разрушению гидротехнических сооружений.

464. Совершенно не допускается сброс сточных вод в поверхностные водоемы независимо от степени их очистки в зонах санитарной охраны источников централизованного питьевого водоснабжения, курортов, в местах, отведенных для купания.

465. Водопользователь не может превышать предельно допустимые нормы содержания в сточных водах загрязняющих веществ или вводить в состав сточных вод новые вещества, не предусмотренные в разрешении органов по использованию и охране вод. При нарушении указанных требований сброс сточных вод должен быть прекращен.

466. Запрещается сбрасывать в водоемы сточные воды, содержащие ценный компонент в промышленных концентрациях, которые могут быть утилизированы на заинтересованных в них организациях.

467. По согласованию с органами охраны недр Республики Казахстан закачка отработанных лечебных минеральных, промышленных, теплоэнергетических вод в глубокие поглощающие горизонты должна проводиться:

в выработанные нефтяные газовые пласты с целью захоронения;

в разрабатываемые водоносные горизонты с целью поддержания в них пластового давления;

с целью захоронения в горизонты, не содержащие подземных вод, пригодных для водоснабжения, в бальнеологических целях, для извлечения полезных компонентов.

468. Запрещается устройство поглощающих скважин и колодцев в 1 и 2 поясах зон санитарной охраны источников водоснабжения.

469. Запрещается сброс в поглощающие скважины и колодцы отработанных вод, содержащих радиоактивные вещества. В исключительных случаях это может быть разрешено после проведения специальных исследований по согласованию с Министерством здравоохранения, образования и спорта и Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

470. В районе, где производится закачка отработанных вод в поглощающие скважины, силами водопользователя должны быть организованы систематические лабораторные наблюдения за качеством воды в ближайших скважинах, родниках, колодцах по плану, согласованному с местными органами государственного санитарного надзора Министерства здравоохранения, образования и спорта Республики Казахстан, Комитета водных ресурсов Министерства сельского хозяйства Республики Казахстан и Комитета геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан.

471. Для решения вопросов закачки отработанных вод должны быть проведены исследовательские и опытные работы по разработанной программе, включающей бурение скважин и опытные закачки.

472. Основным условием выбора горизонта закачки отработанных вод является наличие надежных водоупоров, изолирующих закачиваемые воды от дневной поверхности, от пресных и минеральных вод бальнеологического или промышленного значения, и наличие пород - коллекторов, способных принять и вместить закачиваемые воды. Поглощающие горизонты должны иметь большую площадь распространения, достаточную водопроводимость, значительную мощность.

473. Подлежит изучению недропользователем совместимость отработанных вод с подземными водами и водовмещающими породами.

474. Консервация и ликвидация скважин выполняется за счет недропользователей в соответствии с требованиями действующей инструкции, утвержденной Министерством энергетики и торговли совместно с Министерством природных ресурсов и охраны окружающей среды по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации.

18. Контроль и надзор за использованием и охраной подземных вод,

ответственность за нарушение правил

475. В соответствии с Водным кодексом Республики Казахстан и Указом Президента Республики Казахстан, имеющим силу Закона, "О недрах и недропользовании" государственный контроль за использованием и охраной подземных вод имеет своей задачей обеспечить соблюдение всеми исполнительными органами, недро- и водопользователями установленного порядка пользования подземными водами и их учета, выполнение обязанностей по охране подземных вод, предупреждению и ликвидации их вредного воздействия.

476. Государственный учет подземных вод и государственный контроль за их рациональным использованием и охраной осуществляется Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан. В его задачи входит:

учет ресурсов и эксплуатационных запасов подземных вод на основании материалов гидрогеологического изучения недр, а также количества извлекаемых (включая попутно) из недр подземных вод на основании статистической отчетности недропользователей;

учет количества сбрасываемых в недра вод, включая водоносные горизонты, сточные и другие воды, на основании статистической отчетности недропользователей;

регистрация и учет всех недропользователей, осуществляющих забор подземных вод или сброс сточных вод и других вод в недра, а также используемых водных объектов, включенных в государственный водный кадастр по разделу "Подземные воды";

наблюдение за режимом и качеством подземных вод в рамках ведения государственного мониторинга подземных вод, включающих собственную государственную и частную сеть наблюдательных пунктов;

контроль за ведением работ по изучению режима и качества подземных вод, выполняемых недропользователями по собственной сети наблюдательных пунктов;

контроль за правильностью первичного учета количества отбираемых подземных вод, а также вод, сбрасываемых в недра;

работа по совершенствованию и эксплуатации автоматизированных банков данных государственного учета подземных вод и их использования;

обобщение материалов государственного учета подземных вод и их использования по формам и в сроки, определяемые инструкциями Комитета геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан;

межведомственный обмен информацией с государственными органами;

представление обобщенных данных по учету подземных вод и их использованию Министерству сельского хозяйства Республики Казахстан.

477. Государственные инспектора по использованию и охране недр в пределах их компетенции имеют право:

предъявлять исполнительным органам и недропользователям требования, обязательные для исполнения по проведению соответствующих мероприятий по улучшению использования и охране подземных вод по организации лабораторного контроля за химическим составом подземных и сточных вод и контроля предельно допустимых сбросов в объеме, согласованному с Комитетом водных ресурсов Министерства сельского хозяйства Республики Казахстан, Министерством здравоохранения, образования и спорта Республики Казахстан и Комитетом геологии и охраны недр Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан;

направлять в судебные органы представления о приостановлении, либо запрещении деятельности недропользователей;

беспрепятственно посещать в любое время суток при предоставлении служебного удостоверения установленного образца водохозяйственные объекты, осуществлять проверку состояния использования и охраны подземных вод, давать обязательные для исполнения требования об устранении выявленных нарушений настоящих Правил;

получать от должностных лиц и отдельных граждан-недропользователей сведения, необходимые, для выяснения состояния использования и охраны подземных вод, в том числе данные лабораторных анализов;

налагать в административном порядке денежные штрафы за право нарушения, предусмотренные действующими законами;

ходатайствовать перед Агентством Республики Казахстан по инвестициям об ограничении, приостановлении и запрещении сброса (закачки) сточных вод в подземные водные объекты, производимого с нарушением установленных требований, вплоть до прекращения деятельности отдельных промышленных установок, цехов и организаций;

передавать, в необходимых случаях, органам прокуратуры материалы для решения вопроса о привлечении лиц, виновных в нарушении законодательства о недрах, водного законодательства и настоящих Правил к административной, дисциплинарной и уголовной ответственности в соответствии с действующим законодательством.

478. Не допускается вмешательство какого-либо должностного лица или органа в процесс осуществления государственного контроля за регулированием, использованием и охраной недр (подземных вод).

479. Решение государственного инспектора по использованию и охране недр (подземных вод) обязательно для исполнения и может быть обжаловано у вышестоящего государственного инспектора по использованию и охране недр (подземных вод). Решение главного государственного инспектора Республики Казахстан по охране недр обязательно для исполнения и может быть обжаловано в законодательном порядке.

480. Недропользователи, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности с целью обеспечения государственного учета подземных вод, контроля их использования и охраны недр и окружающей природной среды:

ведут первичный учет забираемых из подземных водных объектов и сбрасываемых в них вод в порядке и сроки, устанавливаемые органом по использованию и охране недр по согласованию с Комитетом водных ресурсов Министерства сельского хозяйства;

оборудуют водозаборные и водосбросные сооружения средствами измерения расходов вод, а также устанавливают на самоизливающихся скважинах регулирующие устройства;

при отсутствии указанного оборудования временно до установки контрольно-измерительных приборов производят учет количества забираемых и сбрасываемых вод приближенных по характеристикам протарированного технологического оборудования и с использованием других возможных методов измерения;

ведут контроль за текущей разработкой месторождений подземных вод, оперативный контроль за работой скважин и контроль за выполнением технологического режима в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения или технологической схемы. Периодичность контроля устанавливается проектом (технологической схемой) разработки;

обеспечивает определение химического состава сбрасываемых вод в собственных лабораториях или лабораториях других предприятий, организации, учреждений, имеющих государственную аттестацию;

представляют отчетность об использовании подземных вод по формам в соответствии с инструкцией, которые утверждаются Агентством Республики Казахстан по статистике;

передают Министерству природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Казахстан и Министерству сельского хозяйства Республики Казахстан экстренную информацию об аварийных сбросах загрязнения веществ, а также о нарушениях установленного режима забора подземных вод и объекта сброса (закачки) в них вод.

481. Государственный контроль за соблюдением правил и норм по технической безопасности и промышленной санитарии при недропользовании осуществляется Агентством Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям и Министерством здравоохранения, образования и спорта Республики Казахстан.

482. Ответственность за правильность разработки и выполнение соответствующих мероприятий по охране недр возлагается:

в части проектов и технологических схем - на руководителей организаций, составляющих и утверждающих проекты (технологические схемы) разработки месторождений подземных вод;

в части их выполнения - на руководителей добывающих организаций, выполняющих работы по бурению скважин, разработке месторождения и ликвидации ранее пробуренных скважин.

483. Лица, виновные:

в нарушении правил и требований проведения работ по геологическому изучению недр, приведших к недостоверной оценке запасов или качества подземных вод, условий для разработки или обустройства месторождений;

в невыполнении правил по охране недр и требований по охране окружающей среды, зданий и сооружений от вредного влияния токсичных изделий, связанных с добычей и обработкой подземных вод;

в уничтожении или повреждении наблюдательных режимных скважин, а также геодезических знаков;

в утрате геологической документации, а также дубликатов проб воды, газа, керна, необходимых для дальнейшего изучения недр и разработки месторождения;

несут административную, уголовную и иную ответственность в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

(Специалисты: Склярова И.В.,

Кушенова Д.С.)