Пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 17 қарашадағы № 1072 және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 қарашадағы № 675 бірлескен бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2016 жылы 15 қаңтарда № 12872 болып тіркелді. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрінің 2019 жылғы 12 сәуірдегі № 214 және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2019 жылғы 16 сәуірдегі № 119 бірлескен бұйрығымен

Ескерту. Күші жойылды – ҚР Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрінің 12.04.2019 № 214 және ҚР Энергетика министрінің 16.04.2019 № 119 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бірлескен бұйрығымен.

"Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" 2010 жылғы 24 маусымдағы Қазақстан Республикасы Заңының 19-бабының 5) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫЗ:

1. Қоса беріліп отырған Пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды әрі кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрлігінің Геология және жер қойнауын пайдалану комитеті (Б.Қ. Нұрабаев) заңнамада белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

2) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның көшірмелерін мерзімді баспа басылымдарына және "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесіне ресми жариялауға жіберуді;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрлігінің интернет-ресурсында және мемлекеттік органдардың интранет-порталында орналастыруды;

4) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрлігінің Заң департаментіне осы бұйрықтың 2-тармағының 1), 2) және 3) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму вице-министрі А.П.Рауға және Қазақстан Республикасы Энергетика бірінші вице-министрі Ұ.С.Қарабалинға жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының Инвестициялар және даму министрі Ә. Исекешев

Қазақстан Республикасының Энергетика министрі В. Школьник

_______________ _______________

"КЕЛІСІЛДІ":

Қазақстан Республикасының

Ауыл шаруашылығы министрі

___________________ А. Мамытбеков

2015 жылғы 25 желтоқсан

"КЕЛІСІЛДІ":

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрі

___________________ Е. Досаев

2015 жылғы 29 желтоқсан

Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 17 қарашадағы № 1072 және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 қарашадағы № 675 бірлескен бұйрығымен бекітілген

Пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде
жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі
бірыңғай қағидалар
1. Жалпы ережелер

1. Осы Қазақстан Республикасында пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар (бұдан әрі – Қағидалар) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" 2010 жылғы 24 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңы 19-бабының 5) тармақшасына сәйкес әзірленді.

2. Қағидалар пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай тәртіпті айқындайды.

3. Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

1) геологиялық қорлар – шоғырларда болатын көмірсутек шикізатының қорлары;

2) күрделі геологиялық құрылымы бар кен орындары – қорларының жетпіс пайызынан астамы қуатының өзгеріп тұратындығымен не пайдалы қазба денелерінің бұзылып орналасуымен немесе пайдалы қазбаның сақталмаған сапасымен және негізгі құнды компоненттерінің теңдей емес бөлінуімен не коллектордың немесе өнімділік қаттардың коллекторлық қасиеттерінің біртектес болмауымен не ерекше жоғары қаттық қысыммен сипатталатын кен орындары;

3) көмірсутек шикізаты – шикі мұнай, газ конденсаты, табиғи газ және ілеспе газ, битум, сондай-ақ шикі мұнайды, табиғи газды тазартқаннан, жанатын тақтатастарды және шайырлы құмдарды өңдегеннен кейін алынған көмірсутектер;

4) көмірсутек шикізатының кен орны – аумақ бойынша бір алаңға арналған және қолайлы тектоникалық құрылыммен немесе басқа түрдегі тұтқыштармен байланысты бір немесе бірнеше жиектелген шоғырларда құрамында табиғи шоғырланған пайдалы қазбасы бар жер қойнауының бөлігі;

5) көмірсутек шикізатының қорлары – мұнайдың, конденсаттың массасы, сондай-ақ стандартты шарттарға (0,1 МПа және 20^oС) келтірілген, табылған, барланатын және игерілетін шоғырлардағы газдың көлемi;

6) көмірсутек шикізаты шоғырларын игерудi реттеу – әртүрлi технологиялық және техникалық іс-шаралар кешенiнiң көмегiмен көмiрсутек шикізатын алу процесін басқару;

7) көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану – мұнай және мұнай-газ кен орындарында жүргізілетін және бұрғыланған барлау ұңғымаларын уақытша пайдалануды көздейтін операциялар;

8) қазба бірлігі – пайдаланылуы пайдалы қазбаның саны мен сапасы бойынша өндірудің неғұрлым дәл жеке есебі жүзеге асырылуы мүмкін, қазбаның технологиялық схемамен және игерудің бірыңғай жүйесімен жүзеге асырылатын, бастапқы қорларды (блок, панель, лава, кемердiң бөлiгi) дұрыс есептеумен кен орнының неғұрлым үнемді және технологиялық оңтайлы учаскесi;

9) рентабельді геологиялық қорлар (алынатын) – жер қойнауын және қоршаған табиғи ортаны қорғау талаптарын сақтай отырып, қазіргі сыналған технологиялар мен техниканы пайдалану кезінде үнемділігі жағынан алынуы тиімді геологиялық қорлардың бөлігі;

10) рентабельді емес геологиялық қорлар – жер қойнауын және қоршаған табиғи ортаны қорғау талаптарын сақтай отырып, қазіргі сыналған технологиялар мен техниканы пайдалану кезінде үнемділігі жағынан алынуы тиімсіз қорлар;

11) сарқынды сулар - адамның шаруашылық қызметі нәтижесінде пайда болатын немесе табиғи немесе жасанды су объектілеріне немесе жер бедеріне ағызып жіберілетін ластанған аумақтағы сулар;

12) шоғыр – қиманың бір қат-коллекторына, екі-үш және одан көп байланыстағы қаттар-коллекторларына немесе кен орындары таужыныстары-коллекторларына орайластырылған табиғи біртұтас сугаздинамикалық резервуарда көмірсутек шикізатының жиналуы. Кен орнының геологиялық қимасындағы шоғырлар саны өнімді қаттар санына сәйкес немесе одан аз болуы мүмкін.

2. Көмірсутек шикізаты кен орындарын барлау тәртібі

4. Жер қойнауындағы шоғырлар көмірсутек шикізатының бастапқы табиғи фазалық жай-күйі бойынша бір фазалық және екі фазалық болып бөлінеді.

Бір фазалыққа жататындар:

ерітілген газы бар мұнайдан ғана тұратын мұнай шоғырлары;

төмен молекулярлы көмірсутектерден шикізатынан тұратын, құрамында табиғи газ ғана бар газ шоғырлары;

газ күйіндегі көмірсутекті конденсаты бар газдан тұратын газконденсатты шоғырлар.

Екі фазалық шоғырлар бастапқы табиғи түрінде қаттарда бір мезгілде бүркеме түрінде мұнайдың үстінде жатқан мұнай мен бос газды немесе шоғырдың газконденсатты бөлігін және мұнай шоғыршағын ұстайды.

5. Көмірсутек шикізаты шоғырлары жалпы көлемінің мұнайға қаныққан Vн бөлігі көлемінің үлесіне байланысты тұтастай алғанда екі фазалық шоғырларға жататындар:

Vн>0,75 кезінде газды немесе газ конденсатты бүркемесі бар мұнайлы;

0,5<Vн<0,75 кезінде газ-мұнайлы немесе газконденсат мұнайлы;

0,25<Vн<0,50 кезінде мұнай-газды немесе мұнай-газконденсатты;

Vн<0,25 кезінде газды немесе мұнай шоғыршағы бар газконденсатты.

Екі фазалық шоғырлар үшін игерудің бастапқы жүйесі бірінші кезекті фазаны алуға бағытталады, оның көлемінің үлесі шоғырдың жалпы көлемінен асып түседі (50 пайыздан жоғары). Фазаны іріктеу кезегі бойынша түпкілікті шешім техникалық-экономикалық есептерге негізделеді.

6. Көмірсутекті шикізат кен орындары кен орнының барлық шоғырларындағы көмірсутекті шикізаттың жалпы көлемінде мұнайға қаныққан Vн бөлігі көлемінің үлесіне байланысты мыналарға бөлінеді:

0,5<Vн<1 кезінде мұнайлы (оның ішінде газмұнайлы);

0,25<Vн<0,50 кезінде мұнай-газды (оның ішінде мұнай-газконденсатты);

Vн <0,25 кезінде газды немесе газконденсатты.

Мұнай қорлары шоғырдың жалпы көлемінен 30 пайыздан аз болған жағдайда, қат қысымын агентті айдау арқылы ұстау түрінде іріктеуді алмастырумен мұнайгазконденсатты кен орнының мұнайлы және газконденсатты бөліктерін бір мезгілде игеруге жол беріледі.

7. Құрылымының күрделілігіне байланысты кен орындары (шоғырлар) мыналарға бөлінеді:

өнімді қаттары ауданы мен қимасы бойынша қалыңдығы мен коллекторлық қасиеттерінің төзімділігімен сипатталатын, тектоникалық бұзылмаған немесе нашар бұзылған құрылымдарға орайластырылған қарапайым құрылым;

өнімді қаттары ауданы мен қимасы бойынша қалыңдығы мен коллекторлық қасиеттерінің төзімсіздігімен немесе литологиялық алмасулардың немесе біртұтас шоғырларды жеке блоктарға бөлетін тектоникалық бұзылыстардың болуымен сипатталатын күрделі құрылым;

шоғырларды жеке блоктарға бөлетін литологиялық алмасулардың немесе тектоникалық бұзылыстардың бір мезгілде үйлесуімен, осы блоктардың шегіндегі өнімді қаттардың қалыңдығы мен коллекторлық қасиеттерінің төзімсіздігімен сипатталатын өте күрделі құрылым, мұнай газ асты аймақтарында табанды су болып жататын және біртекті емес қаттардың жіңішке жиектерінде болатын газ-мұнайлы және мұнай-газды шоғырлар.

8. Барлау далалық геологиялық-геофизикалық зерттеулерді, құрылымдық бұрғылауды, іздеу және барлау ұңғымаларын бұрғылауды, тәжірибе жүргізу мен сынауды қамтиды. Барлау іздеу жұмыстарының бекітілген жобасы бойынша жүргізіледі, онда ұңғымалардың саны, орналасқан жері және бұрғылау мерзімі, олардың шешетін міндеттер, қажетті зерттеулер кешені мен көлемі негізделеді.

9. Барлау ұңғыманы бұрғылау санына, орналасуына және мерзіміне, олар шешетін міндеттерге, қажетті зерттеулердің кешені мен көлемдеріне негізделетін бекітілген жобалау құжаттары (іздеу жұмыстарының жобасы, бағалау жұмыстарының жобасы, сынамалы пайдалану жобасы) бойынша жүргізіледі.

10. Бұрғылау процесіндегі зерттеу түрлері әрбір барлау ұңғымасы үшін жобалау ұйымы жеке жасаған геологиялық-техникалық нарядпен анықталады. Алынған деректер кондицияларды сенімді негіздеу, "Қазақстан Республикасының пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссия және пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі өңіраралық комиссиялар туралы ережелерді бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 21 сәуірдегі № 472 бұйрығымен (Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2015 жылғы 27 мамырда № 11200 болып тіркелген) белгіленген тәртіппен олардың бекітілуімен көмірсутек шикізатының қорын есептеу үшін және игеруді жобалау үшін жеткілікті болуы тиіс.

11. Іздестіру жұмыстары жобасында мыналар қамтылады және негізделеді:

қолда бар тарихи деректердің көлемі, қанықтылығы және мәні, барлау учаскесінің зерттелу дәрежесі;

барлау міндеттері, сейсмикалық профильдер мен олардың бағдарлары торының тығыздығы, сейсмикалық барлау және өзге де геофизикалық дала жұмыстарын белгілеу әдістемесі, өңдеу және интерпретациялау жұмыстары;

арнайы зерттеулердің өзге де түрлерін қолдану;

іздеу және барлау ұңғымаларын орналастыру нүктелері, олардың жобалық тереңдіктері мен конструкциялары, бұрғылаудың тәсілдері мен кезектілігі;

тасбағанды іріктеу интервалы, өнімді қаттар ағынын сынау;

бұрғылау процесінде мұнай-газ сорғы горизонттарын сынамалау және сынау тәртібі;

ұңғымаларды геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулер кешені, тасбағанды және қаттар флюидтері тереңдік сынамаларын іріктеу және зертханалық зерттеу;

барлау ұңғымаларын бұрғылау, сынау және сынамалы пайдалану кезінде жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау жөніндегі іс-шаралар;

жұмыстардың орындалу көлемі мен мерзімдері;

барлау жұмыстарының қаржылық бөлігі және күтілетін тиімділігі;

барлау ұңғымаларын орналастыру кезінде мұнай-газды, газ-мұнайлы және мұнайгазконденсатты шоғырлар үшін осы шоғырлардың мұнайлы және газды бөліктерін зерттеу қажеттілігі ескеріледі;

іздеу және барлау ұңғымаларының конструкциясы тиісті ұңғымаларды салу жобаларына негізделеді.

12. Кен орны бойынша тұтастай алғанда барлау процесінде мыналар зерттеледі:

литологиялық-стартиграфиялық қима, мұнай-газды өнімді қаттардың, контурлардың және өткізбейтін бөлімдердің орналасуы, өнімді қаттардың орналасу шарттарындағы негізгі заңдылықтар;

суарынды жүйелерді белгілеумен және барлық сыналған сулы қаттардың суларының физикалық-химиялық қасиеттерін сипаттаумен және олардың қорын бағалаумен кен орны қимасының гидрогеологиялық сипаттамасы;

шоғырлар жабындарының, олардың заттық құрамы мен қасиеттерінің сипаттамасы;

кен орны қимасындағы термобарийлық заңдылықтар.

13. Әрбір шоғыр бойынша мыналар орнатылады:

шоғырдың құрылымдық-тектоникалық құрылысы;

шоғырдың гидродинамикалық жұмыс режимі;

өнімді горизонттардың, ортақ және тиімді мұнай-газға қаныққан қалыңдықтардың шегіндегі өзгерістер;

мұнай-газдылық контурлары;

таужыныстарының литологиялық қасиеттері;

таужыныстары-коллекторларының сүзу-сыйымдылықтық қасиеттері, олардың шоғыр көлеміндегі өзгергіштігі;

су-мұнай, газ-мұнай немесе газ-су контактілерінің жағдайы негізделген;

өнімді қаттардың бастапқы және қалдықты мұнай-газ қанықтылығы;

өнімді қаттардың үстіңгі қатының қасиеттері (гидрофильділік, гидрофобтылық);

өнімді қаттар бойынша сумен және өзге болжамды агенттермен ығыстыру коэффициенті;

үлестік құрамына байланысты көмірсутек шикізаты, судың және өзге болжамды агенттер үшін таужыныстары-коллекторларының салыстырмалы фазалық өткізгіштік мәні;

бастапқы қаттық қысымдар мен температуралардың мөлшері;

қат мұнайының физикалық-химиялық қасиеттері және қысымның, температураның, көлемнің өзгеруіне байланысты, оның ішінде стандарттық сеперация, сатылы сепарация және дифференциалды газсыздандыру деректері бойынша (мұнайдың газға қанығу қысымы, газқұрамы, тығыздық, тұтқырлық, көлемдік коэффициент және қаттық жағдайдағы сығылу, отыру коэффициенті және басқалар) серпіні/өзгерісі;

стандарттық шарттарға дейін газсыздандырылған мұнайдың физикалық-химиялық қасиеттері (тығыздық, кинематикалық тұтқырлық, молекулалық массасы, қайнаудың басталу және суу температурасы, мұнайдың парафинмен қанығу температурасы, парафиндердің, асфальтендердің, силикогельдік шайырлардың, күкірттің пайыздық құрамы, фракциялық және компоненттік құрамдары);

таужыныстардың және оларды қанықтандыратын флюидтердің жылуөткізгіштігінің, меншікті жылу кедергісінің, меншікті жылу сыйымдылығы коэффициенттерінің орташа мәні (астам және жоғары тұтқырлығы мен шоғырлар үшін);

қаттық және үстіңгі қаттық шарттардағы (стандартты және/немесе қалыпты) газдың физикалық-химиялық қасиеттері (компоненттік құрамы, ауа бойынша тығыздығы, сығылуы, конденсация басталу қысымы, дифференциалды конденсацияның серпіні және басқалар);

конденсаттың физикалық-химиялық қасиеттері (шикі конденсаттың отыруы, тығыздық, молекулалық масса, орнықты конденсаттың қайнауының басталуы және аяқталуы, парафиннің, күкірттің, шайырдың құрамы);

қат суының физикалық-химиялық қасиеттері.

Аталған мәліметтерде ұңғымаларды бұрғылау, бұрғылау кезінде қаттарды сынау, ұңғымалық және далалық–геофизикалық зерттеулер, таужыныстарын литологиялық зерттеу, көмірсутек шикізаты мен тасбағанның қасиетін зертханалық зерттеу деректері, кен орнын барлаудың барлық кезеңдерінде жинақталған өзге де ақпарат бойынша алады.

14. Барлау процесінде үстіңгі қаттық шарттар (рельеф, су арналарының болуы, рұқсат етілмейтін аймақтар және басқалар) зерттеледі, жер қойнауын пайдаланушылардың қызметін қамтамасыз ету үшін сумен жабдықтау көздері іздестіріледі, кен орнындары бөлінісінде өнеркәсіптік және басқа суларды лақтыру үшін жұтатын горизонттар айқындалады, құрылыс материалдарының шикізаттық базасы бағаланады.

15. Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінің 255-бабына сәйкес белгіленген арнайы экологиялық талаптарды ескере отырып, ерекше қорғалатын табиғи аумақтар, жануарлар әлемін қорғау, қайта қалпына келтіру және пайдалану саласындағы уәкілетті мемлекеттік органдармен келісу бойынша мемлекеттік қорық аймақтарының аумағында геологиялық зерттеуге, пайдалы қазбаларды барлауға рұқсат етіледі.

16. Барлау ұңғымаларын сынау олардан үш айға дейінгі мерзімде көмірсутек шикізатын өндіруді ұйымдастыруды көздейді, жекелеген жағдайларда ұсақ және орташа кен орындары үшін әрбір қат бойынша геологиялық-кәсіпшілік және гидродинамикалық зерттеулер кешенін өткізумен ұңғымаларды сынамалы пайдалануға мүмкіндік беретін ұңғымаларды сараланған тестілеу болуы мүмкін. Өндірілген көмiрсутек қоспасы теңізде барлау (бағалау) ұңғымаларын сынау кезінде экологиялық сараптама қорытыңдалары бойынша алауда көмiрсутектерді жағу қоршаған орта үшін кәдеге жаратудың неғұрлым қауіпсіз әдісі болып танылған жағдайларды қоспағанда, келісімшарт талаптарына сәйкес мемлекетке сатылады. Бұл ретте мынадай деректерді алады:

бастапқы қаттық қысым мен температура;

қаттың жұмыс режимі туралы деректер;

кейіннен игеру жағдайларында болуы мүмкін ұңғымалардың дебиті мен кенжар қысымдары;

әр ұңғыма үшін ортақ және қаттық флюидттер бойынша горизонттар интервалдары бойынша үлесті (мұнайға қаныққан қалыңдықтың бір метріне шаққанда) өнімділік коэффициенті;

горизонттың дренаждық бөлігінің орташа өткізгіштік коэффициенті;

горизонттың суөткізгіштік коэффициенті;

газөткізгіштік коэффициенті;

пьезоөткізгіштік коэффициенті.

17. Көмірсутек шикізатының шоғырын сынамалы пайдалану сынамалы пайдалану жобасына сәйкес жүргізіледі, ол көмірсутек шикізатының шұғыл қорларының негізінде әзірленеді.

18. Кен орнын сынамалы пайдалану – өнеркәсіптік игерудің технологиялық схемасы мен жобасын жасау үшін қаттардың және кен шоғырларының геологиялық–кәсіпшілік сипаттамалары туралы қолда бар ақпаратты нақтылау мен қосымша ақпарат алу, ұңғымаларды кешенді геологиялық–геофизикалық және гидродинамикалық зерттеу мақсатында көмірсутек шикізатының кен орындарында жүргізілетін операциялар. Сынамалы пайдалану барлау ұңғымаларын уақытша пайдалануды көздейді;

19. Сынамалы пайдаланудың басталуы бекітілген жұмыс бағдарламасында көзделген бекітілген сынамалы пайдалану жобасын іске асыру күні болып есептеледі.

20. Көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану кезінде алдыңғы өндіруші және айдаушы ұңғымалар бұрғылануы және пайдалануға берілуі мүмкін.

21. Сынамалы пайдалану кезінде өндіру мерзімдері мен көлемдері жеке алғанда әрбір ұңғыма бойынша зерттеулердің мерзімімен және көлемімен анықталады. Сынамалық пайдалануды жүргізу қажеттілігі, мерзімі және сынамалық пайдалану кезеңінде өндірудің көлемі туралы ұсыныстарды пайдалы қазбаларды барлау мен игеру жөніндегі орталық комиссия (бұдан әрі – орталық комиссия) жер қойнауын зерттеу мен пайдалану жөніндегі уәкілетті органға жібереді.

22. Сынамалы пайдалану жобасын бекітпей, сондай-ақ сынамалы пайдалану жобасының талаптарын бұзып, сынамалы пайдалануды жүргізуге жол берілмейді.

23. Көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану жобасында мыналар көзделеді:

пайдалануға енгізілетін барлау ұңғымаларының тізбесі, алдыңғы өндіруші және айдаушы ұңғымалардың саны мен орналасқан жері;

ұңғымалардың геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулер кешені, тасбағандардың және қаттық флюидтердің тереңдіктегі және үстіңгі сынамаларының іріктеу интервалдары мен зертханалық зерттеулері;

қаттарды ашудың және ұңғымаларды игерудің тиімді әдістерін таңдау;

айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын зерттеу;

өндіру мерзімі және көлемін негіздеумен көмірсутек шикізатын өндірудің, сондай-ақ көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану кезеңінде болатын зерттеу түрлерінің ұйғарынды деңгейлері.

24. Көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану кезінде мыналар анықталады:

ұсынылатын ығыстырушы агенттің (су, басқа агенттердің) айдауымен айдау ұңғымаларын игерудің тиімді технологиясы;

айдау ұңғымаларын пайдаланудың ықтимал режимдері (айдау қысымы, қабылдаушылық, айдалатын агентке қойылатын талаптар, ұңғымаларды тазалау тәсілдері және т.б.);

айдау және өндіру ұңғымаларының өзара іс-қимыл сипаты;

өзара іс-қимыл процесін күрделендіретін геологиялық-геофизикалық себептер (қаттардың орналасуы мен өткізгіштік жағдайларының өзгергіштігі, әсер ету белсенділігінің жеткіліксіздігі және т.б.);

пайдалану процесінде қаттық қысым мен дебиттердің өзгеруі.

25. Ұңғымаларды сынау және шоғырларды сынамалы пайдалану кезеңінде алынған көмірсутек шиказаты өндіруге арналған келісімшарт жасалған сәттен бастап есептелетін игеру кезінде өндіруден айырмашылығы бар барлау кезінде өндірілген болып табылады. Бұл ретте, қорды есептеу мақсатында көмірсутек шикізатын өндіруді есепке алу барлау басталғаннан бастап жүргізілуі тиіс.

26. Өндіру немесе бірлескен барлау мен өндіруге арналған келісімшарт жасасқан жағдайда, қарапайым қолайлы геологиялық-кәсіпшілік сипаттамалары бар, шағын көлемді шоғырларды оларды сынамалы пайдалану сатысынан өткізбей-ақ өнеркәсіптік игеруге енгізуге болады.

27. Шоғырлардың статикалық геологиялық-кәсіпшілік үлгісі ұңғымаларды бұрғылау және зерттеу кезінде тікелей және жанама жолмен алынған жүйелі нақтылаумен (сейсмикалық зерттеулер, аэроғарыштық түсіру және басқалар) шоғырларды (пайдалану объектілерін) игеру мен геологиялық-барлау жұмыстарының барлық сатыларында барлық геологиялық әрі геофизикалық ақпаратты жүйелеу мен кешенді жинақтау арқылы нақтыланады және жасалады.

28. Көмірсутек шикізаты шоғырларының статикалық геологиялық-кәсіпшілік үлгісінің негізі геометриялау әдістерін пайдалану болып табылады.

29. Шоғырларды геометриялау кезінде геологиялық графиканың қатарына мыналар кіреді:

ұңғымалар қималарының егжей-тегжейлі корреляция схемалары;

өзіне тән ерекшеліктері қамтылған бағыттар бойынша қиманың өнімді бөлігінің геологиялық егжей-тегжейлі бейіндері: мұнай, газ, су (сулы мұнай, газды мұнай, газды су түйісулері) және перфорация интервалдары арасындағы түйісулерді түсірумен;

мұнайлы және газды түйісулердің ішкі және сыртқы сызықтарын, сынамаланып шығу немесе қаттардың фациальдық алмасу аймақтарын, сондай-ақ тектоникалық бұзылу сызықтарын (олар болған жағдайда) түсірумен зерттелетін объекті коллекторларының үстіңгі және астыңғы беттерінің құрылымдық карталары немесе карталары;

жалпы, тиімді мұнай-газқаныққан қалыңдықтардың карталары.

30. Көмірсутек шикізаты шоғырларының статикалық геологиялық-кәсіпшілік үлгісінің құрамдас бөлігі мыналармен сипатталатын мәліметтер болып табылады:

объектінің табиғи режимі, энергетикалық мүмкіндіктері, бастапқы қаттық қысым, қанықтыру қысымы және конденсаттың кері бағытта тұнуы және басқалары;

объектіні құрайтын таужыныстарының заттық құрамы, қаңқа түйіршіктерінің минералдық құрамы, цемент, саз, карбонат құрамдары және басқалар;

таужыныстары-коллекторларының сүзгілік-сыйымдық қасиеттері, кеуектілігі, мұнай-газ өткізгіштігі және сумен қаныққыштығы және заттық көлемі құрылымның басқа параметрлері;

өнімдік қаттардың біртекті еместігінің, бөлшектенушіліктің, үзiлмелiлiктің, құмдақтықтың, құбылмалылықтың, өткізгіштілігінің сандық бағалауы;

қаттық және жер үстіндегі жағдайларда қаттық флюидтердің ерекшеліктері, мұнайдағы парафиннің және газдағы конденсаттың және басқалардағы құрамы.

3. Көмірсутек шикізаты мен ілеспе компоненттердің
қорын бағалау тәртібі

31. Көмірсутек шикізатының кен орындарында анықталған геологиялық қорлар екі топқа бөлінеді: рентабельді (алынатын) және рентабельді емес.

32. Көмірсутек шикізатының қорын есептеу, мемлекеттік сараптамаға ұсынылған геологиялық материалдар пайдалы қазбалар қорының мөлшері мен сапасын, олардың республика экономикасы үшін маңызын, өндірудің тау-кен техникалық, гидрогеологиялық, экологиялық және басқа да жағдайларын объективті бағалауға мүмкіндік берген жағдайда, геологиялық-барлау жұмыстарының әрбір сатысының аяқталуы бойынша және игеру процесінде жүргізіледі.

Жер қойнауына мемлекеттік сараптаманы геология және жер қойнауын пайдалану саласында арнаулы білімі бар және сараптама нәтижелеріне мүдделі емес тәуелсіз сарапшыларды тарта отырып, Қазақстан Республикасының пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссиясы және пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі өңіраралық комиссиялар жүзеге асырады.

33. Өнеркәсіптік маңызы бар мұнай, газ, конденсат және олардың құрамындағы компоненттердің қорларын есептеу және есепке алу зерттеудің барлық сатысында басым жағдайда көлемдік әдіспен, қажеттілік пен мүмкіндікке қарай саладағы қабылданған және құрылатын басқа да әдістермен жүргізіледі.

34. Үлкен көлемді көмірсутек шикізаты шоғырлардың сынамалы пайдалану деректері болған жағдайда барлау сатыларында, шағын көлемдегі мұнай және конденсат қорларын бағалау зерттелетін шоғырлар қорының масштабын анықтау мақсатында материалдық теңгерім қағидатында (газ үшін – қаттық қысымның түсу әдісімен) негізделген әдістерді қолдануға рұқсат етіледі.

35. Кен орындарын іздеу, барлау және пайдалану сатыларында көмірсутек шикізаты мен оның құрамындағы компоненттердің геологиялық қорларын есептеу және есепке алу әрбір өнімдік горизонт немесе шоғарлардың жалпы-жеке және мұнай, газ, су-мұнай, су-газ, су-газ-мұнай аймақтары бойынша қорларды бөліп кен орны бойынша жалпы жүргізіледі.

Стандарттық шарттарда (0,1 МПа және 20^оС) мұнай, конденсат, этан, пропан және бутан қорлары - мың тоннамен, бос газ қорлары – миллион м³, гелий мен аргон қорлары – мың м³ есептеледі.

36. Кен орнындағы көмірсутек шикізатының қорлары, сондай-ақ оны алуды деңгейі жер қойнауының мемлекеттік сараптамасына жатады.

37. Алынатын қорлар және көмірсутек шикізаты мен олардың құрамындағы өнеркәсіптік маңызы бар компоненттердің алыну коэффициенттері жер қойнауының мемлекеттік сараптамасына ұсынылатын көмірсутек шикізатының алыну коэффициентінің техникалық-экономикалық негіздемесі түрінде игеру нұсқаларының технологиялық және техникалық-экономикалық есептерінің нұсқалары негізінде анықталады.

38. Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия көмірсутек шикізатын алудың шекті коэффициентін технологиялық, экономикалық және экологиялық талаптарға неғұрлым сәйкес келетін нұсқа бойынша, жер қойнауының мемлекеттік сараптамасы бойынша бекітеді.

4. Көмірсутек шикізаты кен орындарын игеру

39. Кен орындарын өнеркәсіптік игеруге дайындау мынаны көздейді:

барлау жұмыстарын жүргізу;

сынамалы пайдалануды жүргізу;

3 млн. тоннадан астам қоры бар кен орындары үшін сандық модельдер жасауды қоса алғанда, көмірсутек шикізаты шоғырларының статикалық геологиялық модельдерін құру;

көмірсутек шикізаты қорларын есептеу.

40. Бірлескен барлау мен өндіруге арналған келісімшарттар бойынша жер қойнауын пайдаланушы өнеркәсіптік игеру жобасын әзірлеуге өнеркәсіптік маңызы бар мұнай, газ, конденсат және олардың құрамындағы компоненттердің қорларын есептеу және есепке алу көмірсутек шикізатының қоры бекітілгеннен кейін немесе өнеркәсіптік маңызы бар мұнай, газ, конденсат және олардың құрамындағы компоненттердің қорларын қайта бекіткеннен кейін осы Қағидалардың 33-тармағына сәйкес өзгерген жағдайда үш айда кіріседі.

41. Кен орнын жайластыру жобасы өнеркәсіптік игеру жобасы негізінде орындалады.

42. Жер қойнауын пайдаланушы кен орнын игеру схемалары мен технологияларында қағидатты өзгерістер болған жағдайда кен орнын жайластыру жобасын дайындауға кіріседі.

43. Егер:

мұнай кен орнын барлау бойынша жұмыстар орындалса, қажет болған жағдайда шоғырларды сынамалық пайдалану немесе кен орнының ауқымды учаскелерін тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру, ал газ және газ-конденсат кен орындары бойынша – тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалану жүргізілсе;

көмірсутек шикізаты қоры мен оның құрамындағы қосалқы компоненттердің мемлекеттік сараптамасы жүргізілсе және қорлар пайдалы қазбалар қорларының мемлекеттік балансына қойылса;

өнеркәсіптік әзірлемер жобасы өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті органмен келісілген болса;

өнеркәсіптік игеруге арналған жобалық құжаттар бекітілген болса, көмірсутек шикізаты кен орындарын (шоғырларын) өнеркәсіптік игеруге енгізуге рұқсат етіледі.

44. Көмірсутек шикізаты кен орындарын (шоғырларды) өнеркәсіптік игеруге ілеспе газ және газ конденсатты қайта игерусіз (кәдеге жаратусыз) рұқсат етілмейді.

45. Газ және газконденсаттық кен орындарын игеру тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдаланудан басталады, ол сандық модельдер жасау газ және газ конденсат кен орындарын жобалаудың алғашқы сатысы болып табылады және мынадай жағдайларда:

өнеркәсiптiк санаттар бойынша газ, конденсат және басқа компоненттердiң қорларын есептеуді қамтамасыз ету, игеру және кәсіпшілікті жайғастыру жобаларын жасауға қажетті бастапқы деректерді алу үшін;

iрi және бірегей кен орындарында қаттық қысымның әртүрлі бөлiктерiнде пайдалану ұңғымаларының дебиттерінің динамикасын бағалау бойынша нақты деректерді алу үшін, сондай-ақ игеру жобасын жасауға қажетті басқа деректерді нақтылау үшін;

мұнай газ-конденсаттық кен орындарында мұнай шоғыршақтарының өнеркәсіптік құндылығын және оларды игерудің мүмкін жолдарын нақтылау үшін жүргізіледі.

46. Тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалануды жүргізуге барлауға арналған келісімшарт болғанда рұқсат етіледі.

47. Егер:

мұнай шоғыршағы болған жағдайда оның өнеркәсiптiк мәні мен шоғырдың газ және газ конденсаттық бөлiгiмен байланыс сипатын бағалау бағдарламасы жасалса және бекітілсе;

тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк пайдалану жобасы бекiтiлсе;

тау-кендік бөлу алынса;

жұмыс бағдарламасы бекітілсе;

қажетті кәсіпшілік құрылыстар белгіленген тәртіпте пайдалануға берілсе;

магистральдық құбыржай иесімен тасымалдау мәселелері реттелсе, газ және газконденсаттық кен орындарын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк пайдалануға енгiзуге рұқсат етіледі.

48. Газдағы күкiрт сутегi мен күкірторганиканың мөлшерi 10 ppm артық болса, кен орындарын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруге енгiзу, тек онымен бiрге тазартқыш қондырғыларды қосқанда ғана мүмкiн.

49. Жекелеген жағдайларда барланатын немесе өнеркәсіптік игерілетін объектілерде шағын шоғырларды немесе ірі шоғырлар учаскелерін пайдалануға беруді көздейтін мұнай және мұнай-газ кен орындарын тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жүргізіледі.

50. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын тәжiрибелік-өнеркәсiптiк игерудiң жобасында қосымша деректер алу үшін кен орнының геологиялық-физикалық жағдайларында байқаудан өткізуді талап ететін жаңа немесе бұрыннан белгілі технологияларды сынау мақсатында көмірсутек шикізатының кен орындарын немесе шоғырларын пайдалану негізделеді.

Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жобасы кен орнын геологиялық-физикалық жағдайларда байқаудан өткізуді және технологияны байқаудан өткізу оң нәтиже берген жағдайда оны тұтастай кен орнында қолдануды талап ететін жаңа немесе бұрыннан белгілі технологияларды сынау мақсатында жекелеген кен орындарын немесе шоғырларды пайдалануға беру үшін жасалады; тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруді жүргізудің мерзімдері мен көлемдері жер қойнауын зерттеу мен пайдалану жөнiндегi уәкiлеттi органмен келісіледі

Өнеркәсіптік игеруді, тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруді тиісті жобалау құжаттарын белгіленген тәртіппен бекітпей, сондай-ақ жобалау құжаттарының талаптарын бұзып жүргізуге тыйым салынады.

Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жобасы мыналарды қамтиды:

жұмыс жүргiзу үшiн шағын шоғырды немесе ірі шоғырдың ауқымды учаскесін таңдау;

өндіруші және айдамалау ұңғымаларының саны және орналасуы;

тәжiрибелік-өнеркәсiптiк игеру технологиясы;

арнайы жабдық пен қатқа әсер ететiн агенттерге қажеттiлік;

игеру процесін бақылау бойынша зерттеулер кешені және объектiнiң геологиялық-физикалық ерекшеліктері туралы қосымша деректер алу;

байқаудан өткізілген технологияның тиімдiлiгiн бағалау үшiн қажетті тәжiрибелік-өнеркәсiптiк игерудiң ұзақтығы;

тәжiрибелік жұмыстарды жүргiзу кезеңіне көмірсутек шикізатын өндiрудiң және әсер ететiн агентті айдаудың деңгейi;

кәсiпшiлiк жайластыру жүйесiне қойылатын негiзгi талаптар;

тәжiрибелік-өнеркәсiптiк жұмыстардың технологиялық және экономикалық тиiмдiлiгiн алдын-ала болжау;

техникалық-экономикалық негіздеме мынадай негізгі көрсеткіштерді қамтиды:

минералды шикізат шығысының нұсқауымен алғашқы қайта өңдеуден өткен жұмыс көлемі;

кен орынды игеру үшін қажетті инвестицияларды есептеу;

кен орындарды тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру шығындары;

салықтар және басқа да төлемдер;

тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруден түсетін кірістер мен шығындарды есептеу.

5. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын жобалау және
өнеркәсіптік игеру

51. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеруді жобалау белгіленген тәртіпке сәйкес есептелген және Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия бекіткен қорларды барлау және бағалау нәтижелеріне негізделеді.

52. Жобалау кезінде тікелей өлшеулердің және есептеулер арқылы анықталған деректер пайдаланылады.

53. Есептеу арқылы рұқсат етілетін ең аз тиімді қалыңдық шегінде бұрғылауға жататын аудан анықталады, ол үшін жалпы қалыңдыққа арналған вариация коэффициентінің орташа мәндері мен квадраттары, жекеленген қабаттар сандары, ұңғымалар мен қаттардың өнімділігінің коэффициенті және әрбір қаттың тиімді қалыңдығының бірлігіне өнімділіктің үлес коэффициенті анықталады.

54. Шоғырды сынамалы пайдалану деректері бойынша кенжарлық қысымды қаныққан қысымнан төмен азайту кезінде мұнай бойынша өнімділік коэффицентінің азаю дәрежесін анықтауда ұсынылады.

55. Айдамалау ұңғымаларына нақты су жіберу және өндіруші ұңғымаларды нақты суландыру нәтижелері бойынша қаттық жағдайларда қозғалғыш су мен мұнайдың ара қатысын, өндіруші ұңғымаға судың мұнайды ығыстыруының біртекті емес көрсеткішін, сондай-ақ өткізгіштігі бойынша қаттардың біртекті еместігінің есептік көрсеткішін анықтау ұсынылады.

56. Көрсетілген қажетті физикалық мәліметтер жоқ болған кезде, қаттардың қабаттарының біртекті еместігін геофизикалық өлшемдердің деректері арқылы, ал су мен мұнай қозғалысының ара қатысын - олардың тұтқырлығы мен қалдықты мұнай қанықтылығының мәндері бойынша табу керек.

57. Басқа кен орындары деректеріне ұқсас ұңғымалардың тығыз торымен қаттардың коллекторлық қасиеттерінің (тиімді қалыңдықтың, меншікті өнімділіктің) ретсіз өзгеру қадамдары белгіленеді.

58. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын өнеркәсіптік игеру үшін мыналар жасалады:

тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жобасы;

игерудің технологиялық схемасы;

өнеркәсіптік игеру жобасы.

59. Жобалау құжаттарынан басқа, игеру процесін жедел жетілдіру ұсынымдарымен бірге, жобаны іске асыруды авторлық қадағалау және игеруді талдау бойынша есептер орындалады.

60. Егер экономикалық есептеу нәтижелері бойынша көмірсутек шикізатын алудың соңғы коэффициенттерінің өзгеруі болжанса, көмірсутек шикізатын алудың соңғы коэффициенттерін Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия қайта бекітеді.

61. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын өнеркәсіптік игеруді бірнеше жер қойнауын пайдаланушы жүргізсе, жұмыстарды жүргізу құзыретті органмен келісуге жататын жер қойнауын пайдаланушылар арасындағы кен орнын біртұтас бүтін ретінде бірігіп игеру туралы келісіммен анықталады. Аталған келісімнің негізінде белгіленген тәртіп бойынша жобалау құжаттарына тиісті өзгерістер енгізіліп, онда жер қойнауын неғұрлым тиімді пайдалану мақсатында жер қойнауын пайдаланушылардың игеру операцияларын үйлестіру жұмыстарының тәртібі мен мазмұны негізделеді.

62. Жер қойнауын пайдаланушының көмірсутек шікізатын таңдап алудың жобалау құжаттарында көзделген нормаларды бұзуға жол берілмейді. Нақты жылдық өндіру көлемі жобадағы көрсеткіштен он пайыздан артық болмауына жол берілуі тиіс және бұл жағдайда ұңғымалар жұмысың жобалық режимін сақтау және жобалау құжаттарындағы көзделген пайдалану объектісін игеру құжаттарын орындау шарты қойылады:

пайдалану қорын бұрғылау жөніндегі бағдарламалар;

агентті айдау көлемі мен құрамы;

өндіруді қарқындату жөніндегі іс-шаралар.

6. Мұнай және мұнай-газ кен орнын игеру жүйесін таңдау,
пайдалану объектілерін бөлу

63. Мұнай және мұнай-газ кен орнын игеру техникалық және технологиялық іс-шаралар кешенін қамтиды: белгiленген торлар бойынша түрлі ұңғымаларды бұрғылау және оларды оңтайлы пайдалануға жағдай жасау, өнiмдi қаттарға әсер етудi, игерудi бақылауды, өнімді тауарлық сапаға дейін дайындауды, өнімді тапсыру орнына дейін тасымалдауды, сондай-ақ басқа да осы жұмысқа қатысты ілеспе іс-шараларды ұйымдастыру.

64. Әрбір пайдаланылатын объектiге нақты геологиялық-физикалық шарттарға және жеткiлiктi экономикалық тиiмдiлiгi болған жағдайда техникалық мүмкіндіктерге сай келетін игерудің өз ұтымды жүйесi сәйкес келеді.

65. Ұтымды игеру жүйесiн таңдау жүйенің негiзгi элементтерін оңтайландырумен нұсқаларды қарау арқылы жүзеге асырылады.

Негiзгi назар мыналарды негіздеуге аударылады:

1) пайдалану объектiлерiн атап көрсету;

2) ұңғымаларды пайдаланудың тәсiлi мен режимі;

3) ұңғымалар торларын орналастыру және тығыздық жүйелері;

4) қатқа әсер етудiң түрлерi;

5) өндiрушi және айдамалаушы ұңғымалардың қабылданатын есептiк кенжарлық қысымдары;

6) қаттардың мұнай өнімділігін арттыру үшін агентті таңдау;

7) ілеспе газды кәдеге жарату, ілеспе газды тауарлық күйге дейін қайта өңдеу.

66. Көмiрсутек шикізатының кен орындары бөлінісінде пайдалану объектiлерiн бөлу - игерудi жобалаудың бiрiншi кезеңi – оңтайландырылған міндеттер түрінде геологиялық-физикалық, техникалық, экологиялық және экономикалық факторлар есепке алына отырып шешiледi. Нәтижесiнде бiр, екi және одан да көп объектiлерді бөлуге рұқсат етіледі.

67. Бiртұтас игеру объектiлерiне өнімді қаттар немесе мұнайлығы бiр қатта, мұнайдың, физикалық-химиялық қасиеттерiне, коллекторлық қасиеттерiне, шоғырлардың жұмыс режимдеріне, қаттық қысымдар шамаларына жақын қаттар бiрiктiрiледi.

68. Көп қатты кен орны бөлінісінде екi немесе одан да көп игеру объектiлерiн болу кезінде олардың арасында барлық ауданы бойынша өткiзбейтiн тау жынысы болуы қажет.

69. Игеру үшiн таңдалған объектiнiң сусыз кезеңде және суландырған кезде пайдаланудың ұзақ кезеңі ішінде ұңғымалардың жоғары дебитiн қамтамасыз ететін шоғырдың аудандық бірлігіне жеткілікті меншікті қоры болады.

70. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру екi типті режимде жүзеге асырылады: қаттық энергияны табиғи және жасанды режимдерде толықтыру.

71. Режимдердің бiрiншi типіне табиғи су қысымын пайдалану жатады, бұл кезде контурдың сыртындағы сулы аумақтан мұнай шоғыры жатқан жерге су кiрiп, мұнайды ығыстырып шығарады, сондай-ақ әртүрлi ара қатынаста: серпiндi режим, ерiген газ режимi.

72. Газды газ бүркемесінен негізсіз шығаруға және қаттық жағдайларда мұнайды газсыздандыруға жол берілмейді, ол негізгі өндірілетін флюидті алу коэффициентін азайтуға әкеледі.

73. Режимдердің екінші типі қаттарға әсер ету процестерін жүзеге асырудың әр түрлі схемалары кезінде қаттарға түрлі ығыстырғыш агенттерді айдауға негізделеді.

74. Ығыстырғыш агент ретінде мыналар қолданылады:

әр түрлі табиғи көздерден алынған және тазаланған ілеспе кәсіпшілік сулар;

түрлі химиялық реагенттермен өңделген су, ыстық су, бу, газ және сумен ығыстырылған шоғыршақ түріндегі қаралайым басқа энергия тасығыштар.

7. Ұңғымалар торының орналасу тәртібі

75. Игерудi жобалау кезінде ұңғыманың негiзгi торы (негiзгi қордың ұңғымалары) және резервтiк ұңғымалар көзделеді.

76. Негiзгi қордың ұңғымаларын бүкiл пайдалану объектiсiнде барлық ұңғымалардың ара қашықтығы бiрдей төртбұрышты немесе үшбұрышты геометриялық немесе ұңғыма қатарлары арасында ара қашықтығы ұзартылған және қатардағы ұңғымалар арасында қашықтығы азайтылған торларда орналастырады.

77. Резервтiк ұңғымалар қаттардың құрылысы туралы көріністі нақтылауға қарай бұрғылау процесінде объектiнiң алаңдарына орналасады.

78. Пайдалану-бағалау ұңғымалары коллекторлардың фильтрациялық-көлемдік қасиеттерін зерттеу бойынша қысқа бағыттағы міндеттерді, оларда шоғырлау параметрлерін анықтау бойынша кәсіпшілік-зерттеу жұмыстарын орындауды, өнеркәсіптік қорларды растауды орындайды.

79. Әр объекті үшiн ұңғыма торларының ұтымды тығыздығы таңдап алынады. Ұтымды болып көмірсутек шикізаты қорларын неғұрлым толық алу мүмкіндігі кезінде ең жоғары экономикалық тиімділікке қол жеткiзетiндей осындай тығыздығы мен осындай ұңғымалардың жалпы саны бар тор есептеледi.

80. Ұңғымалар торының тығыздығы геологиялық-физикалық факторларды ескере отырып, іріктеледі, олардың негізгілері:

аудан бірлігіне мұнайдың үлес қоры;

қаттағы мұнайдың қасиетi (тұтқырлығы, газдың мөлшерi, қаттық қысым мен сiңiрушiлiк қысымының ара қатысы);

өнiмдi қаттардың әртектiлiгiнiң сипаты мен дәрежесi;

тау жынысы – коллекторларының сүзгiлiк қасиеттерi болып табылады.

81. Ұңғыма торларының тиiмдi тығыздығы гидродинамикалық есептердiң негiзiнде игерудің бiрнеше ңұсқасы бойынша техникалық-экономикалық көрсеткiштерiн салыстыру арқылы анықталады.

82. Екi және одан да көп объектiлері бар кен орындарына өндіру және айдамалау ұңғымаларын орналастыру өзара көрсетіледі.

8. Айдамалау ұңғымаларын орналастыру тәртібі

83. Су және су ерітiндiлерiн кiргiзу кезінде айдамалау ұңғымаларын орналастыру сипаты суландыру жүйесiнiң түрiн анықтайды.

84. Объектiнiң барлық ауданында айдамалау ұңғымаларын бiркелкi бөлу кезінде беснүктелiк, жетiнүктелiк айналым, тоғызнүктелiк айналым және басқа контурiшiлік суландыру жүйесi қалыптасады.

85. Айдамалау ұңғымаларын объект ауданы бойынша тең бөлмеу кезінде контурiшiлік әсер етуді iрiктеу жүйесi қалыптасады.

86. Айдамалау ұңғымалары мұнайлы контур сыртында немесе контур бойында қатарынан орналасқан кезде контурдың сыртында немесе контурдың ішінде суландыру қалыптасады.

87. Айдамалау ұңғымаларын мұнайлы контурдың iшiнде қатарынан орналастырған кезде қатар (блоктық), барьерлiк және басқа контур iшiндегi кенiштi блоктарға бөле отырып, суландыру қалыптасады, оның шегінде бiрдей беске дейiн өндіруші ұңғыма орналасады.

88. Кейбір жеке жағдайларда контур iшiндегi суландырудың қатар (блоктық) жүйесi ошақтық суландырумен толықтырылады және (немесе) контур сыртындағымен (контур iшiндегiмен) үйлестiріледi.

89. Айдамалау ұңғымаларын орналастыру және суландырудың түрi объект құрылысының ерекшелiгiмен, қат флюидтерiнiң қасиетiмен және басқа да геологиялық-физикалық факторлармен анықталады.

9. Айдамалау және өндiру ұңғымаларының кенжар қысымын таңдау

90. Өндiру ұңғымаларының кенжар қысымы кенжар қысымның сiңiрушiлiк қысымнан төмендеген кезінде мұнай бойынша өнiмдiлiк коэффициентiнiң төмендеуiн ескере отырып жобалық ұнғымаға (өндiрушi және айдамалаушы бiрге) барынша толық дебитне сүйене отырып анықталады.

91. Тұтқырлығы жоғары, аз парафинді, аз газдалған мұнай кен орындарын игеру кезінде өндіру ұңғымаларында кенжар қысымды мұнай және газдың қанығу қысымына байланысты емес, ең төмен мүмкін болатын деңгейде ұстайды. Парафиннің еру температурасынан 10 пайызға жоғары қат температурасы бар кен орнын игеру кезінде кенжар қысымын мұнай және газдың қанығу қысымына байланысты емес, технологиялық негізделген деңгейде ұстайды.

92. Жобалық құжаттарда көзделгеннен төмен емес кенжар қысымы бар өндіру ұңғымаларын пайдалануға рұқсат етілмейді.

10. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру нұсқалары

93. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игерудiң жобалық құжатында негiзгi технологиялық және экономикалық көрсеткiштердiң серпікіне негiзделедi: мұнайды өндiру, сұйықты өндiру, ағымды суландыру, жұмыс істеп тұрған ұңғымалар саны, су айдау көлемі, мұнайды және сұйықтарды алудың жиынтығы, көлік шығындарын мен салықтарды алып тастағанда өткізуді есепке ала отырып күрделi және ағымды экономикалық шығындар, кредитке мұқтаждық, кредит өтемi, кредитті қайтару мерзімі.

94. Жылдық көрсеткiштер пайдалану объектiсiн игеру кезеңдерiмен байланыстырылады. Ол төрт кезеңге бөлiнедi: бiрiншi – негiзгi қорды бұрғылау және мұнай өндiрудiң өсуі; екiншi – мұнайды өндiрудi тұрақтандыру; үшіншi – мұнайды өндірудің кенет құлдырауы; төртiншi – ұзақ уақыт кезеңі ішінде аз мөлшерде бәсең төмендетумен мұнайды аз өндiру.

95. Пайдалану объектiсiн және кен орнын игеруге арналған жобалық құжаттарда жалпы алғанда игеру жылдары бойынша техникалық-экономикалық негіздемелердің үш нұсқасы қарастырылады.

Бiрiншi (негiзгi) нұсқа қат энергиясының қуатты пайдаланудың табиғи режимiнде игеру болып табылады. Келесi жобалық құжаттарда бiрiншi нұсқа болып алғашқы жобалық құжат арқылы жүзеге асырылатын, бұрын тиiмдi, бірақ геологиялық құрылымның және мұнайлық қаттардың өнiмдiлiгiн нақтылау нәтижелері бойынша, технология мен жаңа экономикалық жағдайға байланысты жаңа мағлұматтарға сәйкес қайта есептелген нұсқа қабылданады.

Екiншi нұсқасы игерудiң негiзгi элементтерiн оңтайландыру кезінде таңдалған игерудің ұтымды нұсқасы болуы тиіс.

Үшiншi нұсқасы ұсынылған игерудiң ұтымды нұсқасынан айырмашылығы, техникалық іс-шараны жүзеге асыру қарқыны және сынағы экспериментальді учаскеде ұтымды жүрiп жатқан анағұрлым тиiмдi технологияларды қолдану бойынша айтарлықтай тәуел дәрежесінен ерекшеленедi.

96. Қажет болған жағдайда есептелетiн нұсқалар саны үшеуден артық болуы мүмкiн. Қағидаттық мәнге әртүрлi қарқынды бұрғылау және капитал салудағы әртүрлi күрделі қажеттілік нұсқалары ие болады.

11. Өндiру және айдамалау ұңғымаларының конструкциясы және
бұрғылау, қаттарды ашу

97. Ұңғымаларды салу және оларды пайдалануға беру жөнiндегi барлық операциялар ұңғымаларды салу жобасына сәйкес жүзеге асырылуға тиiс. Ұңғымаларды салу жобалары өнеркәсiп қауiпсiздiгi саласындағы уәкiлеттi органмен келiсуге жатады.

98. Ұңғымаларды салуды жобалау мына ережелерге негiзделедi:

ұңғымаларды бұрғылау ұңғымаларды салудың топтастырылған немесе жеке техникалық жобасы бойынша жүзеге азырылады;

техникалық жоба ұңғымаларды салу процесін реттейтiн негiзгi құжат болып табылады. Техникалық жобаларды осы жобалау жұмыстарының түрін орындауға арналған лицензияларға не жобалау ұйымдары әзірлейді, белгiленген тәртiппен тиісті мемлекеттiк органдармен келiседi. Жобаларда өнiмдi қаттарды сапалы ашу, ұңғымаларды бекiту және оның сенiмдiлiгi, игерудiң технологиялау жобалық құжаттарының барлық талаптарының орындалуы көзделеді;

ұңғымаларды салуды жобалағанда барлық негiзгi жұмыс түрлерiне және қоршаған ортаны қорғауда қолданылатын нормативтiк құжаттар басшылыққа алынады. Технологиялық жоба, іздестіру жұмыстарының және кен орнын игерудiң технологиялық схемасы негiзiнде жер қойнауын пайдаланушылармен жасалған ұңғыманы малуды жобалау тапсырысы негiзiнде әзірленеді.

жобалауға арналған алғашқы мәлiметтердің толықтығына және сенiмдiлiгiне тапсырыс беруші, ал жобаның сапасына жобалық ұйым жауапты болады;

ұңғымаларды салу тиісті лицензия болғанда мердiгер бұрғылау ұйымы мен жер қойнауын пайдаланушы – тапсырыс беруші немесе жер қойнауын пайдаланушының өзі (оның операциялық компаниясы) арасындағы мердігерлікшарттар негiзiнде жүзеге асырылады;

жұмыстың сапасын арттыру және қауіпсiздiгi мақсатында жобаға өзгерiстер қоршаған ортаны қорғау, мұнай және газ саласындағы уәкілетті мемлекеттiк органдардың сондай-ақ құзыреті шегінде өзге мемлекеттік органдардың талаптары бойынша енгiзiледi;

жобаның орындалуын бақылауды қадағалау тапсырыс беруші және жобалық ұйымға жүзеге асырады;

ұңғыманы салудың сапасы және жобаны сақтау үшін жауапкершiлiк мердігерлік бұрғылау ұйымына жүктеледi.

99. Мынадай:

газ құрамындағы күкiрттi сутегiнiң көлемiнен алты пайыздан астам болатын;

тереңдiгi бес мың метрден астам болатын құрлықта;

тереңдiгi төрт мың метрден астам болатын теңiзде;

сағалық қысымы отыз бес мегапаскальдан астам болатын ұңғымалар салынған жағдайда ұңғымаларды салу жобаларын құзыреттi орган бекiтедi.

Ұңғымалардың өзге де түрлерi бойынша салу жобасын жер қойнауын пайдаланушы бекітеді.

100. Ұңғымаларды салуға арналған жобалар сәулет, қала құрылысы және құрылыс істері жөніндегі уәкілетті мемлекеттік органның келісімімен құзыретті органмен бекітілетін техникалық-экономикалық негіздеме жасау, сондай-ақ тиісті жобалау-сметалық құжаттаманы әзірлеу, келісу және сараптама жүргізу жөніндегі арнайы нормативтік талаптарды ескере отырып әзірленеді.

102. Ұңғымаларды салу бойынша барлық операциялар жобалау ұйымы әзірлеген режимдiк-технологиялық құжаттамалардың талаптарына, олардың жобалық жағдайларындағы ұңғымалардың сағалары мен кенжарларын орналастырудың нақты нүктелерінің сәйкестігін қамтамасыз ететін маркшейдерлiк-геофизикалық жұмыстардың барлық кешенін өткізумен толық сәйкестікте жүргізіледі.

103. Бұрғылау тәсiлдерi және оларға сәйкес бұрғылау құбырлары, қашаулар, бұрғылау режимi, бұрғылау ерітiндiсiнiң түрi және құрамы техникалық регламенттердің талаптарына сай келуі тиіс.

104. Игерiлетін кен орындарында әртүрлi қаттық қысымдарда өнімді түзілімдерді бұрғылаумен ашу тәсiлдерi көзделедi және негiзделедi.

105. Өнеркәсіптік игеру жобасында бұрғылау технологиясы алдын ала келтіріледі және ұңғымаларды салудың жеке немесе топтық жобаларында егжей-тегжейлі қарастырылады.

106. Қордағы бұрғылау ерiтiндiсiнiң көлемі техникалық жобада анықталады.

107. Жоғары газ факторымен және ауытқымалы жоғары қаттық қысыммен мұнай, газ және газконденсаттық ұңғымаларды бұрғылауға арналған айналымдық жүйе арнайы жабдықтарды пайдалана отырып бұрғылау ерітiндiсiн үздіксiз газсыздандыру мүмкіндігін көздейді.

108. Құрамында күкiрттi сутек мөлшерi жоғары, қимасында тұздың, ауытқымалы жоғары қаттық қысымдардың және жоғары температуралардың болуымен кен орындарында және теңіз кен орындарында ұңғымаларды салу ерекшеліктері:

мұнай және мұнай-газ кен орнын барлау жобасына;

технологиялық схемаға, мұнай, мұнай-газ, газ немесе газконденсат кен орнын игеру жобасына сәйкес ұңғымаларды салуға арналған жеке немесе топтастырылған техникалық жобаларда көзделедi.

109. Ұңғымалардың конструкциялары қажетті диаметрлермен және ұзындықтармен, цементтелген бағаналық кеңістіктермен, өнiмдi қаттар саласындағы ұңғымалық жабдықпен және ұңғымалар сағасының жабдықтарымен белгіленген шеген баған кешенін құрайды.

110. Ұңғымалардың конструкциялары оларды бұрғылау және пайдалану кезінде сенімділікті, технологиялықты және қауiпсiздiктi, соның ішінде:

ұңғымаларды пайдалану процесінде қолданылатын бағанның ұтымды диаметрi және кенжар конструкциясы есебінен объект өнiмдiлiгiн барынша толық пайдалануды;

жобаланған әдiстердi қаттарға қолданған немесе шоғырдың табиғи режимiн пайдаланған жағдайда ұңғымаларды пайдаланудың ұтымды тәсiлдері мен режиміне арналған жабдықтарды тиімді пайдалану мүмкiндiгiн;

ұңғымалар құрылысы және пайдаланудың барлық кезеңiнде жұмысты авариясыз және күрделенусiз қауiпсiз жүргiзуді;

ашылатын бөлінісі бойынша қажет тау-кендiк-геологиялық ақпаратты алуды;

бірінші кезекте ұңғымалардың бекiтілуiнiң берiктiгi және ұзақмерзімге төзімділігі, шеген бағандардың және құрамында флюид бар горизонттра бiр-бiрiнен және жер бетiнен оқшаулануы үшін олармен қоршалып тұрған шеңберлі кеңістіктің тұмшаланды есебінен жер қойнауын жәнен қоршаған ортаны қорғауды;

ұңғыма оқпаны және шеген құбырларының мөлшерiн барынша бірдейлендіруді;

ұңғымаларды пайдалану кезiнде жөндеу және зерттеу жұмыстарын жүргiзу үшін жағдайлар жасауды;

бөлу клапандарын, пакерлiк және басқа құрылғыларды орнату орнату мүмкiндiгін қамтамасыз етеді.

111. Газлифтiк тәсiлмен игеруге бағытталған ұңғымалардың конструкциялары, осы Қағидалардың 11-бөлімінде белгіленген газ ұңғымаларының конструкцияларына қойылатын талаптарды қанағаттандыруы тиіс.

112. Ыстық су, бу және газ айдайтын айдамалу ұңғымаларының конструкциясы игерудiң жобалық құжаттарында және ұңғыманы салу жобасында негiзделедi.

113. Өнiмдiлiгі дәлелденген мұнай, газ және газконденсат кен орындарындағы барлау ұңғымаларының конструкциясы пайдалану кезінде оларды пайдалану мүмкіндігі үшін талаптарға сай болуы тиіс.

114. Ұңғымалардың оқпаны ұңғымалардың нысаналы мақсатына, бұрғылаудың геологиялық-техникалық мүмкiндiктерiне, жер бетi және күзет аймағына байланысты жобаланады.

115. Өнiмдi қатта тiк учаскесі бар оқпан, учаскесі бар көлбеу бағытталған профильдер қолданылады.

116. Оқпаны көлбеу ұңғымалардың көлбеу бағытталған профилі, оларды пайдалану мақсатына және бұрғылаудың нақты геологиялық-техникалық жағдайларына байланысты жобаланады.

117. Ұңғыманың көлбеу бағытталған оқпаны кескінінің таңдалған тиіс, бұрғылау бағалынаң төменгі жағын құрастыру, бұрғылау режимiнiң параметрлері, ұңғыма оқпанын тереңдету қарқыны және басқа іс-шаралар кешені мыналарды қамтамасыз етеді:

бұрғылау жұмыстарының технологиясы және бұрғылау техникасының тиіс жағдайында ұңғыманы жобалық тереңдiкке дейiн ешқандай қиындықсыз жеткiзу;

уақыттың және қаражаттың ең аз шығынында ұңғыманы сапалы салу;

кенжардың берілген ауытқу нормасы шегінде, белгiленген бағыттан тiк ауытқуынан жобалық орын ауыстыруға қол жеткізу;

оқпанның қисаю радиусымен белгіленген көлемнен аспай майысуының ең жоғары сапасы;

бұрғылау бағандарының және шеген бағандардың бөлшектерінің, сондай-ақ пайдалану және жерасты жөндеу процесінде түсірілетін жер асты жабдықтары элементтеріні қалдықтарының еркiн өту мүмкіндігi;

шеген бағандардың егелуiн, науалануына, құрал-саймандардың және геофизикалық аспаптардың қыстырылып қалуын және созылып кетуін алдын алу.

118. Өнiмдi қаттағы ұңғымалардың көлденең оқпандарының бейіндері кен орындарын көлденең ұңғымалармен игерудің жобалық шешімдері кезінде негiзделедi.

119. Көп оқпанды, қиғаш бағыттағы ұңғымаларды және көлденең учаскелердегі ұңғымаларды бұрғылау барлық геофизикалық зерттеу кешенiн атқаруды қамтамасыз етуді көздейтін жеке техникалық жоба бойынша жүргiзiледi.

120. Жер бетiндегi құрылыстар және ұңғыма сағасының жабдықтары салу кезiнде нақты геологиялық-техникалық жағдайларда бұрғылау жағдайларымен тығыз байланыстырылады.

121. Бұрғылау кондырғысын таңдау бұрғылау бағаналарының немесе шеген бағаны мен оның секцияларының ауадағы едәуір ауыр салмағының iлмекке түсiрiлетiн ең жоғары қал жетінді жұмыстық салмағына сүйене отырып жүргізіледі. Iлмекке түсетiн рұқсат етілген салмақ ауырлығы едәуір ауыр бұрғылау бағаның ауадағы салмағынан кем дегенде 40 пайыз артық болуы тиіс.

122. Бұрғылау ертiндiсiн механикалық тазалаусыз ұңғымаларды бұрғылауға жал берілмейді.

123. Кондукторды және аралық бағанды түсіргеннен кейiн, егер олардан төмен кезекті бағанды түсіргенге дейiн газдық, газконденсаттық, сондай-ақ мұнайға төзімді немесе суға төзімді жиектердің ашылуы күтілсе, ұңғыма сағасы превенторлық қондырғылармен жабдықталады.

124. Превенторлық қондырғыларды, манифольдарды (дроссельдiк сызықтар және тұншықтырғыштар), гидробасқару станцияларын, дроссельдеу пульттерiн және траптық-факельдiк қондырғыларды таңдау нақты тау-кендiк геологиялық жағдайларға байланысты мынадай технологиялық операцияларды орындау үшін жүзеге асырылады:

ұңғыма сағасын түсiрiлген бұрғылау құбырларында және оларсыз тұмшалау;

қабылданған технология бойынша ұңғымадан флюидтердi жуу;

оны жапқаннан кейiн төменгi превентардық плашкаларда бұрғылау құбырларының бағанасын iлу;

бұрғылау бағанасының кесiлуi;

тұйықтау кезiнде ұңғыманың жағдайын бақылау;

бұрғылау бағанының қысылуын алдын алу үшін оны кеңейту;

саға тұйық жабылған кезде бұрғылау бағаналарының бір бөлігін толық немесе толық түсiру немесе көтеру.

125. Аса жоғары қысымды газдық, мұнайлық және сулық горизонттары ашу кезінде, сондай-ақ күкiртсутегi болғана (алты пайызға дейiн көлемді құраммен) кезде ұңғыма сағасына үш, оның ішінде бiр әмбебап превентор орнатылады.

126. Аса жоғары қысымды қаттарды ашқан және күкiрт сутегi мөлшерi алты пайыздан артық болған кезде кемінде төрт превентор, оның ішінде бір кеспелi плашкасы бар перевентор және бiр әмбебап превентор орнатылады.

127. Көмірсутек шикізатын өндіру, дайындау, сақтау және өндіру және сақтау орнынан магистралдық құбырға және (немесе) басқа көлік түріне ауыстыру орнына дейін тасымалдау үшін қажетті кәсіпшілік объектілер мен өзге инфрақұрылым объектілерін салу бекітілген жобалық құжаттарға сәйкес жүзеге асырылады.

128. Ұңғыманы бұрғылау процесінде өнiмдi қаттарды ашу олардың кенжар маңы аумағының табиғи жағдайын барынша мүмкіндігінше сақтауды қамтамасыз етуі тиіс.

129. Ұңғыма құрылысының техникалық жобасында қаттарды ашуға арналған бұрғылау ерітiндiсiнiң түрi мен параметрлері геологиялық-физикалық құрылым ерекшелiктерiне, қаттардың коллекторлық және сүзгілік сипаттамаларына сәйкес, бұрғылау процесінде жүргiзiлетiн зерттеулердiң әдістері мен мақсатына ескере отырып, негізделеді. Бұрғылау ертiндiсi ретінде коллекторлардың табиғи өтiмділігiн және мұнайлылығын барынша сақтауда, сондай-ақ қажетті геофизикалық зерттеулер кешенін жүргізу мүмкіндігін қамтамасыз ететін жүйелер қолданылады.

130. Өнiмдi қаттарды ашудың сапасына бақылау тапсырыс беруші мен мердігердiң технологиялық және геологиялық қызметтерiмен жүзеге асырылады.

131. Шеген бағанасын цементтеу жұмыстарын жүргiзген кезде кеуек және кеуектiк жарықшақтың табиғи өнiмдiлiгiн сақтау мақсатында барынша аз сүзгіленетін және жалпы минералданатын, осы горизонттарды ашуда пайдаланылатын бұрғылау ерітiндiсiнiң минералдануына жақындаған тампонажды ерітiндiлер қолданылады.

132. Құрамында күкiрт сутегi, көмiрқышқыл газ және басқа арынды қоспалар бар кен орындарында тотығуға төзімді құбырлар және тампонаждық цементтер қолданылады.

133. Шеген бағанасының цементтелуiнiң және қаттарды оқшаулаудың сапасы арнайы геофизикалық зерттеулермен бақыланады.

134. Геофизикалық зерттеулер кешені мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:

шеген бағанасы қабырғасының қалыңдығын және нақты диаметрiн бақылау және тiркеу;

түсiрiлген бағананың технологиялық жабдықталу элементтерінің нақты жағдайын бақылау және тiркеу;

бағана сыртындағы цементтiң таралуы туралы деректер алу;

цементті тас пен баған, цементті тас пен тау жыныстары арасында мүмкін арналарды және қуыстарды анықтау және ағындарының болу;

баған сыртындағы кеңістікте газдың және сұйықтың болуын анықтау.

Шеген бағанасын цементтеу жұмыстары ұңғыма құрылымының тұйықтығын тексерумен аяқталады.

135. Өнiмдi қаттың ұңғыма оқпанымен байланысы цементтелген бағанада перфорациялау, сүзгінi цементтеусiз орнату немесе кенжарды ашық тастау арқылы қамтамасыз етіледі.

136. Өнiмдi қатты перфорациялаумен ашу кең таралған тәсiл болып табылады.

137. Пайдаланынған бағанада перфорациялау алдында ұңғыма сағасы ұңғыма салуға арналған техникалық жобаға және бекiтiлген схемаға сәйкес перфорациялау ысырмамен немесе первенторлы қондырғымен жабдықталады, ал ұңғыма мұнай-газ бөлінуiне жол бермейтiн, бірақ коллектордың табиғи өткізгіштігін және мұнайлығын барынша сақтауды қамтамасыз ететiн, тығыздықтықпен, құрамында ең аз қатты фазалар бар бұрғылау ерітiндiсiмен толтырылады.

138. Қатты ашу тәсiлi мен перфорация интервалын тапсырыс беруші ұйымның геологиялық қызметi бағананы түсiргенге дейін ұңғыманың нақты кескінін геофизикалық зерттеу материалдарын алғаннан кейiн бiр тәулiк ішінде атқарады.

139. Перфорациялау тәсiлi, типі және тығыздығы объектiлердiң геологиялық-кәсiптiк сипаттамаларын есепке ала отырып, перфорация әдістерін қолдану салаларына және жағдайларына сәйкес таңдалады және шеген құбырларда және цементтiк таста қосымша бүлiнудi болдыруға тиіс.

140. Оқталған перфораторды ұңғымаға түсiру алдында аспаптардың өту мүмкiндiгiн тексеру және перфорация аймағындағы бағанадағы қысымды анықтау үшiн тереңдiк манометрі бар шаблон түсiрiледi.

141. Перфорациялау кезiнде ұңғыма сағасындағы сұйықтың деңгейiне бақылау жасалады. Оның төмендеуiне жол берiлмейді.

142. Бұрқау арматура ұңғыма сағасына орнатылуғанға дейін сынақтық қысым мөлшерiне, ал орнатылғаннан кейiн – пайдаланған бағанның қысымына тең қысымға сығымдалуы тиіс.

143. Өндiру ұңғымаларын игеру көміртек шикізатының өнеркәсіптік ағымын алу мақсатында жүргізіледі және ол бұрғылау процесiнiң құрамдас бөлiгi болып табылады.

144. Ұңғымаларды игеру жұмыстары ұңғыма құрылысының жобасында көзделген технологиялық жағдайлар сақталғанда және техникалық жабдықтармен әрі материалдармен қамтамасыз етілгенде ғана басталады.

145. Ұңғымаларды игеру қаттардың гидросерлінді сипаттамаларын, пайдаланудың ұтымды режимін анықтау мақсатында типтік және жеке жоспарлар бойынша жүргізіледі.

146. Ұңғыманы игерудiң кешендiк жұмыстары мыналарды қамтамасыз етуi тиіс:

қаттың кенжар маңын шаю сұйықтарынан барынша тазалау;

кенжар маңындағы аумақта қаттың қаңқасын сақтау;

табандық судың және газ бүркемесінен газдың жарып шығуын алдын алу;

қаттың сандық және сапалық сипаты мен геофизикалық параметрiн анықтау бойынша термосерлінді зерттеулер;

газ-су-мұнай түзілуінің және ашық бұрқақтардың бақыланбауын алдын алу;

пайдаланған бағаны түрленуі болдырмау;

жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау.

147. Күрделі геологиялық жағдайлардағы қаттарды ашқан ұңғымаларды (өте жоғары қаттың қысымы, құрамында күкiрт сутегi және басқа қышқыл газдар бар, жоғарғы температуралар және үлкен газ факторы) игеруге үшiн жеке жоспар жасалады.

148. Ұңғымаларды игеру процесінде термобарлық және гидросерпінді зерттеулер кешені жүзеге асырылады, қаттың сұйықтық сынамасын, іріктеу және зерттеу жүргізіледі, өнiмнiң сулануы анықталады.

149. Егер жүргiзiлген жұмыстар нәтижесiнде қаттың өнiмдiлiгi анықталса және осы объектiге тән сұйық ағымы алынса, ұңғыма игерiлген деп есептеледi. Техникалық жобаның нормалары мен талаптарына сақтау отырып бұрғыланған және игерiлген ұңғымалардың керi нәтижелерi кезінде, олардың себептерi анықталады және одан әрі жұмыс жоспары бекiтіледi.

150. Қажет болған жағдайда ұңғыманың өнiмдiлiгi қатты қайталап перфорациялық немесе кенжар маңын оңдеу арқылы қалпына келтіріледі, олардың тәсілдері, технорлогиялары мен параметрлері шоғырдың геологиялық-физикалық қасиеттерiне байланысты таңдалады.

151. Ұңғымалық жабдықтарды пайдалану, орнату, іріктеу тәсiлін таңдау, сондай-ақ одан әрі өндірілетін ұңғымалардың өнiмдiлiгiн арттыру жұмыстары және айдамалау ұңғымаларын белгіленген қабылдауына қол жеткізу жер қойнауын пайдаланушылармен игерудiң жобалық құжаттарына сәйкес, сондай-ақ шоғырдың геологиялық құрылымының ерекшелiктерiне және кен орнын игерудiң ағымдық жағдайына байланысты жүзеге асырылады.

152. Ұңғыма құрылысы, оның құрылысы үшін жасалған техникалық жобада және игеру жоспарында көзделген барлық жұмыстар орындалғаннан кейін, аяқталған болып аңықталады.

153. Құрылысы аяқталған ұңғыманы мердігерден тапсырыс берушіге беру тәртібі олар арасында жасалған ұңғымалар салуға арналған мердігерлік шартпен реттеледі.

154. Құрылысы аяқталған ұңғымалар бойынша, бұрғылау ұйымы тапсырыс берушіге (жер қойнауын пайдаланушыға) жұмыстарды қабылдау-тапсыру актiлерiмен ресiмделген мынадай құжаттарды ұсынады:

ұңғыманы салу туралы актi;

ұңғыманы бұрғылау жобасы (типтiк геологиялық-техникалық наряд);

ұңғыманы бұрғылауды бастау және аяқтау туралы актi;

шеген бағанасы сағасының альтитудасын өлшеу туралы актi;

барлық геофизикалық зерттеу материалдары және олар бойынша қорытындылар;

шеген бағанасының есептеулерi, олардың параметрлері, диаметрi, қабырғасының қалыңдығы, болаттың маркасы және бейметалл бағандардың басқа да қажетті сипаттамалары;

шеген бағанасын цементтеу актiсi, цементтеу есептеулерi, цементтеу процесінде цементтiк ертіндiнiң сапасын зерртханалық талдау және оның тығыздығын өлшеу нәтижелерi, цемент ертiндiсiнiң сағаға шығуы немесе цементтеу ерітіндісінің көтеру биіктігі туралы деректер (цементтеу диаграммасы), құбырды өлшеу актiсi, бағананы жинақтау, цементтеу алдындағы ұңғымадағы бұрғылау ерiтiндiсінiң тығыздығы туралы деректер;

барлық шеген бағанасының тұмшалануын сынау актiсi;

әрбiр объектiнi сынамалау немесе игеру жұмыстарының жоспары;

интервалын, перфорациялау тәсiлiн және саңылаулар санын көрсете отырып, шеген бағанасын перфорациялау актісi;

зерттеу деректерін (дебит, қысым, өнiмдiлi, мұнайды, суды, газды талдау) қоса бере отырып, әрбiр объектіні игеру актiсi;

жабдықты іске қосу клапандарын (саңылаулар) орналастыру тереңдiгiн көрсете отырып, сорғы-компрессорлық құбырлардың өлшемi және типі;

ұңғыманы бұрғылау және игеру барлық процесінің сипаттамасы бар геологиялық журнал;

керн сипаттамасы;

бұрғылау процесі, мұнай-газдың түзілуі мен конструкциясы туралы деректер бар ұңғыма паспорты;

бағананы тарту туралы акті;

ұңғыманың сағасын жабдықтау туралы акті;

ұңғыма жөнiндегi геологиялық құжаттарды тапсыру туралы актi;

жер учаскесін суландыру актiсi.

155. Егер қатты сынау кезінде мұнай мен газдың өнеркәсiптiк ағымы алынса, бiрақ алаң жайғастырылмаған және игеруге дайындалмаған болса, ұңғыманы уақытша консервациялайды. Консервациялау тәсiлiн консервациялау ұзақтығына және қат қысымының жоғарылық коэффициентіне байланысты таңдайды.

156. Қандай да бір себептерге байланысты пайдаланылуы экономикалық тиімсіз болып табылатын ұңғымалар "Жер қойнауын пайдалану объектілерін жою және консервациялау қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 27 ақпандағы № 200 және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 27 ақпандағы № 155 бірлескен бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11499 болып тіркелген) сәйкес консервациялауда пайдалану қорынан уақытша шығарылады.

157. Өз мiндетiн атқарған, одан әрі пайдалануға тиімсіз немесе мүмкін емес деп табылған барлық ұңғымалар белгіленген тәртіпте жойылуға жатады.

158. Егер барлау ұңғымаларын сынау кезінде өнеркәсіптік мәндегі ағым бірде бір объектіден алынбаған болса, оларды белгіленген тәртіпте жою жүргізіледі.

159. Ұңғымаларды геологиялық себептер бойынша әз міндеттерінорындаған ретінде, сондай-ақ ұңғымаларды жою жөніндегі нормативтік техникалық құжаттарға сәйкес техникалық себептер бойынша жоюға жол беріледі.

160. Жойылуға жататын ұңғымаларда қатаралық ағымдар, бағанаралық түзелiмдер, қайталама газдық шоғырларды түзетін басқа да мүмкін көздер жойылады.

12. Қатқа әсер ету жүйесiн игеру тәртібі

161. Қатқа әсер ету жүйесi көмiрсутект шикізаты қорын жер қойнауынан алу технологиясын әзірлеуге арналған жобалық құжаттарда көзделген қамтамасыз ету бойынша техникалық құралдар кешенін білдіреді.

162. Қатқа әсер етудің техникалық құралдарының кешеніне мыналар кіреді:

жұмыс агентінің көздерi (су қоршаулары және газды ұңғымалар, суланған мұнайды деэмульсациялау қондырғылары, химиялық реагенттердi жеткізушілер және басқалар);

су, газ, өнiм құбырлары;

жоғарғы қысымды сорғы және газкомпрессорлық станциялар;

айдамалау ұңғымалары.

163. Қатқа әсер ету жүйесi мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:

қаттың энергиясын қалпына келтiру және жеке аумақтар, қаттар және жалпы кен орындары бойынша өндiруші ұңғымалардың кенжарларына көмiрсутек шикізаттарын шығару үшін пайдаланатын объектiге қажетті жұмыс агенттерiн айдау;

жұмыс агентінің құрамы, физикалық-химиялық қасиетi, механикалық қоспалар, оттегi және микрорганизмдер құрамы бойынша қажетті кондицияға дейін дайындау;

ұңғымалардың жүйелi өлшеу, әрбір топтастырылған ұңғымалар бойынша, топтар бойынша қаттар және игеру объектiлерi бойынша, сонымен қатар жалпы кен орындары бойынша жұмыс агентіні айдауды есепке алу мүмкіндігі;

жұмыс агентінің сапасы мен қасиетін тұрақты бақылау мүмкіндігі;

бірінші кезектегі тұмшалану тұрғысынан сенімді жұмыс істеуі.

Қатқа әсер ету жүйесінің қуаты технологиялық шығындарды есепке ала отырып, технологиялық блок және жалпы кен орындары бойынша жұмыс агентін барынша жобалық айдау мүмкіндігін қамтамасыз етуі тиіс.

164. Қатқа әсер ету жүйесінің негізгі элементі жұмыс агентін айдау жүргізілетін айдамалау ұңғысы болып табылады.

Айдамалау ұңғымасының конструкциясы (шеген бағанасының диаметрi, болаттың маркасы, цементтің көтерiлу биiктiгi және басқалар) мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:

тиісті көлемде қысым айдау көзделген кезде жұмыс агентін айдау;

қат пен объект қимасының сенiмдi бөлектенуі;

барлық зерттеу түрлеріне, қаттың кенжар маңы аймағына әсер ету жөніндегі іс-шараларды, жүргізу, сондай-ақ жөндеу жұмыстарын жүргізу.

Айдау ұңғымасы кенжарының конструкциясы қаттың сүзгіш бетінің оның тұтас қалыңдығы бойында барынша ашық болуын қамтамасыз етуi тиіс.

165. Айдау ұңғымасының тиімді жұмысын қамтамасыз ету үшін пайдаланылатын объектінің берілген қалыңдығы бойынша қажетті көлемде ұңғыманы қабылдаушылығын қамтамасыз ету, атап айтқанда, қаттың кенжар маңы аймағының сүзгiштiк қасиетiн қалпына келтiру, қажет болған жағдайда оларды жақсарту айдаудың қажетті іске қосу қысымын жасау жөніндегі шаралар кешені орындалады.

166. Кенжар маңы аймағын бұрғылау процесінде нашарлаған сүзгiштiк қасиетiн қалпына келтiру (тазарту) ұңғыманы құрғату арқылы жүзеге асырылады. Контур сыртындағы және ішіндегi айдау ұңғымалары (поршеньдік, шомпольді пайдалану) немесе ортадан тепкiш электр сорғыларды пайдалану арқылы құрғатылады. Контур iшiндегi айдау ұңғымасын құрғату ұңғымаларды жоғарғы өнiм жинау жүйесiне қоса отыра, барынша жол берілген дебиттарда оларды пайдалануға қосу арқылы орындалады.

167. Қолайлы геологиялық-физикалық жағдайда (қаттың жоғары сүзгiштiк қасиетi) және өткiзгiштiгi жақсы қалпына келтiрiлгенде айдау ұңғымалары құрғатылғаннан кейін топтық сорғылар станцияларына өнiм құбырлары жүйесі арқылы жұмыс агентіне құюмен жіберіледі.

168. Өнiм қаттарының қолайсыз геологиялық-физикалық сипаттамасы кезінде қабылдауын қамтамасыз ету үшiн оған қосымша әсер ететiн шаралар қолданылады, оның iшiнде:

кейіннен агентті айдай отырып, қатта барынша жол берілген тоқырауды құру (ұңғыма оқпанында деңгейiн төмендету);

ұңғымаларды қайта жуу процесінде сұйықтықты аэрациялау;

агентті кезең-кезеңмен жоғары қысымда айдап, оны өздігімен төккізу (гидросвабирлеу әдiсi);

агенттің қатта қысу сорғыларын (цементтеу агрегаттары) қолдану арқылы айдаудың жұмыс қысымы анағұрлым жоғары қысым кезіндегі езілуі;

кейін қатты гидравликалық бөле отырып, гидроқұмды перфорациялау;

кенжар маңы аймағын қышқылдармен және су үстінін-белсендi ерітiндi заттармен өңдеу;

кенжар маңы аймағын жылумен өңдеу және басқалар.

169. Қатқа ағынды суларды және де басқа да тоттану-жемірлі агенттердi айдау кезінде, өнім құбырларын (су және газ құбырлары), ұңғымалардың шегендеу бағанасын және басқа да пайдалану жабдықтарын тотығудан сақтау үшiн қорғаныс жабыны, тотығу ингибиторы, құбырдан тыс кеңістікті тұмшалау және оған ұқсастар қолданылады.

170. Қатқа айдалатын су үстінін-белсендi заттарының сулы ерітiндiлерi, қышқылдарды, сілтілерді, полимерлерді және басқа да химиялық реагенттерiді дайындау үшін қосылуы игерудің жобалық құжатымен тікелей көзделмесе, реагенттердi деструкциялауды болдырмайтын және шөгiндiге бөлінуге қабілетті қосындыларды олардың түзуіне әкелмейтін суды пайдалану қажет. Бұдан басқа, айдалатын су коллекторлардан көмiрсутегі шикізатық ығыстыруға жәрдемдесетін қат суына химиялық жағынан жақын болуы тиіс.

171. Жұмыс агентін айдауға арналған айдау ұңғымасын игеру геологиялық-техникалық қызмет жасаған және жер қойнауын пайдаланушының басшылығы бекiткен жоспар бойынша жүргізіледі.

172. Жұмысшы агентін айдауды бастау уақыты, бұрғыланған ұңғыманы айдауға қою тізбектілігi және айдаудың көлемiн нормалау кен орнын игеруге арналған жобалау құжаттарымен анықталады.

173. Барлық жағдайда жұмыс агентін айдау іріктеу аймағындағы қаттық қысымның қанығу қысымынан төмендеуiне жол бермей отырып орындалады.

174. Контур сырты мен контур ішіндегі суландыру кезінде жұмыс агентін айдау, әдетте, кен орындарын игерудiң бастапқы кезеңiнде басталуы тиіс.

175. Контурішілік суландыру кезінде ұңғымаларды бұрғылауды қиындатпау үшiн, айдау ұңғымасын толықтыру маңындағы ұңғымалардың көп бөлігі бұрғыланып бiткеннен кейiн ғана басталуы тиіс.

176. Контурішілік суландыру кезінде айдау ұңғымаларын қатарлап орналастыру кезінде ұңғыманы iске қосу жүйесін игерудің бастапқы кезең айдаудағы және өңдеудегі мұнай өздері арасында ауысын отыратындай бір ұңғыма арқылы олардың айдауын енгізу керек. Өңдеудегі ұңғымаларды барынша рұқсат етілген іріктеу кезінде мұнайға пайдалану және жоғары суландыру деңгейіне жеткен кезде айдамалауға көшу керек.

177. Ұңғымалар мен ұңғымалардағы қаттар бойынша жұмыс агентін айдауды нормалау тоқсанына бiр рет жүзеге асырылады және әрбiр айдау ұңғымасын пайдаланудың технологиялық режимi түрінде ресімделеді.

Айдау ұңғымаларының технологиялық жұмыс режимiнде мыналар көрсетiледi:

жұмыс агентін айдаудың тәулiктiк көлемi;

айдалатын агенттің қасиеттеріне қойылатын негiзгi талаптар;

айдау қысымы;

белгiленген айдау нормаларын қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар.

178. Айдау ұңғымаларының технологиялық жұмыс режимі қаттық қысымды қалыпта ұстау цехы жер қойнауын пайдаланушының геологиялық-технологиялық қызметімен бірлесе отырып, жасалады және оның басшылығы бекітеді.

Айдау нормаларын белгілеу кезінде мынадай негiзгi ережелер негізге алынады:

егер жұмыс агентін объектiге (учаскеге) бойынша айдаған сұйықтықты іріктеудің орнын толтыру 100% кем болса, онда айдау нормаларының тапшылығын жабу үшiн айдау нормасы жабдықтардың айдау үшін қолданылатын өнiмдiлiкті және қолданыстағы айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын негізге ала отырып, 30-50 пайызға және одан астам сұйықты ағымдағы іріктеудің үлкен нормалары белгіленеді;

егер айдалған сұйықтықты іріктеудің жинақталған орнын толтыруға көлемi (учаске) бойынша қол жеткізілсе, жұмыс агентін айдау нормасы, сол кезең уақытына өндіруші ұңғымалардың дебиттері сомасы ретінде анықталатын суйықтықты іріктеу нормасына тең немесе одан шамалы асатын, бірақ агенттің мүмкін болатын шығынан есепке ала отырып, 10-20 пайыздан аспайтындай болуы тиіс;

кен орны алаңының үлкен көлемі және қаттың елеулі аймақтық тұтассыздығы кезінде, айдау нормасы алдымен сүзгiштiк-сыйымдылық қасиеттерi жақын учаскелерде орналасқан айдау ұңғымаларының топтарына белгiленедi, содан кейiн учаске шегiнде орналасқан жеке ұңғымалар бойынша белгiленедi;

көпқабатты объектілерде жалпы объект бойынша және учаскелер үшін айдау нормасы жекелеген қаттар арасында бөлінуі тиіс.

13. Өндiру және айдалау ұңғымаларын пайдалану

180. Мұнай өндiру ұңғымаларын пайдалану олардың өнімдiлiгiне және сулану дәрежесiне байланысты бұрқақтық немесе механикаландырылған тәсiлдермен жүзеге асырылады. Механикаландырылған тәсілдің құрамына сорғылық және газлифтік тәсілдердің әр түрлі түрлендірулер кіреді.

181. Ұңғыма өнімін кенжардан жердiң бетiне шығару тек қана қаттық энергия есебінен жүзеге асырылатын, бұрқақтық тәсiл мұнай шоғырын игерудiң бастапқы (сусыз) кезеңiнде пайдаланылады.

182. Ұңғымалар өз шамасына қарай суланған сайын, өндірелетін сұйықтың орташа тығыздығы ұлғайып, ұңғыма өнімінің құрамындағы бос газдың үлесі азаяды, бұл жиынтығығында дебиттің азаюына әкеледі, содан кейін қат қысымы оның бастапқы мәнінің деңгейінде сақталса да, ұңғымалар бұрқақтығын тоқтауға әкеледі.

183. Пайдалану ұңғымалары дебитінің азаюына байланысты бұрқақтың тәсілі экономикалық тиімсіз болады және олар осы жағдайдағы пайдаланудың едәуір пайдалы механикалық тәсілдеріне көшіреледі.

184. Жабдықтарды пайдалануды және жөндеуді ұйымдастыру жүйесінеде қалыптасқан өндірудің табиғи-климаттық сипаттамасына байланысты кен орнын игеру кезінде мынадай арнайы сорғылар қолданылады:

штангілі терең сорғылар қондырғылары;

электр ортадан тепкіш сорғылар қондырғылары.

185. Ұңғыманы пайдалану шарттары күрделенген (аса тұтқыр сұйықтықтарды айдау, өндірілетін өнімдерде механикалық қоспалардың, ұңғыманың өте үлкен тереңдігіндегі сұйықтықтың төмен серпінді деңгейі) кезде мынадай арнайы сорғы жабдықтарын пайдалану қажет:

электрбұранда сорғылар қондырғылары;

диафрагменттік сорғылар қондырғылары;

гидропоршенді сорғылар қондырғылары.

186. Ұңғымаларды газлифтілік тәсілмен пайдалану кезінде олардың сипаттамасына, газдың ресурстарына және газды айдау үшін ұңғымалық және жердегі жабдықтардың болуына байланысты, газлифтік пайдаланудың мынадай негізгі схемасылар пайдаланылады:

компрессорлық газлифт;

компрессорсыз газлифт;

ұңғыма ішілік газлифт;

үздіксіз газлифт;

кезеңдік газлифт.

187. Пайдалану объектілерінен сұйықты іріктеу алу деңгейi және қарқыны, өндiру ұңғымаларының кенжарындағы және сағасындағы қысым, бұрқақтаудың шектеулi қысымы және топтық ұңғымаларды механикалық өндiруге ауыстыру, сондай-ақ механикалық өндiрудiң тәсiлiн таңдау кен орнын игерудiң жобалық құжаттарына негiзделедi және геологиялық-техникалық іс-шаралардың жобасына сәйкес жер қойнауын пайдаланушылар жүзеге асырады.

188. Ұңғымаларды кез келген тәсiлде пайдалану оларда сорғы-компрессорлық құбырлары болған кезде ғана жүзеге асырылуы тиіс. Бұл құбырлардың материалы, өлшемi және ұңғымаларға түсiру тереңдiгi айдалатын сұйықтықтың сипаттамасына, ұңғыманың термобарлық жағдайына, пайдалану тәсiліне байланысты және бекiтiлген әдiстеме мен ұсыныс бойынша анықталады.

189. Ұңғыманы пайдаланудың таңдалған тәсiлдерiнің құрамына ұңғыма жабдықтарын тереңге түсiру және бiртұтастық типоөлшемдерiн таңдау, ұңғымаларды пайдаланудың және кен орнын игерудiң нақты жағдайына бейімделіп бекiтiлген әдiстер және нұсқаулық құжаттар бойынша жер қойнауын пайдаланушылар орындауы тиіс.

190. Өндiруші ұңғымаларды пайдалану үшiн жабдықтарды таңдаған кезде мыналар қамтамасыз етiлуi қажет:

ұңғыманың сенiмдi және ақаусыз жұмысы;

ұңғымадан алынатын сұйықтың берілген нормасы;

пайдалы іс-қимылдың жоғары коэффициентi және жабдық жұмысының жөндеуаралық жұмыс кезеңі;

басқа тәсiлдермен салыстыру бойынша өте аз шығын;

игеру процесiн және ұңғыманың жұмыс режимін бақылау мен және реттеуді жүзеге асыру мүмкiндiгi.

191. Қаттың энергиясын неғұрлым жақсы пайдалану, ұңғымаларды бұрқақтық мерзімін ұзарту және ұңғымалардың бiркелкi (пульсациясыз) жұмыс режимін қамтамасыз ету мақсатында ұңғыма iшiлiк жабдықтардың мүмкін болатын схемаларының бірі көзделеді:

сорғы-компрессорлық құбырлар бағанасының астыңғы бөлігінде құбырдың сыртқы кеңiстiгiн тұмшалайтын пакерді немесе мұнайдан ажырап шыққан газдың негiзгi бөлігін тұтып алып, осы құбырдың бағанасына бағыттайтын арнайы май құйғышты орнату;

құбырдың сыртқы кеңiстiгiні тұмшалайтын және авариялар жағдайында сорғы-компрессорлық құбырлар бойынша мұнай-газ қоспасы ағынын бөлетін (жабатын) тастап, кескiш-пакерді орнату;

ұңғымалар жұмысы режимiн реттеyдi және мұнайдан шығатын газдың жер бетiне көтерiлген кезде энергиясын неғұрлым толық пайдалануды қамтамасыз ететiн кенжар штуцерiн орнату;

бұрқақтық пайдалану кезiнде құбыр сыртындағы кеңiстiктен сорғы-компрессорлық құбырлар бағанасына газ жiберудi немесе, егер бұл шоғырды игеруге арналған жобалық құжаттарында көзделген болса, бұрқақ аяқталғаннан кейiн газлифтiлiк тәсілмен ұңғымалар жұмысын қамтамасыз ететін газлифтік клапандарға орналастыру үшін бір (немесе бірнеше) ұңғымалық камералар орнату.

192. Ұңғымаларды жұмыс агенті ретiнде табиғи және (немесе) ілеспе газды қолданып, компрессорсыз газлифтi көмегімен өндiруге пайдалануға тек қана пайдаланылмаған газ кәдеге жаратылғанда ғана рұқсат етiледi.

Бұл ретте ұңғыманың конструкциясы газды ұңғымаларға қойылатын талаптарға сәйкес болуы тиiс.

193. Ұңғымаларды сорғы жабдықтарын оларға құм, газ, механикалық қосындылар түсуден сақтандыру үшiн сорғылық пайдалану кезiнде арнайы қорғау құрылғыларын (газ сепораторы, газды және құмды зәкiрлер және басқалар) пайдалану қажет.

194. Өздiгiнен қызып кететiн шоғырларда ұңғымаларды пайдалану кезiнде ұңғыма жабдықтары жоғары температура және агрессивтік корродирлейтін компоненттердің қос оксидті көмiртегi, күкiртсутегi және басқа жоғары болуы жағдайында жұмыс істей алу мүмкіндігін ескере отырып, таңдалады.

195. Екi немесе одан да көп объектiлердi бiр ұңғыма арқылы бір уақытта бөлiп пайдалану өндірілетін өнiмдер жеке-жеке есебін жүргізуді қамтамасыз ететін ұңғымалық және жердегі жабдықтарды қолдану жағдайында және әрбiр объектiнiң кәсiпшiлiктiк зерттеулерiн жүргiзгенде ғана рұқсат берiледi.

196. Айдау ұңғымаларының iске қосу тәртiбi, мерзімдерi және пайдаланылуы технологиялық схемаларда және әзірлеу жобаларында айқындалады.

197. Мұнайлылық контурдың iшiнде орналасқан айдау ұңғымалары әуелi мұнай коллекторларына қосылатын өндiрушi ретiнде пайдаланылу мүмкін.

198. Қат бойынша немесе белгіленген кеңiстiк бойынша газ жарылу авариясы болған мұнай ұңғымаларын пайдалануға жол берілмейді.

199. Бұрқақтың немесе механикаланған тәсілге ауыстырылған ұңғымаларды құбыр арасынан (құбыр маны) пайдалануға жол берілмейді.

200. Жобалық мәндерден асатын газ факторлы ұңғымаларды пайдалануға жол берілмейді.

201. Егер жобалық құжаттарда өзгесі көзделмесе, кенжар қысымы мәнінен төмен қысым кезінде ұңғымадан сұйықты үдемелі іріктеуге жол берілмейді.

14. Ұңғымалар жұмысының технологиялық режимiн бекіту және
бақылау тәртібі

202. Өндiру және айдау ұңғымаларының саны, пайдалануға енгiзу тәртiбi және орташа оңтайлы жұмыс режимi әзірлеуге арналған жобалау құжаттарында, қабылданған әзірлеу көрсеткiштерiне қаттардан көмірсутегі шикізатын және сұйықтық өндiру деңгейiне, қарқынына және серпініне және оларға сыйғызбайтын агенттерге айдауға байланысты белгiленедi.

203. Игерудiң қабылданған негiзгi көрсеткiштерiн ескере отырып және ұңғымалар мен қаттардың зертханалық, геофизикалық және гидросерпінді зерттеулерiн талдау негiзiнде сұйықтықты іріктеудің технологиялық нормасы белгiленедi - әрбір өндiрушi ұңғымаға және айдамалаушы ығыстырушы агенттің көлеміне (пайдаланушылығы) - әрбір айдамалау ұңғымасы үшін, ол ұңғыма жұмысының технологиялық режимі түрiнде ресiмделедi.

204. Ұңғыманың пайдалануын бақылау және жасалып жатқан геологиялық-техникалық іс-шараларды есепке алу үшiн мынадай алғашқы геологиялық-техникалық құжаттаманың болуы қажет:

өндiрушi және айдамалаушы ұңғымаларды пайдалану бойынша тәулiктiк рапорт;

мұнай дебитінің мөлшерін, өнімнiң суланғандығын, геологиялық-техникалық іс-шаралардың орындалуын есепке алу журналы;

жердегі мен жерасты жабдықтарының жөнделгендiгiн есепке алу журналы.

205. Жер қойнауын пайдаланушылар мұнайды, сұйықтықты және газды іріктеудің бекiтiлген нормасына сүйене отырып өндіруші ұңғыма жұмысының технологиялық схемасын жасайды, олар игеру объектiсiнiң тұрақты жағдайына байланысты ай сайын немесе тоқсанына бiр рет белгiленедi. Өндіруші және айдамалу ұңғымасы жұмысының технологиялық режимінің нысаны және режимін белгілеу кезеңділігі жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті органмен келісіледі.

206. Өндiрушi ұңғымалардың жұмысының технологиялық режимiмен бір уақытта, ұңғымадан және жалпы пайдалану объектiсiнен сұйықтықты іріктеу мөлшерiн қамтамасыз ету жөніндегі геологиялық-техникалық іс-шаралар жоспары жасалынады және бекiтіледi.

207. Пайдаланудың тәсілiне байланысты өндiрушi ұңғымалар жұмыстарының технологиялық режимінде мынадай негізгі параметрлер көрсетiледi:

сұйықтықтың дебиті, суландырылуы, газ факторы;

ұңғыма кенжарындағы және сағасындағы қысым немесе ұңғымадағы сұйықтықтың серпінді деңгейiнiң жағдайы;

штуцер диаметрi, сорғы-компрессорлық құбырлардың диаметрi мен түсiру тереңдiгi (бұрқақ ұңғыма үшін);

плунжердiң диаметрi, теңселу (жүріс) саны, жүрiсінің ұзындығы, сорғы түрмөлшерi және түсiру тереңдiгi (сорғыны пайдалану үшін);

газдың ұлестік шығысы және жұмыс iстеу қысымы, iске қосу мен жұмыс клапандарының тереңдiктерiндегi қондырғылар (газлифтілік пайдалану үшін);

пакерлердiң, газ зәкірлерінің, кенжар штуцерлерi және басқалардың түрi мен түсіру тереңдiгi.

208. Өндiрушi ұңғымалар жұмысының белгіленген технологиялық режимiнiң орындалуын бақылауды жер қойнауын пайдаланушылар жүзеге асырады.

209. Дебитті дербес өлшеу мен ұңғымаларды зерттеудің техникалық құралдарымен жабдықталмаған жаңа ұңғымаларды іске қосуға жол берілмейді

210. Ұңғымалардағы жұмысты бақылау үшін технологиялық процестерде қолданылатын өлшеу құралдары мемлекеттік өлшемдер бірлігін қамтамасыз ету тізіліміне енгізіліп, өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес белгіленген мерзімділікпен тексеріліп отыруы тиіс.

211. Ұңғымалардың жұмыс режимi бойынша материалдар сақтауға, талдауға және қорытындылауға жатады. Жер қойнауын пайдаланушы белгiленген технологиялық режимдердiң орындалуын жедел бақылауды және талдауды жүзеге асырады, режимдерді сақтамау себептерiн айқындайды, ұңғымалардың және пайдалану жабдықтары жұмыстарының тиімділігін арттыру жөніндегі іс-шараларды ұсыналды.

212. Жер қойнауын пайдаланушы игеру объектілері, алаңдары, пайдалану тәсілдері бойынша ұңғымалардың жұмыс режимін талдау нәтижелерін қорытындылайды және оларды жыл сайынғы есептік құжаттарында көрсетедi.

213. Жер қойнауын пайдаланушылардың әр айдау ұңғымасы бойынша, оларды пайдаланудың барлық көрсеткiштерi, жүргiзiлген геологиялық-техникалық іс-шаралар және олардың тиiмдiлiгi, ұңғыма сағасының және пайдалану бағаналарының берiктiгi және сенiмдiлігi тексеру қамтылған техникалық құжаттамасы жүргiзiледi.

214. Шегендеу бағанасы тұмшалануы және айдау ұңғымаларында құбырмаңы циркуляцияның болмауы қисымды қысық қалпына келтіруді талдаумен, тереңдік шығын өлшегішті, резистив өлшегішті, электр термометрді, радиоактивті изотоптар, шеген құбырларды құбырдағы пакердің немесе басқаның көмегімен аралық престеу қолданып зерттеумен анықталады.

215. Өндіру ұңғымалары мен ұңғыма жабдығының техникалық жай-күйі мынаны қамтамасыз етуі тиіс:

ұңғымаларды белгілі кезеңге бекітілген технологиялық режимдерге сәйкес пайдалану;

ұңғыма режимінің параметрлерін бақылау (сағасы мен құбыр маңы кеңістігіндегі қысымды өлшеу, сұйықтық пен газ бойынша ұңғыма дебитін, өнімнің сулануын, газдың қысымы мен үлестік шығынын, сорғының қысымы мен өнімділігін өлшеу, саға сынамаларын іріктеу);

ұңғыма мен ұңғыма жабдығының жай-күйін бақылау, қат және өндірілетін өнім сипатының серпінін анықтау, игеру процесін бақылау және реттеу мақсатымен кәсіпшілік-гидродинамикалық зерттеу жүргізу;

ұңғымаларды пайдалану кезіндегі қиындықтардың алдын алу және олармен күрес жөніндегі іс-шараларды жүргізу;

қаттың тәж ұңғыма кенжары маңы аймағына әсер ету жұмыстарын орындау.

216. Ұңғымалар жұмысының технологиялық режимі мен жалпы объектіні игеру процесін бақылауды жүзеге асыру үшін тұтастай алғанда ұңғымалар сағалық және құбырмаңы қысымын бақылайтын манометрлермен, сағалық сынама алу және саға температурасын өлшеу қондырғыларымен, ұңғымаға түсуге арналған арматуралық алаңдар мен лубрикаторлармен жабдықталуы тиіс (манометр, термометр, дебитомер, сынама алғыш және т.б.), бұдан басқа:

газлифтілік пайдалану тәсілінде саға арматураларының тастанды желілері қосымша манометрлермен, шығын өлшегіштермен және газдың қысымы мен шығымын өлшейтін және реттейтін басқа құралдармен жарақталады;

сағадағы штангалы тереңдік сорғы қондырғыларымен ұңғымаларды пайдалану ұңғымаларды динамометрлеу, ұңғымадағы сұйықтық деңгейін эколотпен немесе толқын өлшегішпен өлшеу, газ сынамасын іріктеу бойынша операцияларды орындау құрылғылары көзделеді;

ұңғымаларды электр ортадан тепкіш сорғылар құрылғыларымен пайдалану кезінде сағада осы құрылғылардың жұмысын бақылап, өзгертуге мүмкіндік беретін басқару станциясы орнатылады, ал ұңғыма жабдығы сорғыдағы қысым мен температураны өлшейтін арнайы телемеханикалық құрылғымен жарақталады;

гидропіспекті сорғы құрылғылармен ұңғымаларды пайдалану кезінде сағада жүктеме агрегатының жүріс санын, сұйықтың жұмыс қысымы мен тазалық деңгейін бақылайтын аспаптар орнатылады;

ұңғымалық және үстіңгі аспаптар көмегімен айдау ұңғымаларын пайдалану олардың қабылдағыштығы, айдау қысымы және қаттардың қалыңдығы бойынша сулануын тұрақты бақылаумен жүзеге асырылады;

217. Ұңғымалардың өзара іс-қимылы мен айдамалау агенттінің қат бойынша қозғалысын гидротыңдау, геофизикалық әдіс, айдалатын суға индикаторлар қосу және өндіруші ұңғыма өнімінде олардың пайда болуын бақылау әдістерімен қаттың әртүрлі учаскелерінде қысымдық өзгеруі бойынша зерделенеді.

218. Ұңғымалардағы зерттеу жұмыстарының мерзімділігі мен көлемін бекітілген кәсіпшілік-геофизикалық зерттеу кешеніне сәйкес, игерудің жобалық құжаттарының талаптарын ескере отырып, жер қойнауын пайдаланушы белгілейді.

219. Өндіру ұңғымаларының технологиялық режимі бұзылған жағдайда жоспарланған ұңғыма жұмысының іс жүзіндегі параметрлерінің түрлі сатыларында ауытқуларды тудыратын себептерді анықтау мен жою бойынша шұғыл шаралар қабылданады (ұңғымадағы құм тығындары, ұңғыма кенжарына газ не судың құйылуы, парафин, тұз, гидрат, коррозияның және басқалардың түзілуі).

220. Құм көп шығарылатын ұңғымаларда кенжар маңы аймағын жөніндегі іс-шаралар жүргізіледі. Бекіту әдістері (сүзгі орнату, цементтеу, шайырмен, полимерлермен өңдеу) нақты жағдайға байланысты таңдап алынады.

221. Ұңғымалардың кенжарында газ немесе судың тесіп шығуы себептеріне байланысты ұңғыманың технологиялық режимі жойылуы немесе өзгертілуі немесе тиісті оқшаулау жұмыстары орындауы мүмкін.

222. Басқа қиындықтармен (тұздардың, парафиннің түзілуі, құбыр мен қондырғылардың эрозиялық және коррозиялық тозуы) күресу әдістері мен құралдары нақты жағдайларда олардың тиімділігіне қарай таңдап алынады.

223. Айдау ұңғымаларын пайдалануда қиындықтардың сипаты мен ауырлығы (ұңғыма қабылдаулығының төмендеуі, қабылдаулық діңінің әртектілігі, шегендеу бағанасының тұмшаланушының бұзылуы) айдау ұңғымаларының жұмыс режимімен де, оның құрылымының айдаланатын агенттінің параметрлері мен және сипаттамаларымен де анықталады.

224. Қатқа газ айдау кезінде айдау ұңғымаларының құрылымы газ ұңғымаларының талаптарына сәйкес келуі тиіс.

225. Қатқа түрлі жылу жеткізгіштерді (ыстық су, бу) құйғанда, құбыр-цемент қоршауы жүйесіндегі термикалық қысымды азайту, әсіресе, ұңғыманың қалыпсыз жұмыс режимінде төмендету арнайлы шаралары қарастырылуы қажет.

226. Ұңғымалардың өнімділігін және қабылдаулығын арттыру, қатқа байланысты гидродинамикалық байланысын жақсарту, ағын кескінін және сыйымдылығын түзету олардың игерілуін және пайдалануға берілуін тездету мақсатында жер қойнауын пайдаланушылар ұңғыманың кенжар маңы аймағы мен қаттың ұңғыма маңы бөлігіне әсер ету әдістері жоспарланып, жүзеге асырады (ұңғымаларды қышқылмен өңдеудің түрлері, қаттың гидравликалық жарымғы, дірілмен өңдеу, жылу әдістері, гидродинамикалық әсер ету әдістері және олардың әртүрлі комбинациялары).

227. Нақты әсер ету әдісін таңдауды жер қойнауын пайдаланушылар қаттың кенжар маңы аймағы жағдайын, кен мен сұйықтық құрамын зерттеуге, сондай-ақ, мердігерлік немесе ұңғыманы жөндеу сервистік қызметі ұйымдарының ұңғыма мен қарастырылатын объектілер бойынша әртүрлі әдістерді жүйелік қорытындылауға және зерттеуге бағытталған зерттеулер кешені негізінде жүзеге асырылады.

228. Ұңғыманы ағымдағы (жерасты) жөндеу кезінде мынадай жұмыстар орындалады:

ұңғыма жабдығының тозуына байланысты оны толық немесе жартылай алмастыру (штангінің үзілуі, сорғы плунжерінің сыналуы, өткізгіш сым-электр қозғалтқыш жүйесінде оқшаулау кедергісінің нөлге дейін төмендеуі, сорғы берудің үзілуі және т.б.);

ұңғыма қабырғаларын және кенжарын әртүрлі қалдықтардан (құмнан, парафиннен, тұздан, коррозия өнімдерінен) тазалау.

229. Ұңғыманы толық жөндеу кезінде мыналар орындалады:

түзету-оқшаулау жұмыстары (қаттың кейбір суланған мүкәммаланың ауытқуы, цемент сақинасының тұмшаланбағаны және шегендеу бағанасын жөндеу, қаттың кенжар маңы аймағындағы нашар цементтелген тау жыныстарын бекіту);

басқа горизонттарға өту және қаттарды ортақтандыру;

ұңғымаларды санаттан санатқа қызметі бойынша өткізу;

ұңғыманы іске қосу немесе жөндеу жұмыстары кезінде аварияларды болдырмау (сорғы сығымдау құбырларын, электр орталық құрылғыларды, тереңдік штангалық сорғыларды шығару, ұңғыма ақпанын тазалау және т.б.);

кесіп тастау пакерлерімен, екі қатты қосарлап-бөлек пайдалану үшін, ұңғыманың екінші жиегін шығару жабдығымен жабдықталған ұңғымаларды жөндеу;

айдау ұңғымаларын жөндеу: қабылдаулық пішінді тегістеу, басқа қатқа айдалатын судың кетуін жою, тұтастығын және айналма қаптал бағананың тұмшалылығын қалпына келтіру және басқақалары;

қосымша перфорациялау және торпедалау;

ұңғыманы консервациялау немесе жою.

230. Мұнай өндіруді әртараптандыру мақсатында техникалық жағынан жарамды ұңғымаларда қаттың су айрылуын, қаттарды радиальдық ашуды, ағынды болдырмайтын технологияларды, акустикалық оңалтуды, термобарий-химиялық әсерді, электр әсерін, қаттарға толқынды бароциклдық әсерді, химиялық өңдеуді қолдануды, сондай-ақ қаттың өткізгіштігі жоғары учаскесі арқылы өндіруші ұңғымалардың кенжар маңы аймағына айдаушы ұңғымалардың әрекеті аймағынан судың бұзылуына жол бермеуге бағытталған, қаттардағы жөндеу-оқшаулау жұмыстарын қоса алғанда, ұңғымалардың кенжар маңы аймағына және қаттың ұңғымалық бөлігіне әсер ету бойынша жұмыстар жүргізілуі мүмкін.

Ұңғыма кенжар маңы аймағына және қаттың ұңғыма маңы бөлігіне әсер ету жұмыстары ұңғыманың күрделі және/немесе ағымдық (жерасты) жөндеуіне жатпайды.

231. Ұңғыма сағасы және діңгегі жабдығы, жұмыс сұйықтықтарының тығыздығы мұнай-газ көрінулерінің ашылуын ескертуі тиіс.

232. Ұңғыманы жөндеу "Мұнай және газ өнеркәсібі салаларындағы қауіпті өндірістік объектілер үшін өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2014 жылғы 30 желтоқсандағы № 355 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10250 болып тіркелген) сәйкес орындалады.

233. Жүргізілген жөндеу жұмыстары және оның мазмұны, ұңғыманы және оның жабдықтарын аралық жөндеу кезеңі, сондай-ақ орындалған жұмыстардың техникалық-экономикалық тиімділігі туралы ақпарат жер қойнауын пайдаланушыдың пайдалану объектісінің барлық игеру мерзімі бойында сақтауына жатады.

234. Пайдалану объектiлерiн игеруді бақылау қабылданған игеру жүйесінін тиімділігін бағалау, оны одан әрі жетілдіру бойынша ақпараттар алу мақсатында жүзеге асырылады.

235. Кәсiпшiлiк зерттеулердің мiндеттi кешенiне мыналар кіреді:

жалпы объекті бойынша қатты және кенжар қысымдарын және көп қабатты қат объектілерін тереңдiк манометрімен және басқа тәсілдермен өлшеу;

жер бетiндегі ұңғыманың мұнай, газ, сұйық өнiмдерiн жеке немесе қозғалмалы өлшеуiш қондырғылармен, оған кiретiн траппен және сыйымдылығын өлшеуiшпен немесе жинау пунктiнде, автоматикалық топтық қондырғы "Спутник" көмегімен және тағы басқалармен өлшеу;

жеке қаттардың ұңғыма өнiмдерiн көп қабатты объектiлерде үздiксiз өлшеудi тереңдiк аспаптарымен (өнiм өлшеуіштерiмен) орындау;

пайдалану объектілеріндегі газдың кәсiпшiлiк факторларын өлшеу;

тастанды желілерде немесе өлшеу құрылғылары топтарында өңделген сұйық сынамалары бойынша ұңғыма өнiмiнiң сулануын анықтау;

шығарып тастау бағыттарынан алынған айдамалау ұңғымаларының ұңғыма сағасы манометрлерiмен және жұмысшы агенттін айдау көлемін ұңғымаларда санаушы аспаппен немесе шоғырлық сорағы станцияларындағы шығыс есептегiштермен өлшеулер, сондай-ақ көп қабатты объектiлердiң жеке қаттарының қабылдағыштығын өлшеу;

тереңдiк шығыс есептегiштерiмен немесе басқа тәсiлдермен (термограммамен, радиоактивтiк изотоп айдаумен және т.б.);

өндiру және айдамалау ұңғымаларды қалыпты және қалыпсыз режимдердегi гидродинамикалық зерттеулер;

көмірсутегі шикізатын және сұйықты, изобарлық карталарды ағымдағы және жиынтықты іріктеу картасын жасау;

ұңғыманың техникалық жағдайын мұнай, газ, суға қанғыштығын анықтау және ұңғыманың техникалық жай-күйiн кәсiпшiл-геофизикалық зерттеу;

ұңғыма өнiмiнің тереңдегi және жер бетiндегi сынамаларын іріктеу және зертханалық зерттеулер;

айдалған судың қалқыма бөлшектерi мен тұз құрамының өлшеулерi.

Осы тармақта көрсетілген кәсіпшілік зерттеулерді кешенді жеке орындау үшін дайындалмаған ұңғымаларды пайдалануға енгізуге рұқсат етілмейді.

236. Аталған жүйелiк өлшеулерден басқа, объектiнiң және айдалатын жұмысшы агентiнiң температуралық режимiн бақылау, таңбаланған заттарды айдаумен қаттардың жұмысын бағалау, қаттардағы парафиннiң түсу мүмкiншiлiгiн зерделеу, сульфат-редукцияны бақылау, гидроттықтау және т.б. арнайы зерттеулерi алға қойылып, жекеленген жоспарлармен жүзеге асырылады.

237. Пайдалану объектілерін зерттеуді бақылау бойынша зерттеулер жер қойнауын пайдаланушы күшімен немесе олардың тапсырысы бойынша осы қызмет түріне лицензиясы бар мамандандырылған ұйымдар, жер қойнауын пайдаланушы құрастыратын айсайынғы жоспар бойынша орындалады.

238. Пайдалану объектiлерiн кен көзiн игеруді бақылау бойынша алғашқы материалдары жер қойнауын пайдаланушыларда кен орнын пайдаланудың барлық кезеңінде сақталады.

239. Өлшеу кешенiнiң ерекшелiктерi және олардың кезеңдiлiгi мiндеттi түрде олардың геология-физикалық шарттарын және ұсынылған игеру жүйесiн ескере отырып, пайдалану объектiлерiн игеруге арналған жобалау құжаттарында негiзделедi.

240. Кәсiпшiлiктiк зерттеулердiң көлемi мен кезеңдiлiгi кен көзiн игерудiң әрбір сатысында, әрбір пайдалану объектiсi бойынша дербес бекітіледi.

241. Пайдалану объектілерiнiң кен көзiн игерудегi бақылау жөнiндегi зерттеулер кешенi жүйелi және бiржолғы өлшемдер жасауды көздейдi.

242. Жүйелi зерттеулердi жүргiзген зерттеулердін әрбiр түрiн мынадай мерзiмдiлiгiн ұстану ұсынылады:

1) қаттық қысымды өлшеулер:

игерудің негiзгi кезеңiнде (I-II-III игеру сатыларында) – тоқсанында бiр рет;

игерудiң IV аяқталу сатысында – жарты жылда бiр рет орындалады.

Iстеп тұрған, өндiрушi және айдау ұңғымаларының кенжар қысымын өлшеу тоқсанында бiр реттен кеш емес бақыланады.

2) ұңғымалардың дебитін өлшеулер мынадай мерзiмдiлiкпен орындалады:

аз дебиттілік (тәулiгiне 5 т. дейiн) - 15 күнде бiр рет;

орта және көп дебиттілік - 7 күнде бiр рет.

Айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын өлшеу ай сайын жүргiзiлуге тиiс.

3) ұңғымалардың сулануын өлшеу мерзiмдiлiгi, олардың сулану жағдайына байланысты жүзеге асырылады:

сусыз ұңғымаларда - ай сайын;

суланып жатқан ұңғымаларда - ай сайын.

243. Газ факторын өлшеу қаттық қысым қанығу қысымынан асқанда жылына бiр рет орындалады. Қат қысымы қанығу қысымынан төмендегенде өлшеулер тоқсан сайын немесе ай сайын орындалады.

244. Айтылған өлшеулер кешенi әрбір жаңа ұңғыма бойынша бiрден, сондай-ақ қандай да бiр технологиялық немесе техникалық іс-шаралар жүзеге асырылғанға дейiн және одан кейiн (ұңғы түбін өңдеу, сумен жару, оқшаулау жұмыстары және басқалар), ал одан кейiн – жоғарыда көрсетiлген мерзiмдiлiкпен орындалады.

245. Гидродинамикалық зерттеулер қысымды (деңгейді) қалпына келтiру әдiстерiмен және қалыптасқан алулармен әрбір ұңғыма бойынша оны пайдалануға алған соң және одан кейiн қажет жағдайларда орындалады.

246. Айдалатын судағы қалқымалы бөлшектердi және мұнай өнімдерi және басқа қосындылар мөлшерiн өлшеулер күн сайын орындалуы тиiс.

247. Жекелеген (бiржолғы) өлшеу бiр мерзiмде орындалатын зерттеулердiң толық кешенiн немесе оның қажет бөлiгiн көздейдi және әрбір жаңа бұрғыланған ұңғымада, сондай-ақ қандай да бір технологиялық немесе техникалық іс-шаралар (ұңғы түбі аумағын өңдеу, күрделi жөндеу, жабдықты ауыстыру және т.б.) жүзеге асырылғанға дейiн және одан кейiн орындалады.

248. Бiр жолғыларға мұнай-газ суға қаныққан қаттарды бағалау үшiн ұңғымаларда жүргiзiлетiн кәсiпшiлiк-геофизикалық зерттеулер жатады, олар қажет болған жағдайларда орындалады және де олардың көлемi әсiресе ұңғымалар суланғанда өсе беруі тиiс. Осыған ұңғымалар мен қаттардың өзара қатынасын, шоғырлар қималарын фотоколориметрлiк зерделеу жөнiндегi гидродинамикалық зерттеулер де және т.б. жатады.

249. Игерудi бақылау, сондай-ақ осы мақсаттарда қолданылатын бақылау және пьезометриялық ұңғымаларда жүзеге асырылады, олардың саны мен орналастырылуы өнеркәсiптiк игеру жобасында белгіленедi.

15. Газ және газ-конденсат кен орындарын жобалау және
өнеркәсіптік игеру тәртібі

250. Тәжірибелік-өнеркәсіптік жобалар кен орнына толық немесе жекелеген кен шоғырларына немесе олардың учаскелеріне (блоктарын) жасалуы мүмкін.

251. Тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің жобасы осы пайдалану кезеңіне кәсіпшілікті жайластыру жобасын құру үшін негіз болып табылады.

252. Осы жоба мына бөлімдерден тұрады:

1-бөлім – Геологиялық-өнеркәсіптік деректер мынаны қамтиды:

геологиялық зерттеу туралы қысқаша мәліметтер;

стратиграфия, тектоника және өнімді горизонттардың сипаттамасы (тиімді қалыңдық, кеуектілік, өтімділік, литология және басқалар) туралы қысқаша мәліметтер;

барлау ұңғымаларын сынамалау және зерттеу нәтижелері;

газдың және конденсаттың құрамы бойынша мәліметтері;

газдың және конденсаттың қоры туралы мәліметтер (С1 және С2 дәрежесінде);

ұңғымалардың мүмкін жұмыс дебитін есептеулер;

кен орындарын барлауға дейін ұсыныстар.

2-бөлім – Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруді жүргізудің негізгі көрсеткіштері мынаны қамтиды:

игеру жүйесін таңдау;

ұңғымалардың технологиялық жұмыс режимін таңдау;

тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру мерзімінде игерудің әртүрлі нұсқаларын есептеу, игерімдік ұңғымалардың санын және орналасу орнын анықтау;

келісімшарт жасалған мерзімін қамтитын өте ұзақ кезеңге болжамдық есептер;

игерімдік ұңғымалардың құрылымы бойынша ұсыныстар;

өнімді горизонттарды аршу мен газ өндіруді қарқындату бойынша ұсыныстар;

жайғастыруды жобалайтын ұйыммен келісілген кәсіпшілікті жайғастыру бойынша негізгі ережелері;

газ тасымалдау мен оның мүмкін тұтынушылары бойынша ұсыныстар.

3-бөлім техникалық-экономикалық негіздемесі мынадай келесі көрсеткіштерді қамтиды:

минералды шикізат шығысының нұсқауымен алғашқы қайта өңдеу өткен жұмыс көлемі;

кен орынды игеру үшін қажетті инвестиция есептеулер;

кен орындарда тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің шығындары;

салықтар және басқа да төлемдер;

тәжірибелік-кәсіпорындық игерудің кірістері мен шығындарының есептеулері.

4-бөлім – Газ және газ конденсатты кен шоғырының толық игерілуіне бақылау.

5-бөлім – Газ және газ конденсатты кен орындарын әзірлеу кезінде жер қойнауы мен қоршаған табиғи ортаны қорғау.

6-бөлім – Схемалық қосымшалар мынаны қамтиды:

шолу карталары;

тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруге енгізілетін өнімді горизонттардың игеруге жобалаған және бұрғыланған барлау ұңғымалары көрсетілген құрылымдық карталар;

геологиялық-геофизикалық қималар және профильдер.

253. Егер кен орындарында қорларын анықтау сенімділігі төмен дәрежедегі және жалпы қордың көп мөлшері (70 пайыздан жоғары) С2 дәрежесінде анықталған кен шоғырлары болса, онда экономикалық пайдалылық үшін, негізгі объектілерді игеру жобаларымен қатар тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жобалары жасалуы мүмкін.

254. Газ және газ-конденсат кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасында газды, конденсатты және қосалқы компоненттерді барынша алуға және пайдалануға байланысты негізгі технологиялық және техника-экономикалық мәселелердің кешендік шешімі берілуі тиіс.

255. Өнеркәсіптік игеруге геологиялық барлау жұмыстарының барлау-пайдалану сатысында шешілетін міндеттері орындалған газдың бекітілген, негізгі және қосалқы компоненттердің қоры анықталған, қажет болған жағдайларда тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалану жүргізілген кен орындары жатады.

Игеруге енгізу жоспарланған шоғырда өнеркәсіптік маңызы бар мұнайлы шоғыршаң болған кезде, олардың өзара байланысы сипатын негізге ала отырып, газ және мұнай бөліктерін жүйелі немесе бірге пайдалану туралы мәселе шешілуі тиіс.

256. Газ және газ-конденсат кен орындарын өнеркәсіптік игеруге енгізуге рұқсат етіледі, егер:

1) өнеркәсіптік игеруді жобалауға қажет геологиялық-техникалық деректер болғанда:

белгіленген тәртіпте бекітілген газ, сондай-ақ пайдалы және қосалқы компоненттердің қоры туралы;

кен шоғырының (кен шоғырларының) геометриясын, оның өнімділігін және қысымның ықтимал өзгеру динамикасын біржақты анықтауға мүмкіндік беретін барлау жұмыстарының, егер соңғысы жүргізілсе сынамалы пайдаланудың нәтижелері туралы.

2) ұңғымаларды пайдаланудан бастап игеру процесінде алынған газды, конденсатты және қосалқы компоненттерді толық пайдалану қамтамасыз етілгенде;

3) газ және газ конденсатты кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасы және жайластыру жобасы белгіленген тәртіпте бекітілгенде;

4) жайластыру жобасында қарастырылған іс-шаралар іске асырылғанда;

5) өндіруге арналған келісімшарт жасалғанда.

257. Газ және газ конденсатты кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасы, егер бұл кезіңде алынатын қордың 90 пайызы өндірілетін болса келісімшарттың қолданылу мерзімін қамтиды. Егер өндіру аз шаманы құраса, онда есеп іріктеудің 90 пайызына қол жеткенге дейін жүргізіледі.

Осы жоба мына бөлімдерден тұрады:

1-бөлім – Негізгі геологиялық-кәсіптік деректер:

геологиялық зерттеулер туралы қысқаша мәліметтер;

стратиграфия, тектоника және өнімді горизонттардың сипаттамасы туралы қысқаша мәліметтер;

сынамалы пайдаланудың нәтижелері, егер ол жүргізілмесе, онда барлау ұңғымаларын сынамалау және зерттеу нәтижелері;

газдың және конденсаттың құрамы бойынша деректер;

газ құрамындағы газ, конденсат және өзге де компоненттердің қоры туралы мәліметтер;

кен шоғырларының гидрогеологиялық сипаттамасы мен жұмыстың мүмкін режимі;

пайдаланымды бұрғылау процесінде кен орнының геологиялық қатарын нақтылау міндеттері, қажет жағдайда осы міндеттерді барлау ұңғымаларын бұрғылау және сейсмикалық түсіру жүргізу арқылы шешу.

2-бөлім - Өнеркәсіптік игеруді жүргізудің негізгі көрсеткіштері мыналарды:

кен орнын игеру жүйесінің негіздемесі және таңдау;

газ өндірудің, пайдалы және қосалқы компоненттерінің әр нұсқадағы игерілуінің және ұңғымаларды пайдаланудың жылдар бойынша есебі;

газ конденсат қайтарымының есебі;

ұңғыманың технологиялық жұмыс режимін таңдау;

пайдаланылатын, резервтік, қадағалау, пьезометриялық, айдау ұңғымаларының қажетті санын, сондай-ақ бұрғылау мерзімдерін анықтау. Есеп әр бұрғыланатын объекті және жалпы кен орны бойынша жүргізіледі, көлденең ұңғымаларды бұрғылау жөнінде мәселе қаралады және шешім қабылданады;

пайдалану, резервтік, қадағалау және пьезометриялық ұңғымалардың барлық қорын іске қосу, орналасу жүйесін таңдау және бұрғылаудың тәртібімен дәйектілігі;

ұңғымалар құрылымы бойынша ұсыныстар;

өнімді горизонттарды ашу және газ өндіруді қарқындандыру бойынша ұсыныстар;

газ және конденсат дебиттерін, қаттық, түптік және сағалық қысымдардың барлық жоспараланған кезеңдегі есебі, сондай-ақ осы жайғастыруды жобалаушы жобалау ұйымдарымен келісілген қажетті кәсіптік құрылыстардың іске қосылу мерзімдері мен ораналасқан жері;

газ тасымалдау және оның ықтимал тұтынушылары бойынша ұсыныстар;

газ құрамындағы пайдалы және қосалқы компоненттерді кешенді пайдалану бойынша ұсыныстарды қамтиды.

3-бөлім – техникалық-экономикалық негіздемесі мынадай негізгі көрсеткіштерді қамтиды:

минералды шикізат шығысының нұсқауымен алғашқы қайта өңдеу өткен жұмыс көлемі;

газ және газ конденсатты кен орындарын игерудің әр нұсқасы бойынша кен орындарын толық дамыту үшін қажетті инвестицияларды есептеулер;

газ және газ конденсатты кен орындарын игерудің жоспарланған кезеңіне кен орындарын пайдалануға арналған шығыстары;

салықтар және басқа да төлемдер;

газ және газ конденсатты кен орындарын игерудің барлық жоспарланған кезеңіне кіріс және пайданы есептеуді қамтиды.

4-бөлім – Газ және газ конденсатты кен шоғырының толық игерілуіне бақылау.

5-бөлім – Газ және газ конденсатты кен орындарын әзірлеу кезінде жер қойнауы мен қоршаған табиғи ортаны қорғау.

6-бөлім – Схемалық қосымшалар мыналарды қамтиды:

шолу карталары;

барлық бұрғыланған және жобаланатын ұңғымаларды енгізумен барлық өнімді горизонттар бойынша құрылымдық карталар;

геологиялық-геофизикалық қималар және профильдер;

нұсқасы бойынша игеру карталары;

газ және конденсатты кәсіпшілік игерудің қағидаттық схемасы;

жердегі құрылыстарының орналасқан орнымен газ жинақтаушы желілерінің қағидаттық схемасы.

258. Газ және газ-конденсат кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасы оны белгіленген тәртіпте бекітілге кейін газ және газ-конденсат кен орындарын әзірлеуді жүзеге асыру негізінде негізгі құжат болып табылады.

259. Құрамында күкіртсутек және күкірт органикасы бар газ және газ-конденсат кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасын жүзеге асыруды бастағанға дейін күкірт тазарту немесе осы газдарды экологиялық қауіпсіз пайдаланудың барлық мәселелерi шешiледі. Сондай-ақ осы жобаны жүзеге асырудың басталуына дейін табиғи газдың этан, пропан-бутан, қос тотықты көмiртегi, гелий және басқа да компоненттерін пайдаланудың орындылығы мен бағыты оларды өнеркәсіптік қамтыған жағдайда белгіленуі тиіс.

260. Конденсат төмен (5 г/м³ кем) болған кезде оны кәсіпте кәдеге жаратудың орындылығы мәселесiн шешу қажет.

261. Құрамында 100 г/м³ аса конденсаты бар газ конденсатты кен орындарын қаттық қысымды ұстаумен игеру әдістері қарастырылады.

262. Игеру әдісін таңдау әрбір жағдайда гидродинамикалық, термодинамикалық және техника-экономикалық есептер негізінде анықталары, олар мынадай өлшемдерге негiзделуi тиіс:

газдың бастапқы теңгерімдік қорының, тұрақты конденсаттың және сұйытылған газдың мөлшеріне;

тұрақты конденсат құрамының кезеңдері мен жылдары бойынша игеру әдісіне байланысты өзгеруiне;

игеру әдісіне байланысты игерудің аяғына қарай қаттағы тұрақты конденсаттың жиынтық шығынына;

кезеңдер мен жылдар бойынша газ және конденсатты ықтимал өндiру олардың тауарлық сипаттамасының игеру әдісіне байланысты өзгеруіне.

263. Газ және газ конденсатты кен орындарын игеру әдістерін қарау кезінде өндірілген газ (сайклинг-процесс), су, жанып кеткен газ т.б. конденсаттан тазартылған кері айдауды пайдаланумен, қысымды ұстаумен, айдау агентінің көлемін, айдау ұңғымаларының саны мен орналасуын, оның қабылдаулығын, айдалатын агенттердің мүмкін серпімділік уақытын және олардың өндірілген өнімдегі құрамын, өндірілген өнімнің тауарлық сапасын қамтамасыз етуге қосымша шығындарды, қысымды ұстаудың жалпы кезеңін, қаттық қысымның толық немесе жартылай өтеу нұсқаларын есептеу жүргізіледі.

264. Егер газ конденсатты шоғырда өнеркәсіптік маңыздылығы бар мұнай шоғыршағы және қаттың газды бөлігінде жоғары қаныққан мұнай болса, онда қатқа ықпал технологиясымен бірге мұнай шоғыршағын өңдеу нұсқасын қарастыру қажет, мұндай жағдайда мұнай шығару газ бүркемелерінде газбен ілеспе жүзеге асырылатын болады.

265. Газ және газ конденсатты кен орындарын әзірлеу процесінде жаңа ұңғымаларды бұрғылау және осы кен орындарын әзірлеу барысын қадағалау есебінен ақпараттар толығып отырады. Мән-жайлар туындаған жағдайда, бұрын қабылданған игеру жобасы елеулі өзгерiстерді талап етсе, бекітуге жататын игеру жобасына толықтырулар жасалады.

16. Газ және газ конденсат кен шоғырын игеруге
мониторинг тәртібі

266. Мониторинг жүйесіне мыналар кіреді: жүйелік және бақылау өлшемдері мен қаттық, кенжарлық және сағалық статистикалық қысымдарды, пьезометриялық ұңғымаларда сұйықтық деңгейін, газ – су байланысының жағдайын (мұнай жиегінің болуы кезінде газ-мұнай және мұнай-су) анықтау, дебиттердің және газдың, конденсаттың, судың (мұнайдың) химиялық құрамының өзгеруі. Жоғарыда аталған барлық зерттеулер сондай-ақ ұңғымаларды игеру барысында және тоқтаулардан немесе консервация кезеңінен кейін пайдалануға жіберудің алдында қолданылады.

267. Зерттеу нәтижелерінің негізінде мыналар анықталады және кезең-кезеңмен нақтыланады:

кен шоғырының жұмыс режимі мен оның температуралық режимі;

көмірсутек шикізатының бастапқы және ағымдағы қорлары;

кен шоғыры бойынша қысымның таралуы;

кен шоғырының жекелеген учаскелерінің өзара әрекеттесуі;

кен шоғырының түрлі учаскелерінде су (мұнай) қарқындылығы мен қозғалысының сипаттамасы;

газ бөлу, олардың дифференциалды дебиттерін бағалаумен интервалдары;

өңдеу қорларын қамту;

колоннадан тыс ықтимал ағындарды анықтау.

268. Статикалық қысымдарды өлшеу ұңғымалардың барлық қоры бойынша кезеңділікпен жүргізіледі. Игерудің бірінші кезеңінде, өндеудің аяқталу сатысында кезеңділігін біртіндеп бір жылға дейін өзгерте отырып, тоқсанында кемінде бір рет жүргізілуі қажет.

269. Ұңғымалары көп кен орындарында және қысымды қалпына келтіру үшін ұзақ уақыт қажет болса (бес тәуіліктен көп) өлшеу кезеңділігі өзгертілуі мүмкін.

270. Біртекті емес коллекторларды өндеу кезінде кен шоғырының түрлі бөліктеріндегі қаттық қысым әр түрлі төмендейді, осыған байланысты едәуір айырымымен аймақта статикалық қысым өлшеуілерін, олардың бір мезгілді тоқтауымен ұңғыма топтары бойынша жүргізу орынды.

271. Ұңғымалардың сағасындағы статикалық қысым өлшемдерін қысымды қайта қалпына келтіру қисықтарымен сәйкестендіру қажет. Оның кезеңділігі өнімді горизонттың – қат қысымын қалпына келтіру уақытының ерекшеліктеріне байланысты белгіленеді.

272. Ұңғымалардағы қат қысымының өлшемдер жиілігі газ шығарудың қарқынына және сол себепті қат қысымының төмендеуіне байланысты өнеркәсіптік игеру жобасымен белгіленеді, қаттық қысым төмендеуін өлшеудің екі сериясы арасындағы кезең барысында орташа алғанда оны үш рет өлшеу қателігі есебінен жоғары болатындай таңдалады.

273. Игеруді қадағалау, сондай-ақ осы мақсатта пайдаланылатын бақылау мен пьезометриялық ұңғымаларда жүзеге асырылады, олардың саны мен орналасқан жері өнеркәсіптік игеру жобасында белгіленеді.

274. Қадағалау ұңғымаларына өнімді горизонтты оның газға қаныққан бөлігі шеңберінде аршитын ұңғымалар жатады. Бұл ұңғымалар ұзақ уақыт бойы пайдаланылмайды және қысымның нақты өлшеу, газ-су (газ-мұнай және мұнай-су) байланысының әрекеттерін қадағалау үшін қызмет етеді. Алдарында тұрған міндеттерді шешу шаралары бойынша қадағалау ұңғымалары пайдалану ұңғымаларына алмастырылуы мүмкін.

275. Пьезометриялық ұңғымаларға өнімді горизонтты оның суға қаныққан бөлігі шеңберінде аршитын ұңғымалар жатады. Оларда контурдан тыс және астыңғы жиек су деңгейінің төмендеуіне бақылау жүргізіледі.

276. Қадағалау және пьезометриялық ұңғымалардың саны мен орналасқан жерін белгілеу кезінде кен орындарында бұрғыланған барлау ұңғымаларын барынша пайдалану қажет. Шағын кен орындарында осы мақсатта тек осындай ұңғымаларды пайдалану қажет.

277. Қадағалау және пьезометриялық ұңғымалар бойынша өлшемдерді кем дегенде 1,5-2 айда бір рет өткізіп отыру қажет.

278. Ірі кен орындарында контурдан тыс, қаттың кен орнынан алып тасталынған бөлігінде қысымның түсу қарқынын қадағалау үшін бірқатар пьезометриялық ұңғымалар бұрғыланады.

279. Газды қаты көп кен шоғырлары үшін, сондай-ақ күрделі құрамды кен шоғырлары үшін тек шоғырлар ауданы бойынша ғана емес, оның көлемі бойынша да, яғни өнімді горизонт бойынша түрлі бөліктерінде қысымдардың таралуы туралы деректер болуы қажет.

280. Әрбір суланған газ ұңғымасы бойынша сулану себептерін анықтау жөнінде зерттеу жүргізу қажет.

281. Игеру процесінде қат суларының кен шоғырларына өтуі гидрохимиялық, кәсіптік-геофизикалық және гидродинамикалық мониторинг әдістері арқылы жүзеге асырылады.

282. Жедел бақылаудың гидрохимиялық әдісі пайдалану ұңғымаларының барлық қоры бойынша шығатын суда өзіне тән ион құрамының өзгеруіне байланысты жүйелік бақылауды талап етеді. Әртүрлі аудандар мен бөліктерде бақылау жүргізілетін иондар тәжірибелік жолмен анықталады. Тоқсан сайын су сынамасын алу қажет (экспресс-талдау үшін), ал бастапқы сулану көрсеткіштері бар ұңғымаларда ай сайын (толық талдау үшін) алу қажет.

283. Кәсіптік-геофизикалық бақылау әдісі пайдалану және бақылау ұңғымаларында газ бен су түйісуінің жоғарылауын тіркейтін арнайы радиоактивтік каротаж әдісі арқылы жүзеге асырылады. Зерттеулер жиілігі нақты шарттарға байланысты анықталады, бірақ кем дегенде жылына 1-2 рет жүргізілуі тиіс.

284. Газ өндіру есебі кәдеге жаратылған газдың, ұңғымаларды зерттеу және түрлі үрлеу жұмыстары кезінде кеткен газдың, сондай-ақ авариялық фонтандандыру кезінде кеткен газдың есебін көрсетуі қажет. Осы және өзге де ықтимал шығындар жер қойнауын пайдаланушылар орындайтын қорлар балансында көрсетілуі тиіс.

285. Егер пайдалану басталарға дейін едәуір газ шығыны болса, онда олардың бағалануы үшін аудандағы барлық ұңғымалардағы қат қысымын өлшеу қажет. Бағалау нәтижелерін қорлар балансына шығындарының себептерін түсіндіре отырып, енгізу қажет.

286. Екі жылда бір рет жұмыс жағдайында конденсат құрамын анықтау бойынша әр ұңғыма зерттеледі, оның ішінде температурасы төмен сепарация кезінде шикі және тұрақты конденсат құрамы анықталады. Осы зерттеулер негізінде графикалық түрде қат қысымы – конденсат құрамының байланысы көрінеді.

287. Графикалық түрде тәуелділікті көрсету үшін осындай жиілікпен тұрақты конденсаттың негізгі физикалық-химиялық қасиеттері анықталуы қажет: қат қысымы – конденсаттың үлесті және молекулалық салмағы.

17. Газ конденсаты қайтарымын ұлғайту үшін кен шоғырлары мен
кен орындарының игерілуін реттеу жөніндегі шаралар

288. Кен шоғырлары мен кен орындарын жалпы игеруді реттеу газ конденсаты қайтарылымын ұлғайту жөніндегі жұмыс жағдайы болып табылады.

289. Бірқабатты кен шоғырларын игеру кезінде:

қаттан жынысты шығарудың алдын алу, газ дебитін кеміту есебінен депрессияны қысқарту арқылы ұңғымаға су конусының енуі;

пайдалы өнім беретін қат аралықтарының қосымша перфорациясы, кенжарлық ауқымының қышқылды өңделуі, қатты гидрокесу және басқалары арқылы ұңғымалардың өнімділігін арттыру;

өңдеу барысында қысым қолданумен, жұмыс агентінің айдамалау фронтын көшіру, өндірістік және айдамалау ұңғымаларының жұмыс істеу тәртібін өзгерту, циклдік толтыру және басқалар арқылы газ немесе газ конденсатын шығару деңгейін арттыру;

қосымша пайдалану ұңғымаларын бұрғылау мен қадағалау және айдау ұңғымаларын, егер олар бастапқыда жүктелген міндеттерді орындаса, пайдалану ұңғымасына көшіру арқылы кен шоғырларын қамтуды арттыру.

290. Көп қабатты объектілерді әзірлеген кезде қосымша іс-шаралар жүргізіледі:

бір уақытта жеке пайдаланудың немесе агенттерді (сенімді жабдықтардың болуы кезінде) толтырып алу арқылы пайдалану объектісінде біріктірілетін қаттың сүзгілік сипаттамаларының айырмашылығын есептеу;

өндіруші ұңғымалар бойынша қаттың немесе қатқа айдалатын ағындарының су изоляциясы, құймаларды қолдану арқылы (цементті, химиялық реагенттер және басқалар).

291. Кен орындарын игеру процесінде бұрын өндірілмеген горизонттарға, соның ішінде бұрғылау немесе жалғастырылған барлау жұмыстары процесінде қайта ашылған пайдалану объектілеріне біріктіруге рұқсат етіледі.

292. Біріктіруге рұқсат етіледі:

бірдей геологиялық-кәсіптік сипаттамалары кезінде, сондай-ақ егер:

пайдаланылатын ұңғыма үлкен емес газ дебитін беретін және жаңа қаттың қосылуы осы ұңғыманың дебитін әлдеқайда ұлғайта алатын;

қосылу негізгі объектіден өндірілетін маңызды компоненттердің бұзылуына әкеп соқтырмайтын;

ұңғымада колоннаның артындағы цемент қосылған қаттан жоғары болады және оны сенімді жауып тұратын кезде жол беріледі.

293. Өңдеу процестерін реттеу жөніндегі ұсынылған іс-шаралар кешені жабдықтарды қолдану және олардың тиімділігін бағалауды жүзеге асыруға және авторлық қадағалау процесінде нақтылауға мүмкіндік беретін бақылау әдістері арқылы жүргізілуі тиіс.

294. Өңдеуді реттеу жөніндегі жоспарланған іс-шаралар және олардың кейіннен орындалуы өңдеуді талдаудың құрамдас бөлігі болып табылады және өңдеу жобасына түзетулер мен толықтырулар енгізу кезінде ескеріледі.

295. Газ және газ конденсатты ұңғымалардың пайдалану тәсілдері геология-техникалық шарттармен белгіленеді, оларға мыналар жатады:

қаттық қысым шамасы мен ұңғыманың жұмыс дебиті;

газдың физика-химиялық және тауарлық қасиеттері (бу тәріздес ылғалдың, конденсаттың, күкіртті сутек түріндегі агрессивті компоненттердің, көмір қышқылының, органикалық қышқылдың көлемі және тағы басқа);

пайдалы өнім беретін горизонттың және жоғарыда жатқан тау жыныстарының физикалық қасиеті (аномальді жоғары және аномальді төмен қат қысымы);

ұңғыманың термодинамикалық жұмыс шарты мен шарттар;

оқпандағы және газ кәсіптік желідегі гидраттүзуші;

бір ұңғымада пайдаланылған қат саны және пайдалы өнім беретін горизонттарды ашу шарттары;

кәсіптік өңдеу және тұтынушыларға немесе газ өңдеу зауытына газ тасымалдау үшін үстіндегі қат қысымын пайдалану шарттары;

газ су немесе газ мұнай байланысына және ықтимал бұзылуларға қатысы бойынша ұңғымалардың орналасқан жері.

296. Газ және газ-конденсатты ұңғымалар үшін орналасқан жерінің нақты жағдайларына байланысты белгілі бір уақыт мерзіміне мына технологиялық режимдердің бірі белгіленеді:

тұрақты қысым градиенті - өнімді коллектордың ықтимал бұзылуы жағдайында. Бұл режим тұрақты депрессия режимімен алмастырылуы мүмкін, алайда әр нақты жағдайда мұндай алмастыру мыналарға негізделуі тиіс;

кенжарлық қат аумағында газ сүзгісінің тұрақты жылдамдығы – өнімді коллектордың ықтимал бұзылуы жағдайында, сондай-ақ саз ерітіндісінен қаттың кенжарлық аумағын тазарту үшін;

тұрақты депрессия – конустар мен суландыру тілдерінің түзілу қаупі жағдайында;

негізгі ұңғымаларға тұрақты қысым түсуі - ұңғыманың штуцерсіз жұмыс істеуі жағдайында немесе кәсіпшілікте алғашқы табиғи газ өңдеуді бастау алдында белгілі бір қысымды ұстап тұру үшін;

тұрақты дебит – колоннаның өткізу қабілетін қоспағанда, қандай да бір шектеу болмаған жағдайда. Тұрақты дебит режимі уақытқа байланысты емес, өйткені дебит шамасы қаттық қысымның төмендеуіне байланысты өзгереді.

297. Ішіне фонтан құбырларын түсірусіз пайдалану колоннасы бойынша газ ұңғымаларының пайдаланылуына рұқсат етілмейді. Қат қысымы пайдалану коллоннасының қысу қысымынан жоғары болмаған жағдайда пайдалы өнім беретін қаттар үшін газ құрамында коррозиялық компоненттердің болмауы, ұңғымадан конденсациялық және қаттық сұйықтықтың толық шығарылуы үшін құбыр арқылы үрлеуге рұқсат етіледі, бірақ бұл ретте жағдайда ұңғыманың оқпанында құм тығындары түзілмесе.

298. Фонтан құбырларының диаметрі мыналарға байланысты анықталады:

ұңғыманың жұмыс дебиті;

оқпанында қысым мен температураның рұқсат етілген айырмасы;

фонтан құбырларындағы қажетті жылдамдық алу;

пайдалану колоннасының диаметрі.

299. Газ және газ конденсатты ұңғымалардан сұйықтық пен механикалық қоспаларды жою үшін көбіктенетін үсті-белсенді заттар, кіші диаметрлі құбырлар, гидродинамикалық диспергаторларды қолдану ұсынылады.

300. Фонтан арматурасы газ ұңғымаларын пайдаланудың кез келген тәсілінде ұңғымаға ол жұмыс істеп тұрған кезде құрал-жабдықтарды түсіру, сондай-ақ температура мен ұңғыма құйылысында газ қысымын өлшеу мүмкіндігімен қамтамасыз етілуі тиіс.

301. Жерасты газ қоймалары бос газды кен орындарында, су тасушы қаттарда және жерасты тұз қоймаларында жасалады. Жерасты газ қоймалары газдың буферлік көлемін алдын ала жасаумен толтыру режимінде және газ айдау режимінде газды кен орындары ретінде пайдаланылады.

18. Көмірсутегі шикізаты кен шоғырларын игеруді реттеу

302. Қаттық флюидтер сүзгісінің арнайы бағыты мен жылдамдығын мақсатты өзгерту, қаттарды құрғату үшін қолайлы жағдайлар жасау реттеудің негізі болып табылады.

Реттеу кен орнын игерудің барлық кезеңі ішінде жүзеге асырылады.

303. Игеруді реттеу және жетілдіру нәтижесінде:

игеру объектісінен көмірсутек шикізатын жылдық өндіру динамикасын қарастырылған жобалық құжатпен қамтамасыз ету;

көмірсутегі шикізатын шығарудың жобалық коэффициенттеріне қол жеткізу;

бұрғыланған ұңғымалар қорын барынша пайдалану, агентті айдауға арналған шығындарды қысқарту, мұнай беру үшін еш кедергісіз бағыттас суды және басқаларын азайту есебінен экономикалық көрсеткіштерді жақсарту.

304. Игеруді реттеу негіздемесі және әдісін таңдау мен тәсілдері алдыға қойылған мақсаттар мен міндеттерге және нақты геология-физикалық шарттарға байланысты болады.

Игеруді реттеу қабылданған реттеу қағидаттарын ескере отырып, реттеу тәсілдерін таңдау, яғни пайдалану объектісін дренаждау процесін басқару жөніндегі іс-шараларға ғылыми негізделген бағытты таңдау қажет.

305. Түрлі геология-физикалық шарттарға реттеудің өзіндік қағидаттары бар. Су басуды қолдану кезінде мынадай, қағидаттар қолданылуы мүмкін:

бір қатты, салыстырмалы түрде біртекті пайдалану объектілеріндегі орталық тарту қатарына мұнайлылық немесе айдалған су фронты контурларын тек тасымалдау;

айқын көрінетін жолаққа ұқсастығымен бірқатты пайдалану объектілеріндегі ауданы бойынша өткізгіштігінің біртектілігі;

шоғырдың әлдеқайда өнімді бөліктерінің жылдам өндірілуі өткізу қабілеті төмен блоктарға су айдау арқылы шоғырды "табиғи" түрде бөлу және соңғысын кейіннен қайта өңдеу;

сүзгілік қасиеттер жақын қаттардан қаланған көпқатты объектілерде олар бойынша мұнайлылық (айдалатын су фронттары) контурлары тең жылжыған кезде барлық қаттарды тең жылдамдықтан өндіру;

қаттардың қалыңдығы мен өткізгіштігі төменнен жоғары қарай өскенде, көпқатты объектілерде суланған қаттауды тиісті жүйелі ажыратумен әрбір төменде жатқан қаттарды жоғарыдағылармен салыстырғанда жеделдетіп өндіру;

су-мұнай жапсарының мұнайлылығының үлкен қабатымен кен шоғырларының бүкіл ауданы бойынша тек көтерілуіне қатысты қамтамасыз ету.

Реттеу қағидаттары кен шоғырларын игерудің басқа да геологиялық-физикалық шарттар кезінде қолданылады.

306. Таңдалған қағидат негізінде өңдеуді жетілдіру жұмыстарын ұйымдастыру әлдеқайда аз экономикалық шығындармен қойылған мақсаттарға жетуді қамтамасыз етеді.

307. Өңдеуді реттеу пайдалану объектісінің ағымдағы жағдайына қарай өндіру жүйесінде маңызды өзгерістерсіз немесе оған түзетулер енгізусіз бұрғыланған ұңғымалар арқылы жүзеге асырылуы мүмкін.

308. Іске асырылатын жүйе шеңберінде оларды өзгертусіз өңдеуді реттеудің негізгі әдістері мен тәсілдеріне мыналар жатады:

айдау ұңғымаларының жұмыс істеу режимдерін өзгерту, оның ішінде жұмыс қысымын айдауды арттыру немесе шектеу, ұңғымалар арасында айдауды тоғысу қысымымен және тағы басқаларымен өзгерту арқылы тарату;

өндіру ұңғымаларының жұмыс режимдерін өзгерту, соның ішінде жеке ұңғымалар немесе ұңғыма топтары бойынша сұйықтық шығаруды ұлғайту немесе шектеу, мұнай өнімдерін сыртқы қатар ұңғымалардан ішкі қатар ұңғымаларға алмастыру, қатты суланған немесе ластанған ұңғымаларды сөндіру, сұйықтықты шығару және;

аршуды жақсарту және өңдіру объектісі қатының префорациясы аралықтарын өзгерту;

ұңғымаларды гидродинамикалық тұрғыдан жетілдіру үшін ұңғымаларды қышқылмен өңдеу арқылы ұңғыманың кенжар маңы аймағына ықпалы ету, үстінгі-белсенді заттарды айдау арқылы, қаттың гидрокесілуі мен тағы басқа;

ұңғымаларға құйылатын ілеспе суларды цементтеу арқылы немесе басқа құюлармен оқшаулау немесе шектеу, түрлі тосқауылдар жасау, химиялық реагенттер ерітінділерін айдау және басқалар;

сұйықтың құйылысы немесе судың шығысын профильдік, әрі аралық игере отырып, өткізгіштігі жоғары қаттарды бекіте отырып, химиялық реагенттер, механикалық заттар, бейтарап газдар, қойыртпақ сулар және басқалар арқылы тегістеу;

бір уақытта өндіруші ұңғымаларды пайдалануды және айдау ұңғымаларына су айдауды бөліп жүргізетін сенімді жабдықтарды қолдану;

жекелеген учаскелерде қосымша ұңғымаларды жобалық құжатта қарастырылған резервтік ұңғыма есебінен бұрғылау;

резерв есебінен немесе суландырылған өндіруші ұңғымалар есебінен жаңа айдау ұңғымаларын бұрғылау арқылы өндіруші ұңғымаларға айдауды жақындату;

су айдау ошағын ұйымдастыру;

сүзілу ағындарының бағытын өзгерту және циклдік су айдау.

309. Жер қойнауын пайдаланушы игерудің жобаланған жүйесін жетілдіруді осы жобалық құжатты игеру үшін жасаған жобалық ұйымның келісімі бойынша жүзеге асырады.

310. Егер қолданылып отырған игеру жүйесі мұнай айырып алу процесін тиімді басқаруды қамтамасыз етпесе, онда ол жүйені жетілдіру мыналар арқылы орындалады:

ұңғымалар торын тығыздау (қаттың нашар параметрлері учаскелерінде);

көп қатты объектіні қалыңдығы жұқа объектілерге бөлу және олардың әрқайсысында өзіндік дербес ұңғымалар бұрғылау;

қатқа ықпал ету әдісін немесе су айдау түрін өзгерту;

айдау қысымын едәуір ұлғайту.

311. Игеру жүйесін өзгерту жөнінде іс-шаралар бұрын бекітілген жобалық құжаттарға қосымша ретінде жасалады немесе экономикалық және технологиялық тиімділігі бағаланған жаңа жобалау құжаттары жасалып, өндіруге арналған келісімшартқа кейіннен өзгеріс енгізумен бекітіледі.

19. Көмiрсутекті кен орындарын өндіру және барлау кезінде
авторлық қадағалау

312. Жыл сайын көмірсутек шикізаты кен орнын өндіру кезінде қабылданған жобалық шешімдердің іске асырылуын авторлық қадағалауды көмірсутек шикізаты кен орнын өндіруге арналған жобалық құжатты жасаған жобалық ұйым жүргізеді.

313. Авторлық қадағалау кезiнде игерудi бақылау кезiнде алынатын ағымдағы геологиялық-кәсiпшiлiк ақпарат пайдаланылады, ал жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті органға ұсынылатын қадағалау нәтижелерi жыл сайынғы есеп беру түрiнде баяндалады.

314. Авторлық қадағалау бойынша жыл сайынғы есепте мынадай ережелер көрініс табуға тиiс:

мұнай және сұйықтық өндiру деңгейлерi, агентті айдау көлемi, бұрғыланған және өндiру жұмысын атқарып тұрған ұңғымалар қоры, орташа дебиттi және ұңғымалардың қабылданғыштығы, қат қысымы мен кенжарлық қысымдардың динамикасы, игеру объектісі өнімінің ағымдағы сулануы сияқты қол жеткiзiлген технологиялық параметрлердің нақты мәндерінің сәйкестілігі (немесе сәйкес емессіздігі) көрсетілген;

нақты және жобалау көрсеткiштерi арасындағы айырмашылықтарды және (немесе) жобалау шешiмдерiнiң орындалмау себептерiн ашылған;

жобалау шешiмдерiне қол жеткізуге және игеру жүйесiн меңгеру жолында анықталған кемшiлiктердi жоюға бағытталған ұсынымдар берілді;

жекелеген жобалау шешiмдерiн және көрсеткiштерiн өзгерту туралы жер қойнауын пайдаланушының ұсыныстары (егер ондай болса) жөнiнде қорытындылар берілді.

315. Кен орнын игерудi талдау геологиялық-кәсіпшілік, геофизикалық, гидродинамикалық және басқа да ұңғымалар мен қаттарды пайдалану объектісін игеру процесінде зерттеу нәтижелерін кешенді зерделеу, сондай-ақ осы негізде көмірсутек шикізатын өндіру оңтайландыру және шығару коэффициентін ұлғайту мақсатында игеру жүйесін жетілдіру жөнінде ұсыныстарды дайындаумен көмірсутегі шикізаты қорларын ағымдағы орналастыруды белгілеу үшін игеру динамикасы болып табылады.

316. Жұмыстардың кезеңділігі авторлық қадағалау нәтижелерiнен туындайтын немесе кезектi жобалау құжатын игеру қажеттiлiгiне байланысты айқындалады. Iрi және күрделi кен орындары бойынша олардың игерілуін талдауды екi-үш жылда бiр рет жүргiзу орынды.

317. Талдау нәтижесiнде мыналар бағаланады:

игерiлудегi объектілердiң энергетикалық жағдайы, оның iшiнде қаттық қысымның динамикасы, іріктелгеннің орнын айдаумен толтыру, табиғи режимдер және басқалар;

көмірсутек шикізатын, сұйықты, өнiмнiң сулануы, жұмыс агентін айдау және басқалары, жылдық өндiру динамикасының сипаттамасы және олардың жобалау құжаттарына сәйкестiгi;

ұңғымалар тобының жағдайы және оның жобалық құжаттарға сәйкестiгi;

игеру объектiсiндегi қаттар мен қатшаларда әсер етумен қамту дәрежесi, ауданы мен қимасы бойынша қорлардың алыну жағдайы;

су-мұнай жапсарының көтерiлуi және мұнайлы шектемелердiң жылжуы іргерілету, ал контурішiлiк сулану кезінде қатқа айдалатын жұмыс агентінің іргерілету шоғырға судың сiңу сипаты;

нақты шоғыр немесе объект үшiн зор маңызы бар басқа мәселелер:

суық суды айдаудан қат температурасының төмендеу сипаты мен салдарларын зерделеу, қатта тұздар, парафиндердің түзiлуi, сазды бөлшектердiң iсінуi, қаттық қысымның азаю себептерi, сұйықтықтың үдемелі алынуы жүргізудің тиімділігі және орындылғы, және резервтегі қордың есебінен қосымша ұңғымалардың бұрғылауын жүргізу және басқалар.

318. Игеруді талдау процестерді реттеу жөніндегі ұсынылатын шараларды іске асыруды ескере отырып, перспективаға объектілерді игерудің техника-экономикалық көрсеткіштер гидродинаиикалық есептеулерін (математикалық моделдеу) орындаумен және оларды одан әрі игерудің жобалық көрсеткіштерімен салыстырумен аяқталады.

319. Игерудің нақты және жобалық көрсеткіштері арасында айтарлықтай (10 пайыздан аса) айырмашылықтар болған жағдайда, игеру жүйесіне елеулі өзгерістер енгізу қажет болған, кезінде игеруді талдаудың нәтижелері кен орындарын пайдалану жөніндегі пайдалы қазбаларды барлау және игеру жөніндегі орталық комиссиянвң қарауына жатады.

320. Жер қойнауын зерделеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті орган бекіткеннен кейін игеруді талдау 3 жыл бойы игеру жөніндегі технологиялық құжат болып есептеледі. Осы мерзім ішінде жер қойнауын пайдаланушы игерудің жаңа жобасын бекітеді.

321. Пайдалану объектісінің динамикалық геологиялық-кәсіпшілік моделі – геологиялық-техникалық кешеннің ағымдағы жай-күйінің белгілі бір күнге көрінетін картографикалық, графикалық, кестелік және өзге де материалдар кешені – пайдаланылатын объекті және игерудің техногендік жүйесімен түзілген күрделі жүйе.

322. Осы модель жер қойнауын пайдаланушылар жыл сайын, ал түптеп келгенде, игеруге іргелі талдау жүргізген кезде немесе қайталап жобаланған кезде жасауы мүмкін.

323. Объектінің құрылыс ерекшеліктеріне және бастапқы ақпараттың сипатына байланысты динамикалық геологиялық-кәсіпшіліктік моделі алуан түрлі ұсынылуы мүмкін. Динамикалық модельдеу кезінде міндеттілік ретінде мынадай материалдар әзірленеді:

модельдеу күніне жасалған графикалық геологиялық қатарлар, оның ішінде:

аймақтар бойынша және пайдаланудағы тұтастай объект бойынша орташа қысымның есебімен изобарлардың карталары;

мұнай-газды шектеулердің бастапқы және ағымды жағдайлары карталары, онда суланған аймақтар толығымен және ішінара көрсетілген;

мұнай-газбен қаныққан қаттардың қалдықтар карталары;

ұңғымалардан ағымдағы және жинақталып іріктелген көмірсутек шикізаты карталары (игерудің карталары);

геологиялық профильдер, онда ағымдағы әртүрлі мұнайгаз, сумен қаныққан аймақтар бөліп көрсетілген (суландырылмаған, ішінара және толығымен суландырылған);

пайдалану жұмыстарының басталуынан осы кезеңге дейінгі игеру графиктері, онда абсолюттік және тиесілі мәндерде негізгі жылдық технологиялық көрсеткіштердің динамикасы көрсетілген (мұнай, сұйықтық өндіру, өнімнің суланғандығы, жұмыс агентін айдау, өндіруші және айдаушы ұңғымалардың қоры, қорлардың игерілу дәрежесі, мұнай мен суықтық бойынша ұңғыманың дебиті, қаттық қысым);

ұңғымалар қорының сырын ашатын кестелер (жұмыс iстеп тұрғандары, тоқтатылып тұрғандары, тоқтатылғандары арнайы, жабылғандары және басқалары).

Изобарлар карталары, игеру карталары, онда тоқсан сайынғы ұңғымалар бойынша жасалатын ұңғымалардың қабылдағыштығы, айдау көлемдерi көрсетiледi.

324. Көп қатты объектілердi динамикалық модельдеу кезінде көрсетiлген графикалық және кестелiк материлдар, жалпы бiр объектi үшін тұтастай әрбiр қат үшін саралап жасалады. Саралау дәрежесi объектiнiң құрылыс ерекшелiктерiне де (қаттардың саны мен бiртексiздiк сипаты), олардың әрбiреуi бойынша қолда бар ақпараттың санына да байланысты.

325. Статикалық және динамикалық геологиялық-кәсiпшiлiк модельдері негiзiнде математикалық модель жасалады, ол зерделенетін процестiң сипатын физикалық тұрғысынан сипаттайтын теңеулер жүйесi болып табылады.

326. Математикалық моделдеу жолымен игерудің қалыптасқан жүйесі кезінде мұнай-газ шығару процесін, одан әрі дамыту және геологиялық-техникалық және технологиялық іс-шараларды орындалған кешені болжамы жасалады.

327. Кен орнын игеру бiткеннен кейiн жасалатын динамикалық геологиялық-кәсiпшiлiк модель әрбiр пайдалану объектiлерiнiң (шоғырдың) алаңдары мен қималары бойынша көмiрсутек шикізаты қорларының қазылып алынбай қалған барлық қалдықтарының жатқан орындарын көрсетуге тиiс.

328. Көмірсутек шикізаты кен орынындарын барлау кезінде жобалық шешімдерді іске асыру үшін авторлық қадағалауды жобаны жасаған жобалау ұйымы жүргізеді.

329. Авторлық қадағалау кезінде жұмыс жүргізу кезінде алынатын ағымдағы ақпарат пайдаланылады, ол нәтижелері ақпараттық есеп түрінде ресімделеді.

Авторлық қадағалау бойынша ақпараттық есепте мынадай ережелер көрініс тапқан:

жүргізілген жұмыстардың нақты нәтижелерінің жобаға сәйкестігі;

нақты және жоба көрсеткіштері арасында айырмашылықтын себептері, жобалық шешімдерінің орындалмауы;

жобалық шешімдерге қол жеткізуге және жұмыстарды жеткізу кезінде анықталған кемшіліктерді жоюға бағытталған ұсынымдар.

20. Көмірсутекті кен орындарын игеру кезінде жер қойнауын және
қоршаған ортаны қорғау

330. Жер қойнауын қорғау жер қойнауынан көмірсутек шикізатын өндiрудiң толықтығын қамтамасыз ету бойынша іс-шаралар кешенін жүзеге асыруды, ұтымды және кешенді пайдалану, жер қойнауының жоғарғы бөлiктерiнiң энергетикалық ахуалының қасиеттерiн, техногендiк процестердi (жер сiлкiну, сырғыма, су басу, топырақтың шөгуi) болдырмайтын деңгейде жер қойнауының жоғарғы бөліктерінің энергиялық жай-күйінің қасиеттерін ұтымды және кешенді пайдалануды сақтауды; ұңғымаларды жасау, игеру және кейін пайдалану процесінде көмірсутек шикізаты мен сұйықтықтың қаттаралық ағыны салдарынан, сондай-ақ өндiрiс қалдықтарын және қалдық суларды iске асыруда жер асты су көздерiнiң ластануын болдырмауды көздейді.

331. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау жөніндегі іс-шаралар мыналарда көзделеді:

мұнай, мұнай-газды, газды және газконденсатты кен орындарын игерудiң және жайғастырудың жобалау алдындағы және жобалық құжаттарында;

жер қойнауын пайдалануға арналған келiсiмшарттарда.

332. Табиғатты қорғау іс-шараларын іске асыру талаптарын сақтау және бақылау жер қойнауын пайдаланушыға жүктеледі.

333. Көмірсутек кен орындарын игеру инженерлiк-геологиялық, гидрогеологиялық, геоэкологиялық және басқа да зерттеулердiң нәтижелері негiзiнде жүргiзiледi. Қосымша жүргiзiлетiн жұмыстардың қажеттiлiгiн табиғатты қорғау нормативтік құжаттарының талаптарына сәйкес жобалау ұйымдары айқындайды.

334. Мұнай, мұнай-газды, газды және газконденсатты кен орындарын барлау, бұрғылау және игеру кезінде тек экологиялық таза технологиялар мен химия өнiмдерi, сенімділігі жоғары технология мен жабдық, егер әлемдік стандарттардың талаптары қазақстандықтан төмен болмаса, оның iшiнде жоғары құрамдағы күкiртті сутек деңгейi Қазақстан Республикасының стандарттарына немесе әлемдік стандарттарға сәйкес келсе қолданылады.

335. Жобада таңдап алынған технологиялық параметрлердің экологиялық қауіп дәрежесі бойынша ең жақсы әлемдік аналогтармен салыстырмалы бағасы беріледі.

Көмірсутек шикізаты кен орнын өнеркәсіптік игеру бойынша жобалау құжаттамасында ілеспе газды қайта өңдеу (кәдеге жарату) жөніндегі бөлім қамтылуы тиіс.

336. Қоршаған ортаның ластануы мен әсер етуінің негiзгi көздеріне мыналар жатады:

ұңғыманы бұрғылау кезiнде: бұрғы және цемент ерiтiндiлерiн химиялық өңдеу және дайындау блогы (гидроциклон, вибросит), айналу жүйесі; сорғы блогы (сорғының жалғастыру өзегін салқындату, дизелдері) ұңғыма сағасы; (жуу сұйықтығын сақтайтын қосалқы қамбалар); бұрғылау қалдықтары (қойыртпақ, ағын сулар, бұрғы ерiтiндiсi) жанар-жағармай материалдарының қамбасы, бұрғылау мен тампонаж ерітіндiлерiн ішкі жану қозғалтқыштары, қазандықтар, химиялық заттар отын мен жағармай маткриалдарды шаруашылық-тұрмыстық ағын сулар, қатты тұр-тұрмыстық қалдықтар;

ұңғымаларды сынау кезiнде: құбырдың сыртындағы кеңiстiкпен кигiзбе құбырлардың ақаулықтары арқылы кешен арасындағы ағындылар, атқылау арматурасы, үрлеп тазартатын бөлу, сүзгі, жандыру қондырғысы, мұнай, газ, конденсат минералданған қат суы, ұңғымадағы авариялық шығарындылар өнiмдерi (қатты флюидтер, тампонаж қоспалары);

ұңғымаларды жою және консервациялау кезiнде: бағандардың саңылаусыздығы, кигiзбе құбырлар, атқылау арматурасы, жоғарғы қысымды жапқыш, қайта ашылғанда қаттың үгiлуi, газ бен қатты судың, мұнай, газ, конденсат, минералданған су, газ бүркемесiнен шығуы.

337. Ұңғымалар конструкциялары сенімділігіне, технологиялылығына және қауiпсiздiгіне қатысты, бірінші кезекте ұңғымалардың бекітпесінің төзімділігі мен беріктігі, шеген бағанасының және олармен жабылатын айналмалы кеңістіктің тұмшалануы, сондай-ақ флюидтері бар жиектерді бір-бірінен, өткізгіш жыныстар мен күндізгі үстіңгі жағынан оқшаулау арқылы жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау жағдайларын қамтамасыз етулері тиіс.

338. Ұңғыларды бұрғылау сыртқы желілерден электр жетегіндегі бұрғылау қондырғыларының көмегімен жүзеге асырылады. Егер бұрғылау тазартылмаған пайдаланылған дизельгенератор немесе дизель жетегі бар бұрғылау қондырғысымен жүргізілсе, атмосфераға шығарылатын газдар шығуы осындай қондырғылармен барынша төмендейді.

339. 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 көзiне және балық шаруашылық қоймаларына жақындығын еске ала отырып, жобаланған бұрғылау қондырғысы орналастырылады.

340. Ұңғымаларды бұрғылау басталғанға дейін бу өткiзу жолдарын, айналу жүйесiн, бұрғы ерiтiндiсiн дайындау және тазарту блогы, химиялық реагенттер сақтау қоймасы, бұрғылау мұнарасының аумағы, ағу мүмкiндiгi бар жанар-жағармай сыйымдылығы, тағы да басқа улы заттары бар ғимараттар тексерiлiп, жұмысқа жарайтын дәрежеге келтiрiлуi қажет.

341. Құнарлы жерлерде және белсенді ауыл шаруашылығында пайдаланылатын жерлерде ұңғымаларды салу кезінде бұрғылау жабдығын монтаждауға дайындық жұмыстарын жүргізу процесінде аумақты кейіннен қалпына келтіру үшін құнарлы қабаты алынып, бөлек сақталынады.

342. Ұңғымаларды орнатуға бөлiнген учаскелерден тысқары жерлерде өсiмдiктерге және жер бетiне зиян келтiруге жол берілмейді.

343. Бұрғылау қалдықтарының бұрғылау алаңының аумағына түсуін және улы заттардың табиғи объектiлерге көшуін болдырмау үшiн оларды ұйымдасқан түрде жинау, сақтау инженерлiк жүйесі мен технологиялық алаңдарды гидрооқшаулау көзделеді.

344. Қамбасыз технологиясын тек ерекше қорғалатын табиғат аумақтарында ұңғымаларды құру жағдайда ғана қолдану қажет.

345. Жер қойнауын пайдаланудан шыққан қалдықтарын жерүсті сулар объектілеріне және жер қойнауына түсіруі рұқсат етілмейді.

346. Жер қойнауын пайдалану операцияларында жер қойнауын пайдаланушымен барлау кезінде қайта қолдану, қоршаған ортаға қайтару үшін қоқыстарын пайдаға асыру және бұрғылау, кеніштік және шахталық ағынды сулар істен шыққан бұрғылау ерітпенің ауыздықтау жұмыстары орындалуы қажет.

347. Сулы көкжиектерді бұрғылау кезінде шаруашылық-ауыз сумен жабдықтаушы көздер ретінде қоршаған ортаны қорғау және халықтың санитариялық-эпидемиологиялық салауаттылығы саласындағы уәкілетті органмен келісілген токсикологиялық сипаттамалары болуы тиiс бұрғы және цемент ерiтiндiсiн дайындау (өңдеу) үшін қолданылатын химиялық реагенттер пайдаланылуы мүмкін. Сулы көкжиектердің астасу аралығы берік оқшауланады.

348. Жұтылу жағдайларында ұңғымаларды бұрғылау кезiнде құрамында шаруашылық –ауыз суы бар ерітінділер мен материалдардың қатқа түсуіне жол берілмейді. Бұл ретте тез қататын қоспалар, әртүрлi құрылғылар және технологиялық процестер, сондай-ақ бұрғылаудағы көбiктi, ауалы ерiтiндiлер және басқалар пайдаланылады.

349. Ұңғымаларды сынау алдында мыналар тексерiліп, қамтамасыз етiледі: берiктiлiгi және шығу жүйесiнiң сенiмдiлiгi, ұңғымаларды сынау (сеператорлардың) өнiмдерiн бөлу қондырғысы, мұнай қоймаларының судан оқшаулануы алау, өлшеу құрылғысы, сыйымдылықтар, айырғыштың алаңы және оның қоршалуы.

350. Ұңғымаларды сынау процесінде өндiрiлген мұнай, конденсат, минералданған су ыдысқа жиналып, белгiленген тәртіппен келiсiлген жерлерге жөнелтiледi. Теңізде барлау (бағалау) ұңғымаларын сынау кезінде жағдайларды қоспағанда, экологиялық сараптама қортындылары бойынша көмірсутектерді алауда жағу қоршаған орта үшін кәдеге жаратудың ең қауіпсіз әдісі деп танылды.

351. Кен орнын игеруге дайындау кезiнде барлық мұнай-газ қаттарын сынамалау бойынша оларда судың болуына жұмыстар жүргiзiледi. Осы қаттарды сынамалау кезінде су алған жағдайда, олардың химиялық және газ құрамын зерттеу, судың түсу көзін нақтылау жөнінде зерттеу жұмыстары жүргізіледі және қажет болған жағдайда, оқшаулау жұмыстарынан кейiн оларға қайта сынамалау жүргізіледі.

352. Пайдалану бағанасының сыртындағы цемент ерiтiндiсiнiң көтерiлу биiктiгi жер қойнауын қорғау жобасы мен талаптарына жауап берсе, онда ұңғымаларды игеру және сынау жұмыстары орындалады.

353. Жоғарғы қысымды, атқылау және ашық шапшылау қаупi бар қаттарды аршығанда, ұңғыманың орнатылған сағасы атқылауға қарсы жабдықпен, ұңғыманы бұрғылауға арналған техникалық жобаға сәйкес жуу сұйықтығын қолдану арқылы жүргізуі қажет.

354. Күкiртсутекті қаттарды аршу персоналдың қатты бұрғылау мен аршуға дайындығы тексерiлгеннен және белгіленгеннен кейін және көмірсутегі шикізатының (ашық субұрқақ) авариялық шығарындысы жағдайында мүмкін болатын газданушылық аймағында жұмысшылар мен тұрғындарды қорғау жөніндегі іс-шаралардың орындалуын тексергеннен кейiн жұмысты жүргізуге жауапты тұлғаның басшылығымен жүргізіледі.

355. Мұнай-газ көріністері байқалған кезде ұңғыманың сағасы саңылаусызданады және одан әрі аварияларды жою жоспарына сәйкес жұмыстар жүргiзіледi.

356. Ұңғымада күкiртсутегiнің болуы кезінде бұрғылау ерiтiндiсi күкiртсутегiн бейтараптандырғышпен өңделедi.

357. Өнімдi кәдеге жаратуға мүмкiндiк болмаған жағдайда тұрақты жануын ұстаумен газды ауаға жағусыз немесе бейтараптандырып барлау және пайдалану ұңғымаларын игеруге және зерттеуге жол бермейді.

358. Ұңғыманы игеру және гидродинамикалық зерттеу жөнінде жұмыстың аяқталуы бойынша жұмыс аймағының ауа құрамында күкiртсутегiнiң болуы және саға арматурасының саңылаусыздығы тексерiледi.

359. Мұнай-газ көріністер белгісі байқалған кезде ұңғымада жөндеу жұмыстары дереу тоқтатылып, ұңғыма бейтараптандырғышпен өңделген сұйықпен қайта бастырылады.

360. Техникалық себептермен бұрғылау аяқталмаған ұңғымаларда (авария немесе сапасы төмен желі) бұрғыланған бөлінісінде мұнай-газды су қаты анықталса, онда сол қаттардың арасында көмірсутекті шикізат пен сұйықтықтың құйылысын болдырмау мақсатында оқшаулау жұмыстары жүргізіледі.

361. Көмірсутек негізіндегі бұрғылау ерітінділерін қолдану кезінде қоршаған ауа ортасының (әктас-битум, инвертті-эмульсия және басқалар) газданушылығын болдырмау жөнінде шаралар қабылданады. Газданушылығын бақылау үшін роторда, ерітінді дайындау блогында және сорғы үй-жайда ауа ортасына өлшеу жүргізіледі, ал газданушылық байқалған кезде оны жою жөнінде шаралар қабылданады.

362. Ашық субұрқақты тоқтату жөніндегі жұмысты белгiленген тәртiппен жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті орган құрған штаб әзірленген арнайы жоспар бойынша жүргiзедi.

363. Бұрғылау қондырғыларын үй-жайлары датчиктен күкiртсутегiне шекті рұқсат етілген концентрациясына жеткенде қосылатын сорма желдеткiштермен жабдықталуы тиіс.

364. Ұңғымаларды бұрғылау, игеру (сынау) және жабдықтарды бөлшектеу жұмыстары аяқталғаннан кейін жобалау шешiмiне сәйкес жер учаскесiн қалпына келтiру (рекультивация) жөнінде жұмыстар жүргiзiледi.

365. Ең шеткi пайдалану ұңғымасынан, сондай-ақ көмірсутегі шикізаты кен орнының әрбір объектісінен, өлшемi қазiргi санитарлық қағидалар бойынша белгіленетін санитарлық-қорғау аймағы анықталады. Күкiртсутегi бар көмірсутегі шикізаты кен орындары үшін мүмкін болатын авариялық шығарындылар көлеміне және күкiртсутегiнiң шашырауы жағдайларына сүйене отырып, санитарлық-қорғау аймағы анықталады.

366. Сейсмикалық белсенділіктің нақты ошақтарын айқындау және олардың кеңiстiкте уақытша жылжу заңдылығын зерттеу, жер сiлкiнiсiнiң механизмiн анықтау, сейсмобелсенді аймақтарды, сондай-ақ мүмкін болатын жер бетінің отыруын сенімді трассалау мақсатында кен орындарын игеру ауданының сейсмикалық және геодинамикалық режимiн қадағалау жүзеге асырылады.

367. Өндiру және айдамалау ұңғымаларын игеру мен пайдалану көмірсутек шикізатының ашық атқылауына, айдалынатын судың шығын болуына жол бермейтін ұңғыманы тиістi жабдықтау кезінде жүргiзiледi.

368. Ұңғыма түрлерін пайдалану құбырларының саңылаусыздығының бұзылуымен, қатаралық ағындардың болуымен, құбыр сыртындағы цемент тастарының болмауымен, сағалық ернемектiк қосылыстарын өткізумен, сондай-ақ ақаулы ұңғымаларды игеруге, сынауға және пайдалануға жол бермейді.

369. Ақаулы ұңғымалар бөлігін жоюды құбыр сыртындағы көтерiлмеген цемент немесе қосалқы ұңғыманың жаңа сенімді конструкциясын бұрғылаумен кондукторды қосатын ұңғымалар қорын оңалту жөнiндегі іс-шаралар орындалады. Бұрғыланған ұңғыма қорын оңалту бірінші кезекте санитарлық-қорғау аймағында орналасқан ақаулы ұңғымаларда жүзеге асырылады.

370. Әрбір жаңа кен орнында көмірсутек шикізатын өндiруді күшейтудің кез келген әдісін практикалық жүзеге асыру ұңғыманың колонна бүтіндігін және цемент қоршауын қамтамасыз ететін негiзгi процесс параметрлерін негіздеу мақсатында жүргізілген эксперементальді зерттеулер болады.

371. Көмірсутек шикізатының кен орындарын игеру кезінде химиялық реагенттердi (индикаторларды) қолданудың қажетті жағдайы шоғырдың геологиялық құрылымын және гидрогеологиялық жағдайын зерделеу болып табылады.

372. Қатқа әсер ету үшін химиялық реагенттерді таңдау кезінде олардың қауіптілік сыныбын, судағы ерігіштігін, ұшпалығын ескеру қажет.

373. Ұңғыманы және негiзгi технологиялық операцияны жүргізуге, ұңғыманы жөндеуге, зерттеуге, бұзылған немесе тексерiлмеген бiтеме-реттеушi аппаратураларды, механизмдердi, агрегаттарды пайдалануға жабдықтарды дайындау кезінде туындайтын химиялық реагенттердің және мұнайдың мүмкін болатын жылыстауы мен төгiлуiнің, негізгі процесті жүргізу технологиясының бұзылуының, пайдалану құбырлары саңылаусыздығының алдын алу қажет.

374. Ингибиторлар қатына тұз шөгiндiлерiн және парафин шөгiнділерін, беткі-белсенді заттарды, дэмульгаторларды айдағанда, олардың жер үстiне тасып төгiлуiне жол бермеу үшiн мамандандырылған техника ғана пайдаланылады.

375. Ұңғыманы бұрғылағаннан, жерасты және күрделі жөндегеннен кейiн игеру сұйықтықтың төгілуін, ашық атқылауын болдырмайтын саңылаусыздандыратын құрылғымен ұңғыманы жабдықтау кезінде жүргізілуі қажет.

376. Пайдалану (өндіру) ұңғымасын сумен толтыру кезiнде оны бақылаудан басқа, колонна арқылы ұңғымаға су ағынының орнын, сулану көзін және оның астасу тереңдiгін белгілеу мақсатында арнайы геофизикалық және гидрогеологиялық зерттеулер жүргізіледі.

377. Өндiруші ұңғымаларды пайдалануды тоқтату туралы мәселенi шешу көмірсутек шикізаты кен орындарын игеру және ұңғымаларды пайдалану тиімділігі шегін белгілеу бойынша қолданыстағы ережеге сәйкес қабылданады.

378. Егер кен орнын игеру кезiнде жер қойнауындағы көмірсутек шикізатының қайтарымсыз жоғалуына әкелуі мүмкін көмірсутек шикізаты мен судың жерасты жылыстау немесе қатаралық ағындарының белгiсi байқалса, онда жер қойнауын пайдаланушы қат флюидтерінің ретсiз қозғалысының себебiн ақау байқалғаннан кейін бір жыл ішінде белгілейді және жояды.

379. Газды кешендi дайындау қондырғыларына қосылған пайдалану ұңғымалары атмосферада газ шығарындысынсыз және жағусыз бақылау сепараторларын пайдалану арқылы зерттелуi тиіс.

380. Күкіртсутегі әсері жағдайында пайдаланылатын технологиялық, ұңғымаішілік жабдықтарды, пайдаланатын және лифтілік бағаналарды коррозиядан қорғау үшін коррозиялық-берік маркалы болат және коррозия ингибиторлары қолданылуы, сондай-ақ коррозия ингибиторын қолданбай-ақ, тоттанбайтын коррозиялық-берік болат, арнайы жабын және өнімнің коррозиялық белсенділігін азайтатын технологиялық әдістер қолданылуы тиіс.

381. Коррозиялық белсенді ортада пайдаланылатын, ұңғымаішілік жабдықтар, технологиялық аппараттар, шеген құбырлары және басқа да жабдықтар, сульфидтік шытынауға берік болуы тиіс.

382. Қондырғыларда, үй-жайларда және өнеркәсіптік алаңдарда, жұмыс аумағына күкіртсутегінің тарау мүмкіндігі болғанда, ауа кеңістігін автоматты стационарлық газды сигналмен, сондай-ақ күкіртсутегінің жиналу мүмкіндігі бар жерлерде кезеңдік газды сигналберушілермен немесе газ талдауыштармен бақылау жүзеге асырылады.

383. Қат қысымын қолдау жүйесінің сенiмдiлiгiн арттыру жөнінде шаралар қабылданады. Қолданыстағы ағынды сулардың суағызғысы қызмет көрсетудің және барлық суағызғының ингибиторлық қорғаудың жоғарғы мерзімімен ауыстыру қамтамасыз етiледi және ағынды суларды айдау, сондай-ақ өтетін су құбырын электрохимиялық қорғау жүзеге асырылады.

384. Мұнаймен бірге өндірілген қат сулары қатты өлшенген заттар мен судағы мұнай өнімдері құрамының нормаларына сәйкес тазартуға жатады, қаттың қысымды ұстау жүйесінде пайдаланылады немесе жұтылу горизонттарына көму мақсатында айдалады.

Қажет болған жағдайда өнiмдi қаттарға айдалған суды мұнай мен судағы күкiртсутегiнің түзілуіне әкелетін оның күкiртсутегi бактерияларымен зақымданбауының алдын алу мақсатында антисептиктермен өңдеу жүзеге асырылады.

385. Қат суларын далаға, жоғары су көздерiне ағызуға, жерасты суларын ластауға әкелетін жерасты горизонттарға айдауға, сондай-ақ құрамында күкiртсутегi бар сұйықтарды бейтараптандырмай ашық кәріз жүйесіне ағызуға жол берілмейді.

386. Күкiртсутегiнің жоғары құрамы бар қат суы жабық ыдыстарда өңделуi және ұсталуы тиіс.

387. Өнеркәсіптік ағындарды жер астына көму оларды шаруашылық-ауыз су, бальнеологиялық мақсаттар үшiн пайдаланылатын немесе пайдаланылуы мүмкін жер асты суы жоқ тоғыту ұңғымаларына, сенімді оқшауланған жұтылу горизонттарына айдау арқылы жүзеге асырылады.

388. Өнеркәсіптік ағындарды жұтылу горизонттарына жер асты көмуге мынадай айрықша жағдайларда ғана жол беріледі:

шоғырларды суландырмай игеру кезінде;

суландыру жүйесiнің құрылысына дейін бастапқы өндiру кезiнде өнеркәсіптік ағынның едәуір мөлшерiн алу кезінде;

өндiрiстiк ағынның жобада қаралған мөлшерден артық болғанда және оларды басқа кен орындарына тасымалдау тиiмсiз болғанда;

қат суларын гидроминералдық шикiзат ретiнде пайдалану кезінде;

мұнайды кешенді дайындау қондырғысында пайда болған кейбір өнеркәсіптік ағындарды тазартудың ақталмаған күрделі технологиясы кезінде.

389. Өнеркәсіптік ағындарды терең көмуді жүргізу үшін оның аумағында қалдықтарды жинау және жоюға, олардың жер қойнауындағы жағдайы мен орын ауыстыруын бақылауға арналған үстіңгі және жер асты құрылыстары кешені орналастырылатын арнайы объект (полигон) құрылады.

390. Сұйық қалдықтардың шамалы көлемдері үшін және жағымды геологиялық жағдайлардың болуы кезінде қатты гидравликалық жару ақылы терең көму тәсілі қолданылуы мүмкін, оның әлсіз өтетін жыныстары сілемінде тоғыту процесінде қалдықтармен толтырылатын жасанды сызаттар жүйесі түзіледі.

391. Терең көму қауіпсіздігі:

геологиялық орта қасиеттерімен, жер қойнауындағы геохимиялық және физика-химиялық процестердің сипатымен, сондай-ақ оған айдалатын қалдықтардың техногендік әсерімен;

тау жыныстарында жасанды ыдыстарға немесе коллекторларды өнеркәсіптік қалдықпен толтыру технологиясы;

инженерлік құрылыстардың және бақылау жүйелерінің жағдайымен анықталады.

392. Сұйық қалдықтарды көмуге тыйым салынады. Сұйық қалдықтар қоршаған ортадағы болбыр тау жыныстарының ылғалдылығына дейін сорғытылуға немесе қатайтылуға тиіс.

393. Кәсіпшілік аумағында мұнай шлам қамбаларын орналастыруға жол берілмейді, бар шлам жинақтағыштардың ішіндегісі қайта өңдеуге немесе кәдеге жаратуға жатады, кейіннен жойылған қамбалардың аумағындағы жер қайта қопсытылады.

394. Жер қойнауын пайдаланушы жер асты суларының жағдайына инженерлік ұңғымалар желісі арқылы (кен орнының периметрі бойынша), сондай-ақ шлам жинақтағыштары орналасқан ауданда бақылауды жүзеге асырады.

21. Қатты және кең таралған пайдалы қазбаларды барлау

395. Жер қойнауын пайдаланушы пайдалы қазбаларға барлау жүргізу кезінде мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:

барлауға құқық жеңілдетілген тәртіппен берілген жер қойнауын пайдаланушыларды қоспағанда, геологиялық барлау жұмыстарын жобалық құжаттарға және жұмыс бағдарламасына сәйкес жүргізуді;

геологиялық барлау жұмыстарының барлық кезеңінде келісімшарттық аумақ шегіндегі барлық негізгі және ілеспе пайдалы түрбөлшектерді зерттеу;

геологиялық барлау жұмыстары кезеңділігін жүргізу бірізділігі;

зерттелетін жер қойнауын пайдалану объектісіне сәйкес барлау әдістемесінің, барлау торабы тығыздығының, барлаудың таңдалған техникалық құралдарының сақталуы;

геофизикалық зерттеу, пайдалы қазбаларды сынамалау деректерінің дұрыстығы және олардың кезеңділігі (атызды, кернді, шламды);

сынама алу және іріктеу тәсілдерінің, алу әдістемесінің негіздемесі, талдамалық жұмыстардың сапасы;

барлау деректерінің, сынамаларды іріктеудің және өңдеудің, талдамалық жұмыстардың сапасын бақылау нәтижелерінің болуы;

бүкіл келісімшарттық аумақтағы геологиялық зерттеу және минералдану ауқымын анықтау;

пайдалы қазбалардың сапасын және технологиялық қасиеттерін негізгі және ілеспе пайдалы қазбалардың және оның компоненттері кешенін анықтаумен жан-жақты зерделеу;

геологиялық құжаттаманың (сынамалау жоспарларының, геологиялық карталардың және оларға қималардың) орындалуы, кенді денелердің, аймақтардың геологиялық шектемелерін тау-кендік барлау қазындыларының кескіндемесін, ұңғымаларды белгілеу;

келісімшарт талаптарына сәйкес келісімшарт аумағын қайтарудың уақтылығы.

396. Сынама алу геологиялық барлау жұмыстарын немесе сынама алуды жүзеге асырушы негізгі ұйымның тиісті геологиялық құжаттамасымен сүйемелденеді.

397. Ішкі және сыртқы геологиялық сынамалау бақылауын жүргізу кемінде тоқсанына бір рет жүзеге асырылады.

398. Іздеу және бағалау жұмыстары кезінде минералогиялық-технологиялық және технологиялық сынамаларды іріктеуге жол беріледі.

399. Кен орындарында кендердің бірнеше өнеркәсіптік түрлері болған кезде технологиялық сынаманы алу және оларды зерттеу кеннің әрбір түріне жеке жүргізіледі.

400. Барлау жұмыстарын жүргізу минералдық шикізаттың ақталмаған шығындарын және оның сапасын төмендетуді болдырмайтын әдістермен және тәсілдермен жүзеге асырылады.

401. Барлау жүргізу процесінде өткен барлық барлау қазылымдары құжаттанады. Геологиялық құжаттамада жер қойнауын дұрыс зерттеу үшін қажетті барлық бөлшектер көрсетіледі.

402. Бағалау жұмыстары үдерісінде бекітілген жобалық құжаттардың негізінде кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіруді жүргізуге жол беріледі.

22. Қатты және кең таралған пайдалы қазбаларды өндіру тәртібі

403. Өндіруге жер қойнауын пайдалану құқығына ие жер қойнауын пайдаланушы пайдалы қазбалар қорының мемлекеттік сараптамасын өткізгеннен кейін ғана өндіруді бастайды. Пайдалы қазбалардың барланған қорларын игеру пайдалылығы туралы мемлекеттік сараптаманың қорытындысы мемлекеттік теңгерімге алудың негізі болып табылады.

404. Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде жер қойнауын пайдаланушы:

лицензиялық-келісімшарттық талаптар мен бекітілген жобалау құжаттары шешімдерінің орындалуын;

келісімшарт аумағы шектерінде игеруге жататын жер қойнауынан барлық пайдалы қазбалардың барынша және экономикалық мақсатты алынуын;

өнеркәсіптік маңызы бар оқшауланған кенді денелерді, тақташаларды игеру мүмкіндігі;

кен орны қорын оларды өңдеу қиындығына әкелетін қауіпті техногендік процестердің білінуінен, өнеркәсіптік бағасының төмендеуінен, пайдалы қазбаларды алу толықтығы мен сапасының төмендеуінен қорғауды;

кен орнын игеру кезінде жер қойнауынан алынған және қалған негізгі және бірге астасқан пайдалы қазба қорларының, минералдық шикізат және өндіріс қалдықтарын қайта өңдеу өнімдерінің дұрыс есебін;

пайдалы қазбаларды өндірудің және бастапқы кен өңдеудің барлық кезеңдерінде жер қойнауының минералдық ресурстарын ұтымды және кешенді пайдалануын;

іріктеп игеруге жол бермей, пайдалы қазбалардың жер қойнауынан толық алынуы;

пайдалы қазбалар қорларының аршылған, дайындалған және алуға дайын нормативтерінің сақталуын;

өнеркәсіптік және тұрмыстық қалдықтарды жинау және орналастыру кезінде олардың су жинау алаңдарында және пайдалы қазбаларға астасқан жерлерінде жиналуын болдырмау мақсатында экологиялық және санитарлық-эпидемиологиялық талаптарды;

пайдалы қазбалар қорларының шамасын және құрылымын дұрыс бағалау үшін жер қойнауын алдын ала геологиялық зерделеудің толықтығы;

кен орнын игеру кезінде бекітілген кондицияның сақталуын қамтамасыз етеді.

405. Болашақта олардың алынуы кезінде қиындықтарды, осы қорлардың толық немесе ішінара жоғалуын туындататын пайдалы қазбалар қорларының қалуына жол берілмейді.

406. Көп компонентті минералдық шикізатты экономикалық тиімділікпен есепке алып оны кешенді пайдалануды қамтамасыз етпей, өңдеуге жол берілмейді.

407. Өндірілген пайдалы қазбалардың көлемі мен сапасының геологиялық және маркшейдерлік деректерін өңдеу өндірісінің есептік деректері бойынша түзетуге жол берілмейді.

408. Аршу және дайындау-кесу жұмыстарын жүргізудің таңдап алынған тәсілдері, көлемдері мен мерзімдері аршылған, дайындалған және алуға дайын қорларының белгіленген нормативтерін қамтамасыз етуі тиіс.

409. Аршу және дайындау тау-кен қазылымдарын жүргізу кезінде пайдалы қазбаларды қоса өндірумен жер қойнауын пайдаланушы:

бірге астасатын түрлі сортты, түрлі сапалы және түрлі типтегі пайдалы қазбаларды жеке алуын жүргізеді;

оларды өндіру мен шығындарының есебін жүргізеді;

өндірілген пайдалы қазбалардың тұтынғанға дейін бөлек жиналуын және сақталуын қамтамасыз етеді.

410. Кен орнын (шахта алаңын) аршу және игеру процесінде пайдалы қазбалардың балансты және баланстан тыс қорларымен оған жанасқан дене учаскелерінің (қаттар, кен шоғырлары) бүлінуіне жол берілмейді.

411. Пайдалы қазбалардың алуға дайын қорларының көлемі мен сапасының, пайдалану шығындарының және құнарсыздануының нормативтері алыну бірліктері бойынша белгіленуі тиіс.

412. Кен орнын барлық тау-кен дайындау қазылымдарын игеруге дайындау кезінде пайдалы қазбалардың сақталуын және алыну толықтығын, сондай-ақ тау-кен жұмыстарын жүргізу қауіпсіздігін қамтамасыз етуші ашық қазба жобалау шектемесіне жанасатын жерлерінде жүргізіледі.

413. Кен орнын ашық және жер асты тәсілімен құрамдастырып игеру кезінде пайдалы қазбалардың негізделмеген шығындарының алдын алу және тау-кен жұмыстарын жүргізу қауіпсіздігін қамтамасыз ету мақсатында жобалау құжаттарында көзделген арнайы іс-шаралар әзірленеде.

414. Өндіру жұмыстары процесінде жер қойнауын пайдаланушылар:

пайдалы қазбалардың алуға дайын қорларының көлемі мен сапасын, пайдалану шығындарының және құнарсыздануының нормативтерін алыну бірліктері бойынша белгілейді;

тазарту кенжарларында жүйелі геологиялық қадағалау жүргізеді және тау-кен жұмыстарын жедел басқару үшін уақтылы геологиялық болжауды қамтамасыз етеді;

өндіру және шығындар нормативтерінің есебін әрбір алыну бірлігі бойынша жүргізеді;

пайдалы қазбалардың уақытша белсенді емес қорларының құрылуына, бекітілген жобалау құжаттарында көзделгендерді қоспағанда, қосылатын тау жыныстарының контактілерінде және кіші қалыңдықты дене учаскелерінде (шоғырларда, қаттарда) шығындарға жол берілмейді;

нормативтен жоғары шығындарды және құнарсыздануды болдырмау жөніндегі іс-шараларды әзірлейді және жүргізеді;

жұмыстарды жобалау құжаттарының күнтізбелік кестесіне сәйкес жүргізеді;

өндірістік барлауды және сынамалауды жүргізеді;

жобада көзделген шоғыр, тау-кен қазылымдарының орындарын, сақтандырғыш тұтаспасын, технологиялық өтімділік жүйесінің бағыттары мен өлшемдерінің сақталуына бақылауды жүзеге асырады;

сынамалауға геологиялық бақылау жүргізеді (сыртқы және ішкі бақылау), бұл ретте сыртқы бақылауды тоқсан сайын сынамалаудың жалпы көлемінен 5 пайызы кем болмауы тиіс көлемде жүзеге асырылуы тиіс;

тау массиві, геологиялық-тектоникалық бұзылыстар және кен орнын игеру кезінде туындаған басқа да құбылыстардың жағдайына тұрақты бақылау жүргізеді;

тау-кен геологиялық және тау-кен техникалық шарттарының өзгеруін осы Қағидаларға қосымшаға сәйкес нысан бойынша жасалған актіде, өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы жер қойнауын зерделеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті органдардың аумақтық бөлімшелерінің жобалық құжатты әзірлеген жобалау ұйымының және өкілдерін тарту арқылы белгілейді.

415. Өндіру (тазарту) жұмыстарын жүргізу кезінде мыналарға:

пайдалы қазбалар баланстық қорларын негізделмеген шығындарына әкелетін кенорнының мол немесе жеңіл алынатын учаскелерін іріктеп игеруге;

пайдалы қазбалар қорларының оларды болашақта алу кезінде қиындық тудыратын осы қорлардың толық немесе жартылай жойылу шығындарының қалуына;

пайдалы қазба қорларының олардың шығындарына әкелетін табыс табу;

нормативтен жоғары шығындар мен құнарсыздануына;

алыну бірліктерінің белгіленген мерзімдерінің бұзылуына жол берілмейді.

416. Кен орнын аршу, дайындау және өндіру жұмыстары, оның ішінде тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру жобалау құжаттарына сәйкестікте жүргізілуі тиіс.

Осы Қағидалардың 415-тармағында көрсетілген актімен расталған тау-кен геологиялық және тау-кен техникалық шарттары өзгерген кезде жобалау құжаттарына 18 ай ішінде белгіленген тәртіпте тиісті толықтырулар мен өзгерістер енгізіледі.

Егер бекітілген жобаларда айқындалған өндіру көлемдері бекітілген жобалау көрсеткіштерінен нақты мәнде жиырма пайыздан аз өзгеретін жағдайда, қатты пайдалы қазбалар бойынша бекiтiлген жобаларға өзгерiстер және (немесе) толықтырулар жобалары жасалмайды.

417. Кен орнын игеру жобасы, пайдалы қазбалардың бекітілген қорларының және берілген тау-кен бөлігі актісінің болуы кезінде әзірленеді.

Өнеркәсіптік игеру жобасы, келісім шарт мерзімі шегінде Қағидалар талаптарына сәйкес оның орындалуына қарай мыналар кезең бойынша әзірленеді.

Кен орнын игеруге жобалау құжаттарында қарастырылады:

жер үсті және жер асты құрылыстарының орналасуы; пайдалы қазбалар кен орнын аршу тәсілдері мен игеру жүйесі; қорларды өтеу кезектілігінің тәртібі; негізгі және олармен бірге астасатын пайдалы қазбалардың теңгерімдік қорларын жер қойнауынан барынша толық, кешенді алуды, ұтымды және тиімді пайдалануды қамтамасыз ететін өндірістік процестерді механикаландыру және автоматтандыру құралдарын қолдану;

жобалық көрсеткіштер: аршу көлемдері, өндіру көлемдері, күрделі тау-кендік, тау-кен-даярлық, кесу, пайдалану-барлау және толтыру жұмыстарының көлемі, өндіру кезіндегі еңістік бұрыштары (игеру кезінде, өтеу кезінде);

келісімшарттық аумақ шектерінде кен орны қорларын толық игергенге дейінгі мерзімде пайдалы қазбалардың өндіру көлемдерімен және сапа көрсеткіштерімен тау-кен жұмыстарының күнтізбелік кестесі;

шығын және құнарсыздану нормативтерінің негіздемесі;

уақытша белсенді емес қорлары, олардың түзілу себептері және олардың белгіленген жою мерзімдері туралы мәліметтер;

пайдалы қазбалар қорларының аршылған, дайындалған және алуға дайын нормативтерінің негіздемесі;

жер қойнауынан пайдалы қазбаларды алудың ұтымды деңгейін қамтамасыз ететін алыну бірліктерінің қолайлы параметрлерінің негіздемесі;

жер қойнауындағы немесе кейіннен оларды өнеркәсіптік игеру үшін теңгерімнен шектелген қорларды сақтау немесе қоймалау;

құрылыс материалдарын өндіру үшін құрылыс материалдары немесе шикізат ретінде тау-кен қазылымдарын толтыру үшін өндірістің қатты қалдықтарын пайдалану мүмкіндігі;

кондицияланбаған өнімдерді және өндіріс қалдықтарын оларды кейіннен пайдалану мақсатында бөлек қаймалау;

үйінді өнімдерімен аз шығындарын қамтамасыз ететін негізгі пайдалы компоненттерді оңтайлы алу;

ең жоғары тік алынуын қамтамасыз ететін концентраттардағы пайдалы компоненттерінің оңтайлы құрамын анықтау;

ілеспе компоненттерін бөлек өнім түрлеріне бөлу;

минералдық шикізатты, оның өңдеу технологиясын басқару және тиімділігін арттыру мақсатында жүйелі сынамалау;

жер қойнауын, техногендік минералдық түзілімдерді геологиялық зерделеу (егжей-тегжейлі және пайдаланымдық барлау) геологиялық және маркшейдерлік жұмыспен қамтамасыз ету;

дренаждық суларды, аршу және жанас жыныстарды ұтымды пайдалану;

өндірістік қалдықтарды зиянсыз ету немесе көму;

жер қойнауын пайдалануға байланысты жұмыстардың зиян келтіруінен, өндірістік персоналдың және тұрғындардың, ғимараттардың және құрылыстардың, қоршаған орта объектілерінің қауіпсіздігін қамтамасыз ететін шаралар;

жер қойнауын пайдалану жөніндегі операциялардың салдарын жою және бұзылған жерлерді қайта өңдеу жөніндегі шаралар;

пайдалы қазбалар шығындарының алдын алу жөніндегі іс-шаралар;

бастапқы өңдеуге жататын жұмыстар тізбесі;

өндірілген және өңделген минералдық шикізат көлемі мен сапасының дұрыс есебі бойынша техникалық құралдар және іс-шаралар, сондай-ақ олардың шығындары мен өндіріс қалдықтары;

мынадай негізгі көрсеткіштерді қамтыйтын, техникалық-экономикалық негіздеме:

минералды шикізат шығысының нұсқауымен алғашқы қайта өңдеу өткен жұмыс көлемі;

кен орнын игеру үшін қажетті инвестициялардың есептері;

кен орындарын пайдаланудың шығындары;

салықтар және басқа да төлемдер;

өнеркәсіптік пайдаланудың кірістері мен шығындарының есептері.

Қабылданатын техникалық шешімдер тиісті графикалық құжаттамасыменн сүйемелденеді.

Жер қойнауын пайдаланушыға лицензияның немесе келісімшарттың талаптарымен ұсынылған пайдалы қазбалар қорларын жер қойнауында қалдыруға жол берілмейді.

418. Олардың өнеркәсіптік маңызының жойылуына немесе толық жоғалуына әкелетін кен орындарының, кенді денелердің және шоғырлардың ең мол жерлерін және жеңіл жететін учаскелерін іріктеп игеруіне әкелетін аршу және игеру жүйесінің нұсқаларына жол берілмейді.

419. Егер пайдалы қазбалардың теңгерімдік қорларының, негізгісімен бірге астасатын игеруі жобада көзделмесе, құзыретті органның келісімі бойынша пайдалы қазбалармен бірге астасатын өндіру және оларды келешекте пайдалану үшін арнайы үйінділерге қатпарлау тәртібі мен жағдайын қарастыратын негізгі жобаға толықтыру әзірленеді.

420. Екі және одан көп жер қойнауын пайдаланушының пайдалы қазбалардың ірі кен орындарын игеруге негізгі және бірге астасатын пайдалы қазбалар қорларын жер қойнауынан барынша толық алуын, сондай-ақ бірге өндірілетін және уақытша пайдаланбайтын пайдалы қазбалардың есебі және сақтау бойынша шараларды қамтамасыз ететін кен орнын шахталық (ашық қазба) алаңдарына тиімді бөлуді, шахталық (ашық қазба) алаңдарын құру және іске қосу кезектілігін қарастыратын кен орнын игерудің кешенді жобасы әзірленіп жатыр.

421. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру жобасы мыналарды қамтуы тиіс:

осы учаскеде пайдалы қазбалардың кен орны бойынша орташасы негізгісінен жоғары болмайтын құрамымен жұмыс жүргізу үшін беру учаскесін таңдауды;

тау-кен геологиялық жағдайлары мен минералдық шикізат сапасы туралы қосымша деректерді игеру және алу процестерін бақылау бойынша зерттеулер кешені;

сынамаланатын технологияның тиімділігін бағалау үшін қажетті тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру ұзақтығын;

тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру технологиясын;

технологиялық жабдықтарға, машиналар мен механизмдерге қажеттілігін;

тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру кезінде пайдалы қазбаларды өндіру көлемін;

тәжірибелік-өнеркәсіптік өндірудің болжанатын технологиялық және экономикалық тиімділігін.

Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру көлемі мен мерзімдері жер қойнауының алдын ала мемлекеттік сараптамасының нәтижелері бойынша белгіленеді.

422. Жобалау құжаттарының негізінде әрбір алу бірлігіне, олардың игеруіне жергілікті жоба әзірленуде. Алу бірлігін игерудің жергілікті жобасы жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі және өнеркәсiп қауiпсiздiгi саласындағы уәкілетті органдардың аумақтық бөлімшесімен келісіледі.

423. Алу бірлігінің локальдық жобасында техника-экономикалық есептер мыналарға негізделеді:

алу бірлігінің оңтайлы параметрлері, пайдалы қазбалардың шығын және құнарсыздану нормативтері, алыну бірлігінің шекті игеру мерзімдері;

қажетті толықтығын және дұрыстығын қамтамасыз ететін пайдалы қазбаларды белгілеу әдістері мен өндіру есебі.

Пайдалы қазба қорларының жағдайын және жылжу есебін, шығындар және құнарсыздану көрсеткіштерінің нақты орындалуын және тау-кен жұмыстарының жағдайы көрініс табатын әрбір алу бірлігіне паспорт жүргізіледі.

Өндіру есебі әрбір алу бірлігі бойынша жүргізіледі.

424. Игеру жобалары:

кен орнының немесе оның жекелеген учаскелерінің геологиялық, технологиялық ерекшеліктерін нақтылау және қорларды олардың зерттелу дәрежесі бойынша ең жоғары санаттарына аударуды;

тапсырмаларды орындау үшін қажетті геологиялық, гидрогеологиялық және инженерлік-геологиялық жұмыстарды жүргізу және зерттеу әдісі мен технологиясын;

пайдалы қазбалар қорларының болжанатын өсімін қарастыратын кен орнын толық барлауды қосуы мүмкін.

425. Кен орындарын игеру кезінде жер қойнауы, тау-кен қазылымдары, ойық және үйінді еңістері, топырақтардың және кентіректердің жағдайын, олардың деформациясын уақтылы анықтау, қызмет көрсету параметрлері мен мерзімдерін белгілеу, пайдалы қазбалар шығындарын азайту мақсатында, сондай-ақ тау-кен жұмыстарын жүргізудің қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін жүйелі қадағалау жүргізіледі.

426. Өндіру жұмыстары геологиялық және маркшейдерлік қызметтермен сүйемелденеді:

толық көлемде және сапалық деңгейде белгіленген геологиялық және маркшейдерлік құжаттаманы жүргізеді;

тазарту жұмыстарын жүргізу кезінде пайдалы қазбаларды толық және сапалы алу көрсеткіштерінің есебін және дұрыстығын бағалауды жүргізеді;

пайдалы қазбаларды ұтымды және кешенді пайдалануды, тау-кен жұмыстарын тиімді және қауіпсіз жүргізуді, тау-кен игеру әсерінен ғимараттарды және құрылыстарды қорғауды қамтамасыз ету үшін маркшейдерлік жұмыстарды жүргізеді;

жер үстінің, тау жыныстары массивінің қозғалуы және ашық қазба жағалауларының тұрақтылығына бақылау жүргізеді;

қорлардың жағдайын және қозғалуының, шығындар мен құнарсыздануының, сондай-ақ бірге өндірілетін пайдалы қазбалардың және пайдалы компоненттері бар өндірістік қалдықтардың есебін қамтамасыз етеді;

кен қазылымдарын түсіру және өлшеу, қазу қуаттарының, жарылған кен салмағының көлемі мен санының есебін қамтамасыз етеді;

әрбір алу бірлігі бойынша өндіру және шығын есебі кітабын жүргізеді, бастапқы мәліметтерді анықтау бойынша геологиялық-маркшейдерлік жұмыстардың барлық түрлерін үйлестіреді және бағалайды;

келісімшарт аумағы шектерінде пайдалы қазбалардың астасатын алаңдарында өз еркімен құрылыс салуына жол берілмейді.

427. Бекітілген қорлармен және игеру кезінде алынған нақты деректердің айырмашылығы болған жағдайда барлау мен өндіруді салыстыру материалдары жер қойнауының мемлекеттік сараптамасына ұсынылады.

428. Жер қойнауын пайдаланушы пайдалы қазбалардың, әр жылдың бірінші қаңтарындағы жағдай бойынша қорлардың алғашқы және жиынтық есебі негізінде қорлардың жыл сайынғы есептік теңгерімі жасалады. Оған қорлардың, олардың өсу нәтижесінде өзгеруін, сондай-ақ өнеркәсіптік маңызын жоғалтуы ретінде немесе кейінгі геологиялық барлау жұмыстарында және кен орнын игеруде расталмаған шығынға жазуды негіздейтін материалдары қоса беріледі.

429. Негізгі және олармен бірге астасатын пайдалы қазба қорларының және оның ішіндегі құрамдастарын зерттеу дәрежесі бойынша жоғары санаттарына өсуі және ауыстыруы, олардың нақты геологиялық материалдары бойынша есептелгені негізінде жүргізіледі және бекітіледі.

430. Барлық техногендік минералдық түзілімдер, қалдықтар және өңдеу өнімдері (қалдық және шлам қоймалары, таусылған кен, тау жынысы, қож үйінділері және тағы басқалары), белгіленген заңнамалық тәртіпке сәйкес паспорттауға және есепке алуға жатады.

431. Өңдеуге белгіленген минералдық шикізаттардың ұтымды және кешенді пайдалануына қойылатын талаптар:

өңдеуге жоспарланған минералдық шикізат жүйелі сынамаланады. Әр технологиялық сынамаға алыну жөнінде акт жасалады және паспорт толтырылады;

өңдеу кәсіпорнына түсетін әр минералдық шикізат партиясы технологиялық түрлері, сорттары және ондағы негізгі және ілеспе компоненттерінің құрамы бойынша бөлумен шикізаттың саны мен сапасын көрсетумен сертификаты (паспорты) болуы тиіс;

өңдеу кәсіпорнына минералдық шикізаттарды жеткізудің тәртібі және ырғақтылығы, алдын ала теңелетінін немесе араластыруын жүргізу үшін қажетті қор құруды көздейді;

өңдеу кәсіпорнына түсетін бастапқы шикізат көлемін анықтау өлшеумен жүзеге асырылады.

432. Көп құрамды минералдық шикізатты оны кешенді пайдалануды қамтамасыз етпестен өңдеуге жол берілмейді, егер ол жобада көзделмесе.

433. Егер қолданылатын технология өңдеудің басқа тәсілдерін қолдану кезінде мүмкін болатын алу деңгейін қамтамасыз етпесе, пайдалы компоненттердің (пайдалы компоненттердің) жоғары құрамымен минералдық шикізаттарды, концентраттарды, жартылай өнімдерді өңдеуге жол берілмейді.

434. Минералдық шикізатты өңдеу кәсіпорны түсетін шикізаттың есебін, барлық өңдеу өнімдері мен қалдықтары бойынша шығындарды және компоненттерін үйлестіруге есеп жүргізеді.

Деректердің дұрыстығы технологиялық және тауарлық теңгерімді құру арқылы тексеріледі.

434-1. Қағидалардың 430-тармағын қоспағанда, жер қойнауын пайдаланушының немесе өзге де тұлғаның меншігі болып табылатын техногендік минералдық түзілімдерді қайта өңдеуге Қағидалар таратылмайды.

23. Қатты пайдалы қазбаларды игеру және барлау кезінде
авторлық қадағалау

435. Авторлық қадағалауды жыл сайын қабылданған жобалық шешімдерді іске асыру қатты пайдалы қазбаларды өндіруге үшін өндіруге арналған жобалау құжатын жасаған жобалық ұйым жүргізеді.

436. Авторлық қадағалау кезінде игеруді мониторингілеуде алынатын ағымдағы ақпарат пайдаланылады, ал қадағалау нәтижелері жыл сайынғы есеп түрінде жазылады.

437. Авторлық қадағалау бойынша жыл сайынғы есепте мына ережелер көрініс табады:

технологиялық параметрлерінің нақты қол жеткізген мәндерінің сәйкестігі (немесе сәйкес еместігі) көрсетіледі;

нақты және жобалық көрсеткіштерінің арасындағы айырмашылықтар және (немесе) жобалық шешімдерінің орындалмау себептері ашылады;

жобалық шешімдерге қол жеткізуге және игеру жүйесін игеруде анықталған кемшіліктерді жоюға бағытталған ұсынымдар беріледі;

жекелеген жобалық шешімдердің және көрсеткіштердің өзгеруі туралы өндірістік ұйымдардың ұсыныстары (егер ондай бар болса) бойынша қорытындылар беріледі.

438. Барлауға арналған жобаны жасаған жобалау ұйымы қатты пайдалы қазбаларды барлау кезінде жобалау шешімдерінің іске асырылуы үшін авторлық қадағалауды жүргізеді.

қатты пайдалы қазбаларды барлау кезінде жобалау шешімдерінің іске асырылуы үшін авторлық қадағалау кезінде, жұмыстарды жүргізу кезінде ағымдағы ақпарат пайдаланылады, алынатын нәтижелері ақпараттық есеп түрінде ресімделеді.

439. Ақпараттық есепте авторлық қадағалау бойынша мынадай ережелер көрініс табады:

атқарылған жұмыстардың нақты нәтижелерінің жобаға сәйкестігі;

нақты және жоба көрсеткіштері арасында айырмашылық себептері, жобалау шешімдерінің орындалмауы;

жобалау шешімдеріне қол жеткізуге және жұмыстарды орындау кезінде анықталған кемшіліктерді жоюға бағытталған ұсынымдар.

24. Жер асты суларын барлау

440. Геологиялық барлау және пайдалану жұмыстарын жүргізетін жер қойнауын пайдаланушылар:

толық кешенді зерделеу және қайтымсыз су шығынының және ұңғыманы пайдалануда сапалық қасиеттерінің жетіспеушілігінің алдын алуға қол жеткізетін жер асты су кен орындарын ұтымды барлау және өндіру;

су тасымалдаушы қаттардың ластану мүмкіндігін жою;

егер бұл жобада қарастырылмаса, түрлі қаттар суларының ығысу және бір қаттан басқасына (өте төменгі арынмен) ағу мүмкіндігін жою;

жер асты суларын бақылаусыз реттелмей шығуына жол бермеу, ал авариялық жағдайларда су шығынын жою бойынша жедел шаралар қабылдау;

пайдалы компоненттері бар жер асты суларын кешенді пайдалану;

барлау және пайдалану жұмыстары процесінде жарамсыз болып қалған жер учаскелерінде қайта қалпына келтіру жұмыс кешендерін жүргізу.

441. Ауыз су және шаруашылық-тұрмыстық сумен қамтамасыз ету үшін қолданылатын немесе қолданылуы мүмкін жер асты су объектілерінің су жиналатын алаңдарында қалдықтарды, қоқыстарды, зираттарды, мал қорымдарын және басқа да жер асты суларына әсер ететін объектілерді көмуге жол берілмейді.

442. Жерді жер асты су объектілерінің күйіне әсер ететін немесе әсер етуі мүмкін ағынды сулармен суландыруға жол берілмейді.

443. Бұрғылау, оның ішінде өздігінен құйылатын және барлау ұңғымалары, сондай-ақ пайдалануға жарамсыз немесе тоқтатылған ұңғымалар реттеуші құралдарымен жабдықтауға, белгіленген тәртіпте консервациялау немесе жоюға жатады.

444. Өзге пайдалы қазбаларды барлау және өндіруге арналған жер қойнауларын пайдалану кезінде табиғатты пайдаланушы Қазақстан Республикасының заңнамасымен белгіленген тәртіпте жер асты сулары объектілерін қорғау бойынша шараларды қабылдауы және бұл туралы қоршаған ортаны қорғау жөніндегі су қорын пайдалану және қорғау жөніндегі, жер қойнауын зерттеу және пайдалану және халықтың санитарлық-эпидемиологиялық салауаттылығын қамтамасыз ету саласындағы құзыретті мемлекеттік органдарға хабарлауы қажет.

445. Аршылған жер асты су тасымалдаушы горизонттар олардың ластануын болдырмайтын сенімді оқшаулаумен қамтамасыз етіледі.

446. Ұңғымалар ауыз-су және тұрмыстық сумен қамтамасыз ету не болмаса емдік мақсаттар үшін жарамды немесе қолданылатын су тасымалдаушы қатты ластаушы көзі болуы мүмкін жағдайларда, өнеркәсіптік, емдік, минералдық және термалдық ағынды сулардан арылу үшін жұту ұңғымаларын бұрғылауға жол берілмейді.

447. Жоғарғы сыйымдылық қасиетімен сипатталатын және ағын сулардың химиялық құрамымен үйлесетін, сондай-ақ жабын мен табанды су тіректермен оңашалау, көкжиек коллекторын таңдау және зерттеулерден кейін жұту ұңғымаларын бұрғылау жүзеге асырылуы тиіс.

448. Қажетті жер үсті су көздері жоқ және ауыз-су сапасына сай жеткілікті жер асты су қорлары бар аудандарда бұл суларды заңнамалық тәртіпте ауыз су және тұрмыстық сумен қамтамасыз етумен байланысты емес мақсаттар үшін уақытша пайдалануға рұқсат етіледі.

449. Жер қойнауын пайдаланушы ұңғымаларды бұрғылау кезінде:

барлық су тұтқыш горизонттар мен өткізгіш қаттарды оқшаулауды;

барлық құбырлардың саңылаусыздығын және олардың сенімді цементтелуін қамтамасыз етеді.

450. Ұңғымаларды бұрғылау процесінде керн, электрлік каротаж және термокаротаж деректері бойынша анықталған су тұтқыш сипатты барлық қаттар олардан өнеркәсіптік су ағынын алу мүмкіндігін анықтау мақсатында дұрыс зерттелуі тиіс.

451. Сынау кезінде жер асты суларының пайдалы өнім беретін қаттарын аршыған барлау ұңғымалары кен орнын өңдеуге қосу сәтіне дейін толық техникалық тәртіпте сақталуы тиіс.

Егер жақын жылдар аралығында ұңғымаларды пайдалану ұйғарылмаған жағдайда оны консервациялайды.

452. Бұрғылау ұңғымаларын толық немесе ішінара жою не болмаса консервациялау кезінде соңғылары қоршаған ортаны қорғауды қамтамасыз ететін қауіпсіз күйге келтіріледі.

453. Техникалық себептерден бұрғылау аяқталмаған, бірақ қимасында су тұтқыш қаттары бар ұңғымаларда саңылаусыздыққа тексерумен бірге цементті құю жолымен қаттарды оқшаулау тиіс. Цементтеудің қанағаттандырарлықсыз жағдайында ұңғымада оның техникалық жағдайына байланысты оқшаулау-жөндеу немесе оқшаулау-жою жұмыстары жүргізілуі тиіс.

454. Ұңғымада "төменнен жоғары" әдісі бойынша бірнеше өнімді қаттарды кезекті сынау кезінде әрбір объект бөлек сыналуы тиіс. Сынаудан кейін қат оның саңылаусыздыққа тексерілуімен цементті көпір орнату арқылы оқшауланады.

25. Жер асты суларын өндіру

455. Өндіруге арналған жобалық құжат сәйкесінше және жер асты суы кен орындарын өңдеу негізінде жүзеге асырылатын негізгі құжат болып табылады.

Жоба суды пайдалану объектісінің құрылысы және пайдалану үшін барлық қажетті мәліметтерді, оның ішінде алып тасталатын сулардың сапалық көрсеткіштері (химиялық, бактериологиялық, радиологиялық), санитарлық-қорғау және басқа аймақтар мен округтердің өлшемдері және олардың құрамын айқындау шарттарды, учаскенің жалпы геологиялық-гидрогеологиялық жағдайы, жер асты суларының шоғырлану тереңдіктері, жер үсті және жер асты суларының гидравликалық байланыстары, аэрациялық белдеудің литологиялық-фациалдық құрамы туралы, сондай-ақ жерасты суларының бекітілген қорлары мен құралу шарттары туралы мәліметтер, жер қойнауы және жер асты сулары жағдайының мониторингі.

456. Жер асты суларының кен орындарын өңдеу жобасы (орталықтандырылған ауыз су және шаруашылық-тұрмыстық сумен қамтамасыз ету су қақпаларының құрылысы және/немесе пайдалану):

жер асты сулары кен орнының қысқаша геологиялық-гидрогеологиялық сипаттамасын;

пайдалану және бақылау ұңғымаларын орналастыру орындарын белгілеуді;

пайдалану және бақылау ұңғымаларының конструкциясына және аталған ұңғымалар оқпанымен қиылысатын су тұтқыш горизонттарды оқшаулау бойынша жұмыстарға қойылатын талаптарды;

ұңғыма сүзгілерінің конструкциясын сипаттау және ұңғымалар сүзгілік болған жағдайда оларды орнату интервалын белгілеуі;

пайдалану және бақылау ұңғымаларының саға жабдықтарына қойылатын талаптарды;

пайдалану және бақылау ұңғымаларды бұрғылау технологиясына және бұрғылау жұмыстарын жүргізу кезінде бақылауларға қойылатын талаптарды;

сынақ жұмыстарын жүргізуге қойылатын талаптарды;

су қақпасын санитарлық қорғау аймақ белдеулерін ұйымдастыру және құрастыруға және су қақпасын санитарлық қорғау аймағында қорғау режимінің сақталуын бақылауды жүзеге асыру талаптарын;

су қақпасын санитарлық қорғау аймағының шекарасында жерасты суларының режиміне бақылау ұйымдастыру және жүргізуге, әрбір пайдалану ұңғымасына алынған су есебін жүргізуге, ұңғымадағы су деңгейлеріне, құрамы мен қасиеттеріне бақылау жүргізуге қойылатын талаптарды қамтуы тиіс.

техникалық-экономикалық негіздеме мынадай негізгі көрсеткіштерді қамтиды:

минералды шикізат шығысының нұсқауымен алғашқы қайта өңдеу өткен жұмыс көлемі;

кен орындарын игеру үшін қажетті инвестициялардың есептері;

кен орындардын пайдаланудың шығындары;

салықтар және басқа да төлемдер;

өнеркәсіптік пайдаланудың кірістері мен шығындарының есептері.

457. Жерасты суларының су қақпалары жобаларында жерасты су деңгейлерін, шығымдарын, температурасын және химиялық құрамын бақылау үшін бақылау ұңғымаларының режимді торы қарастырылады.

Ұңғымалар жобаларында бұрғылау тәсілдері белгіленеді және олардың құрастырылымы анықталады (тереңдігі, құбыр колонналарының диаметрлері, су қабылдау бөлімінің түрі, сукөтергіштер және ұңғымалар ернеулері), сонымен қатар оларды сынау тәртібі.

458. Жер асты суларын пайдалану кезінде мынадай су жинау құрылыстары қолданылады: су жинау ұңғымалары, шахталық құдықтар, құрамдастырылған су қақпалары, сәулелік су қақпалары, кеніштер шегені.

459. Су жинау құрылыстары, су тасымалдауыштар және су дайындау станциялары тәулігіне максималды суды пайдалануда орташа сағаттық шығынға жабдықталады.

460. Ұңғымалар конструкциясы:

су шығымын, деңгейін өлшеу, су сынамасын алу мүмкіндігін;

ұңғымаларды пайдалану барысында регенерациялау кезінде жөндеу жұмыстарын жүргізуді қарастырады.

461. Минералды сулар кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасы:

су жинау құрылыстарын пайдаланудың оңтайлы режимін және бекітілген пайдалану қорларының шегінде минералды суларды таңдауды қамтамасыз ететін кен орнын өңдеу жүйесін;

пайдалану, резервтік және бақылау ұңғымаларының саны, олардың жұмысының технологиялық режимін таңдау және негіздеу;

минералды суларды шегендеу тәсілі және минералды сулар сапасының сақталуын қамтамасыз ететін су жинау құрылыстарын, айдау жүйелерін, тасымалдау, резервтеу және минералды суларды алдын ала өңдеу (тұрақтандыру, қайнату, суыту және басқа әдістер) тәсілдерін;

минералды су кен орындарын жіті барлау жөніндегі іс-шаралар;

судың химиялық құрамының ерекшеліктеріне байланысты бальнеотехникалық жүйелерді жобалау және пайдалану ерекшеліктері;

барлық тұтынушыларды минералды сулармен үздіксіз қамтамасыз ету және кен орындар пайдаланудың ұтымды жүйесін құру жөніндегі іс-шаралар кешені;

кен орнын жайластыру схемасы;

минералды су кен орындарын өңдеуді бақылау жөнінде гидрогеологиялық қадағалаулар кешені (жер асты суларының мониторингі) және оларды енгізу тәртібі;

минералды суларды таңдау, тасымалдау және пайдалану кезінде шығын нормативтері;

кен орнын бұзылудан және алдын-ала таусылудан сақтау шаралары;

ұңғымаларға техникалық қызмет көрсету және жөндеу жөніндегі іс-шараларды белгілейді.

462. Жер асты суларын су және санитарлық заңнамада қарастырылған жағдайларды қоспағанда, табиғи емдік ресурстары бар шаруашылық қажеттіліктерге пайдалануға жол берілмейді.

463. Ұңғыма құрылымы оның ұзақ уақытқа қызмет етуін, пайдаланудың тиімді тәртібін, түрлі типтегі сорғыштың пайдаланылу тиімділігін және газлифтті (термогазлифтті, термолифтті, парлифтті) күшейту мен қозғауға икемдеуді және тек бір түрдегі минералды суды шығаруды қамтамасыз етуі қажет. Оның құрылымын қиындату және ол үшін құбыралық кеңістікті пайдалану жолымен бір ұңғымадан құрамы жағынан әртүрлі минералды суларды шығаруға жол берілмейді.

464. Оң пьезометриялық деңгейдегі минералдық суларды тарту кезінде ұңғыма құрылымы егер қордың есеп шартымен сәйкес келсе, пайдаланудың есептелген мерзімінде өзі ағатындай етіп қамтамасыз етуі керек.

465. Әрбір тарту құрылғыларының барлық негізгі гидрогеологиялық және гидрохимиялық мәліметтері, оның құрылымы және пайдаланылуы туралы нұсқаулықтары жайлы мәліметтер жазылған паспорты болады.

466. Жылы су көздерін жасау жобасында анықталған жылы суды кешендік пайдалану және барынша тартумен байланысты негізгі технологиялық және техника-экономикалық мәселелердің және пайдалы қазба мен қоршаған ортаны қорғау талаптарын есепке ала отырып, оңтайлы техника-экономикалық көрсеткіштер кезіндегі барлық бағалы ілеспе компоненттердің кешенді шешімі келтіріледі.

467. Жылы су көздерін игеру жобасы мына бөлімдерді қамтиды:

ұңғыманы іздестіру-барлау және тәжірибелік пайдалану кезінде алынған геологиялық-кәсіпшіліктік бастапқы деректерді;

жасаудың таңдалған жүйесін, жылдық өндіру деңгейін негіздеу, ұңғыманың технологиялық жұмыс тәртібі, пайдалану кезінде суды ұтымды пайдалану және жобаны жасаудың тиімді мерзімі, қаттық қысымын сақтау орындылығын;

жүйе негіздемесін және пайдаланылған суды төгу орнын;

ұңғыманы зерттеу және жасалуын бақылау бойынша жұмыс көлемі және бағдарламасы;

кәсіпті орналастыру жобасын жасау үшін бастапқы деректер.

техникалық-экономикалық негіздеме мынадай негізгі көрсеткіштерді қамтиды:

минералды шикізат шығысының нұсқауымен алғашқы қайта өңдеу өткен жұмыс көлемі;

кен орынды игеру үшін қажетті инвестициялық есептері;

кен орындарын пайдаланудың шығындары;

салықтар және басқа да төлемдер;

өнеркәсіптік пайдаланудың кірістері мен табыстарының есептері.

468. Жылы су көздерін орналастыру жобасы мақұлданған технологиялық схемалар мен жасаудың жобасына негізделеді. Жылы су кәсібін орналастыру жобасында мыналарға қатысты едәуір тиімді және экономикалық жағынан мақсатты жағдайлар берілуі тиіс:

ішкі кәсіп көлігінің суды тарту (тереңнен немесе жоғарғы қаттан) және жылы суды тазалау жүйесі;

технологиялық құрылғылар, суды өңдеуге арналған жабдықтар мен аппаратуралар (сепарациялау, газсыздандыру, тазалау, тұздан тазартуға арналған техникалық іс-шаралар);

тұтынушыларға (өңдеушілерге) пайдалану немесе тасымалдау үшін (олардың өнеркәсіптік концентрациясы кезінде) пайдалы құрамдарын өңдеу мен дайындау;

жабдықтың шіруімен күрес үшін жасалатын іс-шаралар мен құралдар;

ұңғыманың жұмысын (пайдалану, бақылау, пьезометриялық) бақылау мен реттеуге, сондай-ақ су орнын жасау кезеңіндегі ағымдық бақылауға қажетті шаралар мен құралдар;

жылы суды алудың үздіксіз және үнемі тұрақты берілуі мен тіркелу құралдары;

жылы сулардың кәсібінің механикалық-энергетикалық және жөндеу базасы;

тұтынушыларға су беруді (әрбір ұңғымада немесе топта) қамтамасыз ететін сорғыш шаруашылығы;

су жабдығы және кәсіптік кәріз;

өндірістік, әкімшілік және тұрмыстық ғимараттар құрылысы.

469. Өнеркәсіптік су жинау құрылысы және (немесе) пайдалану жобасын игеру жер асты суларының кен орнын тиісті пайдалану учаскесін егжей-тегжейлі барлау деректері немесе көмірқышқыл шикізат кен орнын барлау деректері негізінде жүзеге асырылады.

470. Өнеркәсіптік су жинау құрылысы және пайдалану жобасы мыналарды қамтиды:

пайдаланылатын және бақыланатын ұңғымалардың орналасу орнын көрсету;

пайдаланылатын және бақыланатын ұңғымалардың конструкциясына және көрсетілген ұңғымалардың оқпанымен түйісетін су сақтағыш горизонттарды оқшалау жөніндегі жұмыстарға қойылатын талаптар;

пайдаланылатын және бақыланатын ұңғымалардың сүзгілер конструкциясын сипаттау және олардың орнату аралықтарын көрсету;

пайдаланылатын және бақыланатын ұңғымалардың сағасындағы жабдықтарға қойылатын талаптар;

пайдаланылатын және бақыланатын ұңғыманы бұрғылау технологиясына және бұрғылау жұмыстары кезінде бақылауға қойылатын талаптар;

тәжірибелік жұмыстарды жүргізуге қойылатын талаптар;

өнеркәсіптік су жинау құрылысының тәртібіне және оның күзетілуіне қойылатын талаптар;

өнеркәсіптік су орындарының шекараларындағы жер асты сулары тәртібін ұйымдастыру және бақылау жүргізуге, алынатын судың есебін жүргізу, ұңғымадағы су құрамы мен қасиетінің деңгейін бақылауды жүзеге асыруға қойылатын талаптар.

471. Жер асты суларының су жинау құрылыстарын су реттегіш қондырғылары, су есептегіш құралдары болмаса, сондай-ақ санитариялық күзет орнатылмаса, жер асты сулары объектілерінің күйін көрсететін бақылау пункттері құрылмаса, пайдалануға беруге жол берілмейді.

472. Өнімді қаттарды пайдалану басқа өнімді қаттарға зиян тимейтін барлық жағдайларда, барлық шарттарда сақтай отырып жүзеге асырылуы тиіс.

473. Бір ұңғымада жер асты сулары бар бірнеше өнімді горизонттарды бірлескен-бөлек қолдануға жол берілмейді.

474. Өнімді горизонттарды пайдалану кезінде пайдаланылатын горизонт суларын жоғары немесе төмен су сорғыш горизонттарда жатқан сулармен араластыруға жол берілмейді.

475. Жоғары газдалған суларды тартып, беруді қамтамасыз ететін тарту құрылғылары газ бөлгіштермен және газ жинағыштармен жабдықталады. Газы көп су тарту құрылғыларын мәжбүрлі түрде пайдалану газ фазасының үлкен айқындалу тереңдігіндегі сорғыштардың көмегімен жүзеге асырылуы мүмкін.

476. Эрлифттік қондырғыларды (қысылған ауа көмегімен суды көтеру) күкіртті сутекті, көмірқышқылды, радонды емдік сулар, сондай-ақ қиын газды құрамы бар және байытылған органикалық суларды тарту үшін қолдануға жол берілмейді.

477. Жылы, өнеркәсіптік және емдік минералды жер асты суларының орны пайдаланылған суды спорттық-сауықтыру мақсаттарына қолданылмайтын кәдімгі кәріздік желіге жер үсті су қоймаларына немесе шаруашылыққа пайдаланылмайтын жабық жер асты тереңдіктеріне төгу тәрізді арнайы су пайдалану мәселесі шешілгенде ғана игерілуге жол беріледі.

478. Жер үсті және жер асты жабдықтары температураның қатуын, ұңғымадағы қысым мен дебитті, ұңғыма оқпанындағы тереңдік аспабын түсіруді қамтамасыз ету үшін пайдалану, бақылау және зерттеу кезінде, оның ішінде пайдалануға берілген кезінде де ыңғайлы және қауіпсіз болуы тиіс.

479. Жылы суды, буды және минералды құрамдарды шығаруды есепке алу тұтынушыны қамтамасыз ету және бекітілген технологиялық тәртіпті сақтау, су жинау құрылысы аймағының жағдайын, жер үсті және ұңғымалық жабдықты бақылау, су шығару орнындағы жұмыстарды бақылауды қамтамасыз ету мақсатында жүргізіледі.

480. Жер асты суларының кен орнындағы барлық ұңғыма конструкциясы бақылау-өлшеу жұмыстары үшін тиісті жағдайларды қамтамасыз етуі қажет.

481. Жер асты суларының кенін есепке алу ұңғымаларды (әр ұңғымадағы сағасында немесе ұңғымалардағы тобы бір кен орнының жинақтау пунктінде) су шығынын қолданыстағы нормативтердің талаптарына жауап беретін өлшеу арқылы жүргізіледі.

482. Автоматтандырылған су жинау құрылыстары мен кәсіптерінде су мен бу шығынын өлшеу тіркелген кезеңділікпен тексеріліп тұратын бақылау-өлшеу аспаптары арқылы жүргізіледі.

483. Пайдалы құрамы бар жер асты және жылы сулардың құрамында осы суларды минералды шикізат ретінде пайдалануда жоғары тиімділікке қол жеткізу мақсатында йод, бром, бор, магний, калий, литий, рубидий, цезий, стронций, германий (мг/л) қаншалықты екендігі анықталады.

484. Шірудің даму қауіптілігі мен тұз бөліну қаупін анықтау кезінде жабдықтың бүкіл жүйесін шіруден қорғаудың тиімді әдістерін таңдауды және жасауды, коррозиялық және тұнба түзушілік кезеңдердің сипатын анықтау үшін жылдам арнайы коррозиялық зерттеу жүргізуді (ғылыми-зерттеу ұйымдарын тарта отырып) ұйымдастыру қажет.

485. Ауыз су және тұрмыстық-шаруашылық үшін пайдаланылатын немесе пайдаланылуы мүмкін жер асты су объектілерінің су жинау алаңдарында кендерді шоғырлап шаймалау орнын орналастыруға, қалдықтарды көмуге, қоқыс, зират, мал өлігін тастау орындарына айналдыруға және басқа да жерасты суына зияны тиетін объектілер салуға жол берілмейді.

486. Жер асты су объектілеріне зияны тиетін болса, жерді ағын сулармен суаруға жол берілмейді.

487. Егер ұңғымалар жарамды немесе ішуге және тұрмыстық су жабдықтарына немесе емдік мақсаттардағы су горизонтын ластайтын ұңғыма болса, онда өнеркәсіптік, емдік минералдық және жылы ағын суларды төгу үшін мұндай сіңіргіш ұңғымаларды бұрғылауға жол берілмейді.

488. Сіңіргіш ұңғымаларды, оның ішінде пайдалы қазбаларды шаймалайтын жерасты ұңғымаларын бұрғылау пайдалы қазбалар мен қоршаған ортаны қорғау мемлекеттік органдарымен, су ресурстары және санитариялық бақылау басқармасымен осы ұңғымаларды бұрғылау ауданында арнайы зерттеулер жүргізгеннен кейін берілетін оң қорытындының бар болған жағдайында ғана жол беріледі.

489. Өзара байланысы бар ұңғымалардың бірінде дебиттің азаюы немесе су берілуі толық тоқтап қалса, онда екі ұңғыманың бірі жабылуы немесе жойылуы керек.

490. Жер қойнауын пайдаланушы мынадай жағдайда ұңғымаға күрделі жөндеу жүргізеді:

пайдалануды жалғастыруға мүмкіндік бермейтін айналасындағы колонналардың зақымдалуы және ұңғыманың техникалық жөнделуінің мүмкін емес жағдайында;

құмдалып кеткенде;

ұңғыма оқпанында тұз жиналып қалғанда.

491. Ұңғыманың күрделі жөнделуіне байланысты барлық жұмыстарды, өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті органның аумақтық органдарымен келісім бойынша жер қойнауын пайдаланушылар жүргізеді.

492. Жер асты су объектілерін пайдаланумен байланысты су жинау құрылыстарын орналастыру, жобалау, құрылысын салу, пайдалануға беру және пайдалану кезінде аумақты су алып кетуді, шөлге айналуды, жердің батпақтануын, топырақтың көшіп кетуін болдырмау шаралары қарастырылады.

493. Сіңіргіш ұңғымалар мен құдықтарды су көздерін санитариялық күзету аймағының 1 және 2-белдемесінде орнатуға жол берілмейді.

494. Сіңіргіш ұңғымалар мен құдықтарға радиоактивті заттары бар пайдаланылған суды төгуге жол берілмейді.

495. Пайдаланылған суды, сондай-ақ ұңғымалық шаймалаудың жұмыс ерітіндісін сіңіргіш ұңғымаларға тарту жүргізілетін аудандарда қазбаны пайдаланушы жоспар бойынша жақын маңдағы ұңғымаларға, су көздеріне, құдықтарға жүйелі зертханалық бақылауларды ұйымдастырады.

496. Пайдалы қазбаларды өндіруге арналған пайдаланылған су мен шаймалау ерітіндісін тарту мәселесін шешу үшін ұңғымаларды бұрғылау және тиімді тарту енгізілген арнайы бағдарлама бойынша зерттеу және тәжірибе жұмыстары жүргізіледі.

497. Пайдаланылған суды тарту горизонтын таңдаудың негізгі шарты тартылатын суды күндізгі кеңістіктен, бальнеологиялық немесе өнеркәсіптік маңыздағы ащы және минералды сулардан алшақтатып тұратын сенімді су өткізбейтін қондырғы және химиялық құрамы бойынша горизонт-коллекторлармен үйлесетін тартылатын суды қабылдауға және сыйдыруға қабілетті коллекторлар болып табылады.

498. Пайдалы қазбалар орнын жасау кезіндегі жер асты суларының дренажын жүзеге асыру мен жобаны құрастыру кезінде бақылаудың ұсталуы мен әдістері таулы массивтің құрғау қарқыны туралы, бұзылған гидродинамикалық тәртіптің барлық алаңындағы жер асты су деңгейінің жағдайы, деңгейдегі құрғау (немесе суалу) әсерінің бағасы, жерасты суларының қоры мен сапасы және қоршаған орта туралы мәліметтерді дәл әрі нақты алуды қамтамасыз етеді.

26. Жер асты суларын игеру және барлау кезіндегі
авторлық қадағалау

499. Авторлық қадағалауды жыл сайын қабылданған жобалық шешімдерді іске асыру жер асты су өндіру үшін өндіруге жобалау құжатын жасаған жобалық ұйым жүргізеді.

500. Авторлық қадағалау кезінде алынған ағымдағы ақпарат пайдаланылады, ал қадағалау нәтижелері жыл сайынғы есеп ретінде жазылады.

501. Авторлық қадағалау бойынша жыл сайынғы есепте мынадай ережелер көрініс табады:

технологиялық параметрлердің нақты қол жеткен мәндерінің сәйкестігі (немесе сәйкес еместігі) көрсетіледі;

нақты және жобалық көрсеткіштерінің арасындағы айырмашылық және (немесе) жобалық шешімдердің орындалмау себептері ашылады;

жобалық шешімдерге қол жеткізуге және игеру жүйесін игеруде анықталған кемшіліктерді жоюға бағытталған ұсынымдар беріледі;

жекелеген жобалық шешімдердің және көрсеткіштердің өзгеруі туралы өнеркәсіптік ұйымдардың ұсыныстары (егер ондай бар болса) бойынша қорытындылар беріледі.

502. Жобаны жасаған жобалау ұйымы барлау бойынша жобалау шешімдерінің іске асырылуына жер асты су барлау үшін авторлық қадағалауды жүргізеді.

503. Жұмыстарды орындау кезінде алынатын ағымдағы ақпарат авторлық қадағалауда пайдаланылады, ал нәтижелері ақпараттық есеп түрінде ресімделеді.

Авторлық қадағалау бойынша ақпараттық есепте мынадай ережелер көрініс табады:

атқарылған жұмыстардың нақты нәтижелерінің жобаға сәйкестігі;

нақты және жоба көрсеткіштері арасында айырмашылық себептері, жобалау шешімдерінің орындалмауы;

жобалау шешімдеріне қол жеткізуге және жұмыстарды жеткізу кезінде анықталған кемшіліктерді жоюға бағытталған ұсынымдар.

	Қазақстан Республикасы Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 17 қарашадағы № 1072 және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 қарашадағы № 675 бірлескен бұйрығымен бекітілген
	Пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларға қосымша

нысан

АКТ

_____________________ 20__ж " " ________

(елді мекеннің атауы)

Біз, төменде қол қоюшылар осы

____________________________________________________________________,

(кен орнын, объектіні, учаскені, ұңғылау бірлігін көрсету)

тау-кен геологиялық және тау-кен техникалық жағдайлардың, атап

айтқанда:

_____________________________________________________________________

(тау-кен геологиялық және тау-кен техникалық жағдайлардың

қысқаша сипаттамасы) өзгеруін тіркейміз.

Қорытынды: Тау-кен геологиялық және тау-кен техникалық

жағдайлардың өзгеруіне байланысты ___________________________________

(себебін көрсету)

себебі бойынша өндіру жұмыстарын өткізу мүмкін емес.

1. Өкілдер: _______________________

(ұйымды көрсету)

Ұйымның басшысы _________________ _________ М.О.

(лауазымы, Т.А.Ә.А.) (қолы)

Өзге де жер қойнауын пайдаланушы өкілдер:

____________________ _________

(лауазымы, Т.А.Ә.А.) (қолы)

____________________ _________

(лауазымы, Т.А.Ә.А.) (қолы)

____________________ _________

(лауазымы, Т.А.Ә.А.) (қолы)

2. Уәкілетті органдардың өкілдері:

_____________________________________________ ______ М.О.

(мемлекеттік орган атауы, лауазымы, Т.А.Ә.А.) (қолы)

_____________________________________________ ______ М.О.

(мемлекеттік орган атауы, лауазымы, Т.А.Ә.А.) (қолы)

Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых

Совместный приказ Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 17 ноября 2015 года № 1072 и Министра энергетики Республики Казахстан от 30 ноября 2015 года № 675. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 15 января 2016 года № 12872. Утратил силу совместным приказом Министра индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан от 12 апреля 2019 года № 214 и Министра энергетики Республики Казахстан от 16 апреля 2019 года № 119 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования)

Сноска. Утратил силу совместным приказом Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 12.04.2019 № 214 и Министра энергетики РК от 16.04.2019 № 119 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

В соответствии с подпунктом 5) статьи 19 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЕМ:

1. Утвердить прилагаемые Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых.

2. Комитету геологии и недропользования Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан (Нурабаев Б.К.) в установленном законодательством порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания и информационно-правовую систему "Әділет";

3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан и на интранет-портале государственных органов;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1), 2) и 3) пункта 2 настоящего совместного приказа.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на вице-министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан Рау А.П. и первого вице-министра энергетики Республики Казахстан Карабалина У.С.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр по инвестициям и развитию Республики Казахстан _____________ А. Исекешев

Министр энергетики Республики Казахстан _______________ В. Школьник

"СОГЛАСОВАН"

Министр сельского хозяйства

Республики Казахстан

______________ А. Мамытбеков

25 декабря 2015 года

"СОГЛАСОВАН"

Министр национальной экономики

Республики Казахстан

______________ Е. Досаев

29 декабря 2015 года

Утверждены совместным приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 17 ноября 2015 года № 1072 и Министра энергетики Республики Казахстан от 30 ноября 2015 года № 675

Единые правила
по рациональному и комплексному использованию недр
при разведке и добыче полезных ископаемых
1. Общие положения

1. Настоящие Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых в Республике Казахстан (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 5) статьи 19 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании".

2. Правила определяют единый порядок по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых.

3. В Правилах используются следующие основные понятия:

1) геологические запасы – запасы углеводородного сырья, находящиеся в залежах;

2) месторождения, имеющие сложное геологическое строение – месторождения, более семидесяти процентов запасов которых характеризуются изменчивостью мощности либо нарушенным залеганием тел полезного ископаемого или невыдержанным качеством полезного ископаемого и неравномерным распределением основных ценных компонентов, либо неоднородностью коллектора или коллекторских свойств продуктивных пластов, либо аномально высоким пластовым давлением;

3) углеводородное сырье – сырая нефть, газовый конденсат, природный газ и попутный газ, битум, а также углеводороды, полученные после очистки сырой нефти, природного газа, обработки горючих сланцев и смолистых песков;

4) месторождение углеводородного сырья – часть недр, содержащих природное скопление углеводородного сырья в одной или нескольких оконтуренных залежах, приуроченных территориально к одной площади и связанных с благоприятной тектонической структурой или с другими типами ловушек;

5) запасы углеводородного сырья – масса нефти, конденсата, а также объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20⁰С) условиям;

6) регулирование разработки залежей углеводородного сырья – управление процессом извлечения углеводородного сырья с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий;

7) пробная эксплуатация залежей углеводородного сырья – операции, проводимые на нефтяных и нефтегазовых месторождениях и предусматривающие временную эксплуатацию пробуренных разведочных скважин;

8) выемочная единица – наименьший экономически и технологически оптимальный участок месторождения с достоверным подсчетом исходных запасов (блок, панель, лава, часть уступа, горизонт), отработка которого осуществляется единой системой разработки и технологической схемы выемки, по которому может быть осуществлен наиболее точный отдельный учет добычи по количеству и качеству полезного ископаемого;

9) рентабельные геологические запасы (извлекаемые) – часть геологических запасов, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей среды;

10) нерентабельные геологические запасы – запасы, извлечение которых при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей природной среды экономически нецелесообразно;

11) сточные воды - воды, образующиеся в результате хозяйственной деятельности человека или на загрязненной территории, сбрасываемые в естественные или искусственные водные объекты или на рельеф местности;

12) залежь – скопление углеводородного сырья в природном едином гидрогазодинамическом резервуаре, приуроченном к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения. Количество залежей в геологическом разрезе месторождения может соответствовать, количеству продуктивных пластов или быть меньше его.

2. Порядок разведки месторождений углеводородного сырья

4. По начальному природному фазовому состоянию углеводородного сырья 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 либо газоконденсатную часть залежи и нефтяную оторочку.

5. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн от общего объема залежи углеводородного сырья в целом к двухфазным залежам относятся:

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

газонефтяные или газоконденсатнонефтяные при 0,5<Vн<0,75;

нефтегазовые или нефтегазоконденсатные при 0,25<Vн<0,50;

газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой при Vн<0,25.

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

6. Месторождения углеводородного сырья подразделяются, в зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн в общем объеме углеводородного сырья всех залежей месторождения, на:

нефтяные (в том числе газонефтяные) при 0,5<Vн<1;

нефтегазовые (в том числе нефтегазоконденсатные) при 0,25<Vн<0,50;

газовые или газоконденсатные при Vн<0,25.

Допускается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатной частей нефтегазоконденсатного месторождения с компенсацией отборов в виде поддержания пластового давления закачкой агента, при наличии запасов нефти менее 30 процентов от общего объема залежи.

7. По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:

простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, или наличием литологических замещений, или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;

очень сложного строения, характеризующиеся одновременным сочетанием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков, газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, и содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.

8. Разведка включает полевые геолого-геофизические исследования, структурное бурение, бурение, опробование и испытание поисковых и разведочных скважин. Разведка ведется по утвержденному проекту поисковых работ, в котором обосновываются количество, местоположение и сроки бурения скважин, решаемые ими задачи, комплекс и объемы необходимых исследований.

9. Разведка ведется по утвержденному проектному документу (проект поисковых работ, проект оценочных работ, проект пробной эксплуатации), в котором обосновываются количество, местоположение и сроки бурения скважин, решаемые ими задачи, комплекс и объемы необходимых исследований.

10. Виды исследований в процессе бурения определяются геолого-техническим нарядом, составляемым проектной организацией для каждой разведочной скважины индивидуально. Полученные данные должны быть достаточны для надежного обоснования кондиций, подсчета запасов углеводородного сырья с их утверждением в порядке установленом приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 21 апреля 2015 года № 472 "Об утверждении положений о Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан и межрегиональных комиссиях по запасам полезных ископаемых (зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 27 мая 2015 года за № 11200), и для проектирования разработки.

11. В проекте поисковых работ содержатся и обосновываются:

объемы, кондиционность и значимость имеющихся исторических данных, степень изученности участка разведки;

задачи разведки, плотность сетки сейсмических профилей и их ориентации, методика постановки сейсморазведочных и иных геофизических полевых работ, работ по обработке и интерпретации;

применение иных видов специальных исследований;

точки размещения поисковых и разведочных скважин, их проектные глубины и конструкции, способы и последовательность бурения;

интервалы отбора керна, испытания на приток продуктивных пластов;

порядок опробования и испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения;

комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин, отбор и лабораторные исследования керна и глубинных проб пластовых флюидов;

мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении, испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин;

объемы и сроки выполнения работ;

финансовая часть и ожидаемая эффективность разведочных работ;

для нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных залежей при размещении разведочных скважин учитывается необходимость испытания нефтяной и газовой части этих залежей;

конструкции поисковых и разведочных скважин обосновываются в проектах строительства соответствующих скважин.

12. По месторождению в целом в процессе разведки изучаются:

литолого-стратиграфический разрез, положение в нем нефтегазоносных продуктивных пластов, контуров 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 испытанных водоносных пластов и оценкой их запасов;

характеристика покрышек залежей, их вещественный состав и свойства;

термобарические закономерности в разрезе месторождения.

13. По каждой залежи устанавливаются:

структурно-тектоническое строение залежи;

гидродинамический режим работы залежи;

изменения в пределах продуктивных горизонтов, пластов общих и эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

контуры нефтегазоносности;

литологические свойства пород;

фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, их изменчивость в объеме залежей;

обоснованы положения водонефтяного, газонефтяного или газо-водяного контактов;

начальная и остаточная нефтегазонасыщенность продуктивных пластов;

поверхностные свойства продуктивных пластов (гидрофильность, гидрофобность);

коэффициенты вытеснения водой и иными предполагаемыми агентами по продуктивным пластам;

значения относительных фазовых проницаемостей пород-коллекторов для углеводородного сырья, воды и иных предполагаемых агентов в зависимости от их долевого содержания;

величины начальных пластовых давлений и температур;

физико-химические свойства пластовой нефти и динамика/изменение в зависимости от изменения давления, температуры, объема, в том числе по данным стандартной сепарации, ступенчатой сепарации и дифференциального разгазирования (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость 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, силикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);

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

физико-химические свойства газа в пластовых и поверхностных (стандартных и/или нормальных) условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость, давление начала конденсации, динамика дифференциальной конденсации и другие);

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

физико-химические свойства пластовой воды.

Перечисленные сведения получают по данным бурения скважин, опробования пластов при бурении, геофизических исследований – скважинных и полевых, литологического изучения пород, лабораторного исследования свойств углеводородного сырья и керна, иной информации, обобщенной за весь этап разведки месторождения.

14. В процессе разведки изучаются поверхностные условия (рельеф, наличие водоемов, запретные зоны и другие), изыскиваются источники водоснабжения для обеспечения деятельности недропользователей, выявляются в разрезе месторождения, поглощающие горизонты для сброса промышленных и других сточных вод, оценивается сырьевая база строительных материалов.

15. На территории государственных заповедных зон разрешаются геологическое изучение, разведка полезных ископаемых по согласованию с уполномоченными государственными органами в области особо охраняемых природных территорий, охраны, воспроизводства и использования животного мира с учетом специальных экологических требований, установленных статьей 255 Экологического кодекса Республики Казахстан.

16. Испытание разведочных скважин предусматривает организацию добычи углеводородного сырья из них на срок до трех месяцев, в отдельных случаях для мелких и средних месторождений возможно дифференцированное тестирование скважин, позволяющее проводить пробную эксплуатацию скважины с проведением комплекса промыслово-геологических и гидродинамических исследований по каждому пласту. Добытая углеводородная смесь реализуется государству согласно условиям контракта, за исключением случаев, когда при испытании разведочных (оценочных) скважин на море по итогам экологической экспертизы сжигание углеводородов на факеле признано наиболее безопасным методом утилизации для окружающей среды. При этом получают следующие данные:

начальное пластовое давление и температуру;

данные о режиме работы пласта;

возможные в условиях последующей разработки дебиты скважин и забойные давления;

общие для каждой скважины и удельные (на один метр нефтенасыщенной толщины) коэффициенты продуктивности по интервалам горизонтов по пластовым флюидам;

средний для дренируемой части горизонта коэффициент проницаемости;

коэффициент гидропроводности горизонта;

коэффициент газопроводности;

коэффициент пьезопроводности.

17. Пробная эксплуатация залежей углеводородного сырья проводится в соответствии с проектом пробной эксплуатации, который разрабатывается на основе оперативных запасов углеводородного сырья.

18. Пробная эксплуатация месторождения - операции, проводимые на месторождениях углеводородного сырья с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин для составления технологической схемы и проекта промышленной разработки. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию разведочных скважин;

19. Началом пробной эксплуатации считается дата начала реализации утвержденного проекта пробной эксплуатации, предусмотренной в утвержденной Рабочей пограмме.

20. При пробной эксплуатации залежей углеводородного сырья могут быть пробурены и введены в эксплуатацию опережающие добывающие и нагнетательные скважины.

21. Сроки и объемы добычи при пробной эксплуатации определяются сроком и объемами исследований по каждой скважине в отдельности. Предложения о необходимости, сроках проведения пробной эксплуатации и объемах добычи в период пробной эксплуатации направляются центральной комиссией по разведке и разработке полезных ископаемых (далее – центральная комиссия) в уполномоченный орган по изучению и использованию недр.

22. Не допускается проведение пробной эксплуатации без утвержденного проекта пробной эксплуатации, а также в нарушение требований проекта пробной эксплуатации.

23. В проекте пробной эксплуатации залежей углеводородного сырья предусматривается:

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

комплекс геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, интервалы отбора и лабораторных исследований керна и глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов;

выбор эффективных методов вскрытия пластов и освоения скважин;

изучение приемистости нагнетательных скважин;

ориентировочные уровни добычи углеводородного сырья с обоснованием сроков и объемов добычи, а также видов исследований в период пробной эксплуатации залежей углеводородного сырья.

24. При пробной эксплуатации залежей углеводородного сырья определяются:

эффективная технология освоения нагнетательных скважин под закачку предлагаемого вытесняющего агента (воды, других агентов);

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.

25. Получаемое в периоды испытания скважин и пробной эксплуатации залежей углеводородное сырье является добытым при разведке, в отличие от добычи при разработке, которая учитывается с момента заключения контракта на добычу. При этом для целей подсчета запасов учет добычи углеводородного сырья должен вестись с начала разведки.

26. Залежи небольших размеров с простой благоприятной геолого-промысловой характеристикой могут вводиться в промышленную разработку, минуя стадию их пробной эксплуатации, при условии заключения контракта на добычу или на совмещенную разведку и добычу.

27. Статическая геолого-промысловая модель залежи составляется и уточняется путем систематизации и комплексного обобщения всей геологической и геофизической 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.

28. Основой статической геолого-промысловой модели залежи углеводородного сырья являются использование методов геометризации.

29. В число геологической графики при геометризации залежей входят:

схемы детальной корреляции разрезов скважин;

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 нефтегазонасыщенных толщин.

30. Составной частью статической геолого-промысловой модели залежи углеводородного сырья 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 других параметров структуры вещественного объема;

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

свойств пластовых флюидов в пластовых и поверхностных условиях, газонасыщенности, содержания парафина в нефти и конденсата в газе и других.

3. Порядок оценки запасов углеводородного сырья и
сопутствующих компонентов

31. Геологические запасы, выявленные в месторождениях углеводородного сырья, подразделяются на две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.

32. Подсчет запасов углеводородного сырья производится по окончанию каждой из стадий геологоразведочных работ и в процессе разработки, при условии, что представляемые на государственную экспертизу геологические материалы позволяют дать объективную оценку количества и качества запасов полезных ископаемых, их значения для экономики республики, горнотехнических, гидрогеологических, экологических и других условий добычи.

Государственная экспертиза недр осуществляется Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан и межрегиональными комиссиями по запасам полезных ископаемых с привлечением независимых экспертов, обладающих специальными знаниями в области геологии и недропользования и не заинтересованных в результатах экспертизы.

33. 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 принятых в отрасли и создаваемых методов.

34. При наличии данных пробной эксплуатации залежей углеводородного сырья небольших размеров оценка запасов нефти и конденсата на стадиях разведки допускается применение методов, основанных на принципе материального баланса (для газа – методом падения пластового давления), с целью определения масштаба запасов изучаемой залежи.

35. Подсчет и учет геологических запасов углеводородного сырья и содержащихся в нем компонентов на стадии поиска, разведки и эксплуатации месторождений проводится по каждому продуктивному горизонту или залежи в целом отдельно и по месторождению в целом, с выделением запасов по нефтяной, газовой, водонефтяной, газоводяной, газонефтеводяной зонам.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана и бутана подсчитывают в тыс. тоннах, запасы свободного газа – в млн. м³, запасы гелия и аргона – в тыс. м³ при стандартных условиях (0,1 МПа и 20⁰С).

36. Запасы углеводородного сырья на месторождении, а также уровень его извлекаемости подлежат государственной экспертизе недр.

37. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения углеводородного сырья и содержащихся в нем компонентов, имеющих промышленное значение, определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов вариантов разработки в виде технико-экономического обоснования коэффициента извлечения углеводородного сырья, которое представляется на государственную экспертизу недр.

38. Государственной комиссией по запасам утверждается конечный коэффициент извлечения углеводородного сырья по варианту, наиболее полно отвечающему технологическим, экономическим и экологическим требованиям, по результатам государственной экспертизы недр.

4. Порядок разработки месторождений углеводородного сырья

39. Подготовка месторождений к промышленной разработке предусматривает:

проведение эксплуатационно-разведочных работ;

проведение пробной эксплуатации;

построение статических геологических моделей залежей углеводородного сырья, включая составление цифровых моделей для месторождений с запасами более 3 млн. тонн;

подсчет запасов углеводородного сырья.

40. По контрактам на совмещенную разведку и добычу недропользователь приступает к подготовке проекта промышленной разработки в течение трех месяцев после утверждения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, либо переутверждения запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, при их изменении согласно пункту 33 настоящих Правил;

41. Проект обустройства месторождения выполняется на основе проекта промышленной разработки.

42. Недропользователь приступает к подготовке проекта обустройства месторождения в случае принципиальных изменений в схемах и технологиях разработки месторождения.

43. Ввод в промышленную разработку месторождений (залежей) углеводородного сырья допускается, если:

выполнены работы по разведке нефтяного месторождения, при необходимости проведена пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения, а по газовым и газоконденсатным месторождениям – опытно-промышленная эксплуатация месторождения;

проведена государственная экспертиза запасов углеводородного сырья и содержащихся в них других попутных компонентов, и запасы поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых;

проект промышленной разработки согласован с уполномоченным органом в области промышленной безопасности;

утверждены проектные документы на промышленную разработку.

44.Ввод в промышленную разработку месторождений (залежей) углеводородного сырья без переработки (утилизации) попутного газа не допускается.

45. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений начинается с опытно-промышленной эксплуатации, которая является первой стадией проектирования газовых и газоконденсатных месторождений и проводится:

для обеспечения подсчета запасов газа, конденсата и других компонентов по промышленным категориям, получения необходимых исходных данных для составления проектов разработки и обустройства промысла;

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

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

46. Проведение опытно-промышленной эксплуатации допускается при наличии заключенного контракта на разведку.

47. 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 проект опытно-промышленной эксплуатации;

получен горный отвод;

утверждена рабочая программа;

введены в эксплуатацию в установленном порядке необходимые промысловые сооружения;

урегулированы вопросы транспортировки с собственником магистрального трубопровода;

48. При наличии в газе сероводорода и сероорганики в количествах, превышающих 10 ppm, ввод месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию возможен только с одновременным вводом очистных установок.

49. В отдельных случаях проводится опытно-промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, которая предусматривает ввод в эксплуатацию небольших залежей или участков крупных залежей на разведуемых или промышленно разрабатываемых объектах.

50. В проекте опытно-промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений обосновываются эксплуатация месторождений или залежей углеводородного сырья с целью испытания новых или ранее известных технологий, требующих апробации в геолого-физических условиях месторождения для получения дополнительных данных.

Проект опытно-промышленной разработки составляется для ввода в эксплуатацию отдельных месторождений или залежей с целью испытания новых или ранее известных технологий, требующих апробации в геолого-физических условиях месторождения и в случае положительной апробации технологии применение ее в целом на месторождении; сроки и объемы проведения опытно-промышленной разработки согласовываются уполномоченным органом по изучению и использованию недр.

Не допускается проведение промышленной разработки, опытно-промышленной разработки без утвержденных в установленном порядке соответствующих проектных документов, а также в нарушение требований проектных документов.

Проект опытно-промышленной разработки содержит:

выбор небольшой залежи или представительного участка крупной залежи для проведения работ;

количество и расположение добывающих и нагнетательных скважин;

технология опытно-промышленной разработки;

потребность в специальном 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 углеводородного сырья и закачки агента воздействия на период проведения опытных работ;

основные требования к системе промыслового обустройства;

предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ;

технико-экономическое обоснование включает следующие основные показатели:

объемы работ с указанием выхода минерального сырья прошедшего первичную переработку;

расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

расходы на опытно-промышленной эксплуатацию месторождений;

налоги и другие платежи;

расчет дохода и прибыли от опытно-промышленной эксплуатации.

5. Порядок проектирования и промышленная разработка нефтяных и
нефтегазовых месторождений

51. Проектирование разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений базируется на результатах разведки и оценки запасов, подсчитанных в соответствии с установленным порядком и утвержденных Государственной комиссией по запасам.

52. При проектировании используются данные непосредственных замеров, и определенные путем расчетов.

53. Путем расчетов определяется площадь, подлежащая разбуриванию в пределах минимальной допустимой эффективной толщины, для которой определяются средние значения и квадраты коэффициента вариации для общей толщины, эффективная толщина, числа обособленных слоев, коэффициент продуктивности скважин и пластов и удельный коэффициент продуктивности на единицу эффективной толщины каждого пласта.

54. По данным пробной эксплуатации залежей рекомендуется также определить степень уменьшения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

55. По результатам фактической закачки воды в нагнетательные скважины и фактическому обводнению добывающих скважин рекомендуется также определять соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях, показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, а также показатель расчетной послойной неоднородности пластов по проницаемости.

56. При отсутствии указанных необходимых физических сведений расчетную послойную неоднородность пластов следует определять по данным геофизических измерений, а соотношение подвижностей воды и нефти – по значениям их вязкостей и остаточной нефтенасыщенности.

57. По аналогии с данными других месторождений с плотной сеткой скважин устанавливается шаг хаотической изменяемости коллекторских свойств пластов (эффективной толщины, удельной продуктивности).

58. Для промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений составляются:

проект опытно-промышленной разработки;

технологическая схема разработки;

проект промышленной разработки.

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

60. Если по результатам экономических расчетов прогнозируется изменение конечных коэффициентов извлечения углеводородного сырья, конечные коэффициенты извлечения углеводородного сырья переутверждаются Государственной комиссией по запасам.

61. При промышленной разработке нефтяного и нефтегазового месторождения несколькими недропользователями ведение работ определяется соглашением между недропользователями о совместной деятельности по разработке месторождения как единого целого, подлежащим согласованию с компетентным органом. На основании указанного соглашения в установленном порядке вносятся соответствующие изменения в проектные документы, в которых также обосновываются порядок и содержание работ по координации недропользователями операций по разработке в целях наиболее эффективного использования недр.

62. Не допускается нарушение недропользователем предусмотренных проектными документами норм отбора углеводородного сырья. Превышение фактической годовой добычи над проектной допускается не более чем на десять процентов при условии соблюдения проектных режимов работы скважин и выполнения предусмотренных проектным документом на разработку объекта эксплуатации:

программы по бурению эксплуатационного фонда;

объемов и состава закачки агента;

мероприятий по интенсификации добычи.

6. Порядок выбора системы разработки нефтяного и нефтегазового
месторождения, выделение эксплуатационных объектов

63. Разработка нефтяного и нефтегазового месторождения включает в себя комплекс технических и технологических мероприятий: бурение различных скважин по определенным сеткам и создание условий для их оптимальной эксплуатации, организацию воздействия на продуктивные пласты, контроля разработки, подготовку продукции до товарного качества, транспортировку до мест сдачи продукции, а также другие сопутствующие данным работам мероприятия.

64. Каждому эксплуатационному объекту соответствует своя рациональная система разработки, отвечающая конкретным геолого-физическим условиям и техническим возможностям при достаточной экономической эффективности.

Выбор рациональной системы разработки осуществляется путем рассмотрения вариантов с оптимизацией основных элементов системы.

65. Основное внимание уделяется обоснованию следующего:

1) выделения эксплуатационных объектов;

2) способа и режима эксплуатации скважин;

3) системы размещения и плотности сетки скважин;

4) вида воздействия на пласты;

5) принимаемых расчетных забойных давлений добывающих и нагнетательных скважин;

6) выбора агента для повышения нефтеотдачи пластов;

7) утилизации попутного газа, переработки попутного газа до товарного.

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

67. 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.

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

69. Выделенный объект разработки располагает 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.

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

71. 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.

72. Не допускается необоснованный выпуск газа из газовой шапки и разгазирование нефти в пластовых условиях, приводящие к снижению коэффициента извлечения основного добываемого флюида.

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

74. 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.

7. Порядок расположения сетки скважин

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

76. 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.

77. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации представлений о строении пласта.

78. Эксплуатационно-оценочные скважины выполняют узконаправленные задачи по изучению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполнения в них промыслово-исследовательских работ по определению параметров залежи, подтверждения промышленных запасов.

79. 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 извлечении запасов углеводородного сырья.

80. Плотность сетки скважин выбирается с учетом геолого-физических факторов, основными из которых являются:

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.

81. Рациональная плотность сетки скважин определяется путем сравнения технико-экономических вариантов по нескольким вариантам разработки, полученным на основании гидродинамических расчетов.

82. На месторождениях с двумя и более объектами системы размещения добывающих и нагнетательных скважин увязываются между собой.

8. Порядок размещения нагнетательных скважин

83. Характер размещения нагнетательных скважин при закачке воды и водных растворов определяет вид системы заводнения.

84. При равномерном распределении нагнетательных скважин по всей площади объекта формируются пятиточечная, обращенная семиточечная, обращенная девятиточечная или другая система площадного внутриконтурного заводнения.

85. При неравномерном распределении нагнетательных скважин по площади объекта формируется избирательная система внутриконтурного воздействия.

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

87. 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.

88. В отдельных случаях рядные (блоковые) системы внутри контурного заводнения дополняются очаговым заводнением и (или) сочетаются с законтурным (приконтурным).

89. Размещение нагнетательных скважин и вид заводнения определяются особенностями строения объекта, свойствами пластовых флюидов и другими геолого-физическими факторами.

9. Выбор забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин

90. 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.

91. При разработке месторождений высоковязкой, малопарафинистой, малогазированной нефти забойное давление в добывающих скважинах поддерживают на минимально возможном уровне, независимо от давления насыщения нефти и газа. При разработке месторождений с пластовой температурой на 10 процентов больше температуры плавления парафина забойное давление поддерживают на технологически обоснованном уровне, независимо от давления насыщения нефти газом.

92. Не допускается эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже предусмотренных в проектных документах.

10. Варианты разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений

93. В проектном документе разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений обосновывается динамика основных технологических и экономических показателей: добыча нефти, добыча жидкости, текущая обводненность, число работающих скважин, 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, срок возврата кредита.

94. 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.

95. В проектном документе на разработку эксплуатационного объекта и месторождения в целом рассматриваются три варианта технико-экономического обоснования по годам разработки.

Первым (базовым) вариантом является вариант разработки на режиме истощения пластовой энергии. В последующих проектных документах первым вариантом служит осуществляемый вариант предыдущего проектного документа – бывший рациональный, но пересчитанный по результатам уточнения геологического строения и продуктивности нефтяных пластов, новых соображений по технологии и новой экономической ситуации.

Вторым вариантом должен быть рекомендуемый рациональный вариант разработки, выбранный при оптимизации основных элементов разработки.

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.

96. При необходимости число рассчитываемых вариантов может быть больше трех. Принципиальное значение имеют варианты с различным темпом разбуривания и различной потребностью в капиталовложениях.

11. Конструкции и бурение добывающих и нагнетательных
скважин, вскрытие пластов

97. Все операции по строительству скважин и вводу их в эксплуатацию должны осуществляться в соответствии с проектом строительства скважин. Проекты строительства скважин подлежат согласованию с уполномоченным органом в области промышленной безопасности.

98. 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 проектными организациями, обладающими лицензиями на выполнение данного вида проектных работ, 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 среды. Технический проект разрабатывается на основании задания на проектирование строительства скважин, которое составляется недропользователем на основе проекта поисковых работ и технологической 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 подрядных договоров между буровой организацией-подрядчиком и недропользователем-заказчиком или самим недропользователем (его операционной компанией) при наличии соответствующей лицензии;

изменения к проекту в целях повышения качества и безопасности работ производятся по требованиям уполномоченных органов в области охраны окружающей среды, нефти и газа, а также иных государственных органов в пределах их компетенции;

контроль за исполнением проектов осуществляют заказчик и проектная организация;

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

99. Проекты строительства скважин утверждаются компетентным органом, в случае строительства скважин:

с содержанием сероводорода в газе более шести процентов от объема;

на суше глубиной более пяти тысяч метров;

на море глубиной более четырех тысяч метров;

с устьевым давлением более тридцати пяти мегапаскалей.

По иным видам скважин проект строительства утверждается недропользователем.

100. Проекты, предназначенные для строительства скважин, разрабатываются с учетом специальных нормативных требований по составлению технико-экономических обоснований, а также разработке, согласованию и экспертизе соответствующей проектно-сметной документации, утверждаемых компетентным органом по согласованию с уполномоченным государственным органом по делам архитектуры, градостроительства и строительства.

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

102. Способы бурения и соответствующие им бурильные трубы, долота, режим бурения, тип и рецептура бурового раствора должны соответствовать требованиям технических регламентов.

103. Предусматривается и обосновывается способ вскрытия бурением продуктивных отложений с различными пластовыми давлениями на разрабатываемых месторождениях.

104. Вопросы технологии бурения предварительно приводятся в проекте промышленной разработки и детально рассматриваются в индивидуальных или групповых проектах строительства скважин.

105. Объем запасного бурового раствора определяется в техническом проекте.

106. 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.

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

проектом разведки нефтяного и нефтегазового месторождения;

технологической схемой, проектом разработки нефтяного, нефтегазового, газового или газоконденсатного месторождения.

108. 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.

109. Конструкции скважин обеспечивают 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 информаций по вскрываемому разрезу;

охрану недр и окружающей 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.

110. Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин, установленных разделом 11 настоящих Правил.

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

112. Конструкции разведочных скважин на месторождениях углеводородного сырья с доказанной продуктивностью должны отвечать требованиям для возможного использования их при эксплуатации.

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

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

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

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

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 превышающими 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.

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

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

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

120. 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.

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

122. 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.

123. 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:

герметизации 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.

124. 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.

125. 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.

126. Строительство необходимых промысловых объектов и иных объектов инфраструктуры, необходимых для добычи, подготовки, хранения и транспортировки углеводородного сырья от места добычи и хранения до места перевалки в магистральный трубопровод и (или) на другой вид транспорта, осуществляется в соответствии с утвержденными проектными документами.

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

128. 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, а также возможность проведения необходимого комплекса геофизических исследований.

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

130. 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.

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

132. Качество цементирования обсадных колонн и разобщения пластов контролируется специальными геофизическими исследованиями.

133. 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.

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

135. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией является наиболее распространенным способом.

136. 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.

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

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

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

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

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

142. Освоение добывающих скважин производится с целью получения промышленных притоков углеводородного сырья и является составной частью процесса бурения.

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

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

145. 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 среды.

146. 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.

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

148. 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.

149. 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.

150. 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.

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

152. Порядок передачи скважин, законченных строительством, от подрядчика заказчику определяется подрядным договором на строительство скважины, заключенным между ними.

153. По законченным строительством скважинам буровая организация представляет заказчику (недропользователю) следующие документы, оформленные актами сдачи-приемки работ:

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 каждого объекта 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.

154. Если при испытании из пласта получен промышленный приток углеводородного сырья, 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.

155. Скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам экономически нецелесообразна, временно выводятся из эксплуатационного фонда в консервацию в соответствии с совместным приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года № 200 и Министра энергетики Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года № 155 "Об утверждении Правил ликвидации и консервации объектов недропользования" (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11499).

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

157. Если при испытании разведочных скважин приток промышленного значения не был получен ни из одного объекта, в установленном порядке проводится их ликвидация.

158. Допускается ликвидация скважин по геологическим причинам, как выполнившие свое назначение, а также по техническим причинам в соответствии с нормативно-техническими документами по ликвидации скважин.

159. В скважинах, подлежащих ликвидации, устраняются межпластовые перетоки, межколонные проявления, другие возможные источники образования вторичных газовых залежей.

12. Порядок освоения системы воздействия на пласт

160. Система воздействия на пласт представляет собой комплекс технических средств по обеспечению предусмотренных проектными документами на разработку технологий извлечения запасов углеводородного сырья из недр.

161. В комплекс технических средств воздействия на пласт входят:

источники рабочего агента (водозаборы и газовые скважины, установки деэмульсации обводненной нефти, поставщики химических реагентов и другие);

водоводы, газопроводы, продуктопроводы;

насосные и газокомпрессорные станции высокого давления;

нагнетательные скважины.

162. Система воздействия на пласт должна обеспечивать:

закачку в эксплуатационный объект необходимых объемов рабочего агента для восполнения пластовой энергии и вытеснения углеводородного сырья 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, с учетом технологических потерь.

163. 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.

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

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

166. 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.

167. 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.

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

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

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

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

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

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

174. 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.

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

176. 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 закачиваемого агента;

давление нагнетания;

мероприятия по обеспечению установленных норм закачки.

177. Технологический режим работы нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геолого-технологической службой недропользователя и утверждается его 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.

13. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин

178. 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.

179. 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.

180. 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.

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

182. В зависимости от характеристики природно-климатических условий добычи, сложившейся в организации системы эксплуатации и ремонта оборудования при разработке месторождений применяется следующее специальное насосное оборудование:

установки штанговых глубинных насосов;

установки электроцентробежных насосов.

183. 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.

184. 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.

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

186. 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.

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

188. 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.

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

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.

190. Эксплуатация скважин с помощью бескомпрессорного газлифта с использованием природного и (или) попутного газа в качестве рабочего агента допускается только при условии утилизации используемого газа.

Конструкция скважин при этом должна соответствовать требованиям, предъявляемым к газовым скважинам.

191. 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).

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

193. 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.

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

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

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

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

198. Не допускается эксплуатация скважин с газовым фактором, превышающим проектные значения.

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

14. Порядок установления и контроля технологических
режимов работы скважин

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

201. 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 технологических режимов работы скважин.

202. 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.

203. Исходя из установленных норм отбора нефти, жидкости и газа, недропользователем составляются технологические режимы работы добывающих скважин, которые устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стабильности условий разработки объекта. Форма технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин и периодичность установления режимов согласовывается с уполномоченным органом по изучению и использованию недр.

204. 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.

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

дебит жидкости, обводненность, газовый фактор;

давление 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.

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

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

208. Средства измерений, используемые в технологическом процессе для контроля режима работы скважин, должны быть внесены в реестр государственной системы обеспечения единства измерений, и проверяться с установленной периодичностью в соответствии с законодательством Республики Казахстан об обеспечении единства измерений.

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

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

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

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

213. Техническое состояние добывающих скважин и скважинного оборудования должно обеспечивать:

эксплуатацию скважин в соответствии с утверждаемыми на определенный период технологическими режимами;

контроль за параметрами режимов работы скважин (замер давлений на устье и в затрубном пространстве, дебитов скважин по жидкости и газу, обводненности продукции, рабочего давления и удельного расхода газа, давления на приеме насосов и их производительности, отбор устьевых проб);

выполнение промыслово-гидродинамических исследований с целью контроля состояния скважин и скважинного оборудования, определения динамики характеристик пласта и добываемой продукции, контроля и регулирования процесса разработки;

проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

выполнение работ по воздействию на прискважинную часть пласта и призабойную зону скважины.

214. Для осуществления контроля за выполнением технологических режимов работы скважин и процесса разработки объекта в целом скважины должны быть оборудованы манометрами для контроля устьевого и затрубного давлений, устройствами для отбора устьевых проб и замера температуры на устье, арматурными площадками и лубрикаторами для спуска в скважины глубинных приборов (манометров, термометров, дебитомеров, пробоотборников), кроме того, при:

газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оснащают манометрами, расходомерами и другими устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;

эксплуатации скважин установками штанговых глубинных насосов на устье предусматриваются устройства для выполнения операций по динамометрированию скважин, измерению уровня жидкости в скважине эхолотом или волномером, отбору проб газа из затрубного пространства;

эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на устье устанавливается станция управления, позволяющая контролировать и изменять режим работы этих установок, а скважинное оборудование оснащается специальным устройством телемеханических систем, обеспечивающим замер давления и температуры на приеме насоса;

эксплуатации скважин установками гидропоршневых насосов на устье устанавливаются приборы и устройства для контроля числа ходов погружного агрегата, давления рабочей жидкости и качества ее очистки;

эксплуатации нагнетательных скважин с помощью скважинных и поверхностных приборов осуществляется постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине.

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

216. Периодичность и объем исследовательских работ в скважинах устанавливаются недропользователями в соответствии с утвержденным комплексом промыслово-геофизических исследований с учетом требований проектных документов на разработку.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

226. При текущем (подземном) ремонте скважин выполняются следующие работы:

полная или частичная замена скважинного оборудования из-за его износа или внезапного отказа в работе (обрыв штанг, заклинивание плунжера насоса, падение сопротивления изоляции в системе кабель – электродвигатель до нуля, срыв подачи насоса и другие);

очистка стенок и забоя скважин от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии).

227. При капитальном ремонте скважин выполняются:

ремонтно-изоляционные работы (отключение отдельных обводненных интервалов пластов, исправление негерметичности цементного кольца и обсадной колонны, крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта);

переход на другие горизонты или приобщение пластов;

перевод скважин из категории в категорию по назначению;

устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин или их ремонта (извлечение насосно-компрессорных труб, установок электроцентробежных насосов, установок штанговых глубинных насосов, очистка ствола скважин и другие);

ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, оборудованием для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов, зарезка второго ствола скважин;

ремонт нагнетательных скважин: выравнивание профиля приемистости, ликвидация ухода нагнетаемой воды в другие пласты, восстановление целостности и герметичности обсадной колонны и другие;

дополнительная перфорация и торпедирование;

консервация или ликвидация скважин.

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

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

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

230. Ремонт скважин выполняется в соответствии с приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30 декабря 2014 года № 355 "Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10250).

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

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

233. В обязательный комплекс промысловых исследований входят:

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

замеры дебитов углеводородного сырья и 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 по объектам эксплуатации;

определение обводненности продукции скважин по пробам жидкости, отобранным на выкидных линиях или в группах замерных установок;

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;

построение карт текущих и суммарных отборов углеводородного сырья и жидкости, карт изобар;

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.

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

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

235. Исследования по контролю за разработкой эксплуатационных объектов выполняются силами недропользователей или по их заказу специализированными организациями, имеющими соответствующую лицензию на данный вид деятельности, по ежемесячному плану, составляемому недропользователями.

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

237. Особенности комплекса измерений и их периодичность обязательно обосновываются в проектных документах на разработку эксплуатационных объектов с учетом их геологофизических условий и рекомендованной системы разработки.

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

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

240. При проведении систематических исследований рекомендуется придерживаться следующей периодичности каждого вида исследования:

1) замеры пластового давления выполняются:

в основном периоде разработки (I-II-III стадии разработки) – один раз в квартал;

на IV 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;

2) замеры дебитов скважин выполняются со следующей периодичностью:

малодебитные (до 5 т/сут) – один раз в 15 календарных дней;

средне- и высокодебитные – один раз в 7 календарных дней.

Замеры приемистости нагнетательных скважин должны проводиться ежемесячно;

3) замеры обводненности скважин осуществляются с периодичностью, зависящей от состояния их обводнения:

по безводным скважинам – ежемесячно;

по обводняющимся скважинам – ежемесячно.

241. 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.

242. 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.

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

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

245. 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).

246. 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.

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

15. Порядок проектирования и промышленной разработки
газовых и газоконденсатных месторождений

248. Проект опытно-промышленной эксплуатации составляется в целом для месторождений или для отдельных залежей, или их участков (блоков).

249. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием для составления проекта обустройства промысла на период этой эксплуатации.

250. Данный проект состоит из следующих разделов:

1 раздел – Геолого-промысловые данные включает:

краткие сведения о геологической изученности;

краткие сведения о стратиграфии, тектонике и характеристике продуктивных горизонтов (эффективная толщина, пористость, проницаемость, литология и другие);

результаты опробования и исследования разведочных скважин;

данные по составу газа и конденсата;

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

расчет допустимых рабочих дебитов скважин;

рекомендации по доразведке месторождений.

2 раздел – Основные показатели проведения опытно-промышленной эксплуатации включает:

выбор системы разработки;

выбор технологического режима работы скважин;

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

прогнозные расчеты на более длительный период, охватывающий время, на который заключен контракт;

рекомендации по конструкциям эксплуатационных скважин;

рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа;

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

предложения по транспорту газа и его возможным потребителям.

3 раздел – Технико-экономическое обоснование включает следующие основные показатели:

объемы работ с указанием выхода минерального сырья прошедшего первичную переработку;

расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

расходы на опытно-промышленной эксплуатацию месторождений;

налоги и другие платежи;

расчет дохода и прибыли от опытно-промышленной эксплуатации.

4 раздел – Контроль за разработкой газовой и газоконденсатной залежи в целом.

5 раздел – Охрана недр и окружающей среды при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

6 раздел – Графические приложения включает:

обзорные карты;

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

геолого-геофизический разрез и профили.

251. 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.

252. 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.

253. Промышленному освоению подлежат месторождения, по которым выполнены задачи, решаемые на разведочно-эксплуатационной стадии геологоразведочных работ, определены и утвержденные запасы газа, основных и попутных компонентов, 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.

254. 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 пробной 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 и проект обустройства газовых и газоконденсатных месторождений;

4) реализованы мероприятия, предусмотренные проектом обустройства;

5) заключен контракт на добычу.

255. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений охватывает срок действия контракта, если за этот период будет добыто 90 процентов от извлекаемых запасов. В случае 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:

краткие сведения о геологической изученности;

краткие сведения о стратиграфии, тектонике и характеристике продуктивных горизонтов;

результаты пробной эксплуатации, если она не проводилась, то результаты опробования и исследования разведочных скважин;

данные по составу газа и конденсата;

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

гидрогеологическую характеристику и возможный режим работы залежей;

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:

обоснование и выбор системы разработки месторождений;

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

расчет газоконденсатоотдачи;

выбор технологических режимов работы скважин;

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;

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

рекомендации по конструкциям скважин;

рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа;

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 проектной организацией, проектирующей это обустройство;

предложения по транспорту газа и его возможным потребителям;

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

3 раздел – Технико-экономическое обоснование включает следующие основные показатели:

объемы работ с указанием выхода минерального сырья прошедшего первичную переработку;

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

расходы на эксплуатацию месторождений на планируемый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

налоги и другие платежи;

расчет дохода и прибыли на весь проектируемый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

4 раздел – Контроль за разработкой газовой и газоконденсатной залежи в целом.

5 раздел – Охрана недр и окружающей среды при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

6 раздел – Графические приложения включает:

обзорные карты;

структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением всех пробуренных и проектируемых скважин;

геолого-геофизический разрез и профили;

карты разработки по вариантам;

принципиальную схему промысловой обработки газа и конденсата;

принципиальную схему газосборных сетей с местоположением наземных сооружений.

256. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений после его утверждения является основным документом, на основании которого осуществляется разработка газовых и газоконденсатных месторождений.

257. началу осуществления проекта промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и сероорганику, решаются все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования этих газов. Также к началу осуществления данного проекта должны быть определены целесообразность и направление использования этана, пропан-бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов природного газа в случае их промышленного содержания.

258. При низких содержаниях конденсата (менее 5 г/м³) необходимо решить вопросы целесообразности его утилизации на промысле.

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

260. Выбор метода разработки определяется в каждом случае на основе гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов, которые 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.

261. 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, дополнительные затраты на обеспечение товарного качества добываемой продукции, общий период поддержания давления, варианты полной или частичной компенсации пластового давления.

262. 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.

263. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит постоянное пополнение информации за счет бурения новых скважин и наблюдения за ходом разработки данных месторождений. При возникновении обстоятельств, когда принятый ранее проект разработки требует значительных изменений, составляются дополнения к проекту разработки, которые подлежат утверждению.

16. Порядок мониторинга за разработкой газовых и
газоконденсатных залежей

264. Система мониторинга 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.

265. На основании результатов исследований определяются и периодически уточняются:

режим работы залежи и ее температурный режим;

начальные и текущие запасы углеводородного сырья;

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.

266. 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.

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

268. 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.

269. 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.

270. 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.

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

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

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

274. 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.

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

276. На крупных месторождениях бурится ряд пьезометрических скважин для наблюдения за интенсивностью падения давления в законтурной, удаленной от месторождений области пласта.

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

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

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

280. 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).

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

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

283. 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.

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

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

17. Меры по регулированию разработки залежей и месторождений
для увеличения газоконденсатоотдачи

286. Условием работ по повышению газоконденсатоотдачи является регулирование разработки залежей и месторождений в целом.

287. При разработке однопластовых залежей проводятся:

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.

288. При разработке многопластовых объектов проводятся дополнительные мероприятия:

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).

289. В процессе разработки месторождений допускается проведения приобщения к эксплуатационным объектам ранее не разрабатывавшихся горизонтов, в том числе вновь открываемых в процессе эксплуатационного разбуривания или продолжающихся разведочных работ.

290. 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.

291. 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.

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

293. 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.

294. 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.

295. 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.

296. 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.

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

298. 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.

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

18. Порядок регулирования разработки залежей
углеводородного сырья

300. 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.

301. В результате регулирования и совершенствования разработки достигается:

обеспечение предусмотренной проектным документом динамики годовой добычи углеводородного сырья из объекта разработки;

достижение проектных коэффициентов извлечения углеводородного сырья;

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.

302. 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.

303. Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования. При применении заводнения могут применяться следующие 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.

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

305. 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.

306. 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.

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

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

повсеместного или выборочного (на участках с ухудшенными параметрами пласта) уплотнения сетки скважин;

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

замены метода воздействия на пласт или вида заводнения;

значительного увеличения давления нагнетания.

309. Мероприятия по изменению системы разработки излагаются в дополнении к ранее утвержденному проектному документу или в новом проектном документе с оценкой экономической и технологической эффективности и утверждаются с последующим внесением изменений в контракт на добычу.

19. Авторский надзор при разработке и разведке
месторождений углеводородного сырья

310. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений при разработке месторождений углеводородного сырья ежегодно ведется проектной организацией, составлявшая проектный документ на разработку месторождения углеводородного сырья.

311. При авторском надзоре используется текущая геолого-промысловая информация, получаемая при контроле разработки, а результаты надзора излагаются в виде ежегодного отчета, представляемого в уполномоченный орган по изучению и использованию недр.

312. В ежегодном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

показано соответствие (или несоответствие) фактически достигнутых значений технологических параметров, таких как уровни добычи углеводородного сырья и жидкости, объемы закачки агента, фонд пробуренных и действующих добывающих скважин, средние дебиты и приемистость скважин, динамика пластового давления и значения забойных давлений, текущая обводненность продукции объекта разработки;

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 поступившим предложениям (если таковые имеются) недропользователя об изменении отдельных проектных решений и показателей.

313. Анализ разработки месторождения представляет собой комплексное изучение результатов геолого-промысловых, геофизических, гидродинамических и других исследований скважин и пластов в процессе разработки эксплуатационного объекта, а также динамики показателей разработки для установления текущего размещения запасов углеводородного сырья и процессов, протекающих в продуктивных пластах, с выработкой на этой основе рекомендаций по совершенствованию системы разработки в целях оптимизации добычи и увеличения коэффициентов извлечения углеводородного сырья.

314. 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 2-3 года.

315. 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 углеводородного сырья, жидкости, 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.

316. 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.

317. В случае существенных (более 10 процентов) расхождений между фактическими и проектными показателями разработки, при необходимости внесения значительных изменений в систему разработки результаты анализа разработки подлежат рассмотрению Центральной комиссией по разведке и разработке полезных ископаемых.

318. После утверждения уполномоченным органом по изучению и использованию недр анализ разработки в течение 3 лет имеет силу технологического документа по разработке. В течение этого срока недропользователь утверждает новый проект разработки.

319. Динамическая геологопромысловая модель эксплуатационного объекта – 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.

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

321. 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 углеводородного сырья и жидкости 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 углеводородного сырья, жидкости; обводненность продукции; закачка рабочего агента; фонд добывающих и нагнетательных скважин; степень выработки запасов, дебиты скважин по углеводородного сырья 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.

322. 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.

323. На основе статической и динамической геолого-промысловых моделей создается математическая модель, представляющая собой систему уравнений, описывающих с физической точки зрения характер изучаемого процесса.

324. Путем математического моделирования делается прогноз дальнейшего развития процесса нефтегазоизвлечения при сложившейся системе разработки и выполненного комплекса геолого-технических и технологических мероприятий.

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

326. Авторский надзор за реализацией проектных решений при разведке месторождений углеводородного сырья ведет проектная организация, составившая проект.

327. При авторском надзоре используется текущая информация, получаемая при проведении работ, а результаты оформляются в виде информациооного отчета.

В информационном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

соответствие фактических результатов проведенных работ проекту;

причины расхождения между фактическими и проектными показателями, не выполнения проектных решений;

рекомендации, направленные на достижение проектных решений и устранение выявленных недостатков при проведении работ.

20. Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождений
углеводородного сырья

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

329. Мероприятия по охране недр и окружающей среды предусматриваются в:

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

контрактах на недропользование.

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

331. Разработка месторождений углеводородного сырья проводится на основании результатов инженерно-геологических, гидрогеологических, геоэкологических и других исследований. Необходимость проведения дополнительных исследований определяется проектной организацией в соответствии с требованиями природоохранных нормативных документов.

332. При разведке, разбуривании и разработке нефтяных, нефтегазовых, 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 сероводородам, соответствующая стандартам Республики Казахстан или мировым стандартам, если требования мировых стандартов не ниже казахстанских.

333. В проекте приводится сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими мировыми аналогами по степени экологического риска.

Проектная документация по промышленной разработке месторождения углеводородного должна содержать раздел по переработке (утилизации) попутного газа.

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

при бурении скважин: блок приготовления и химической обработки бурового и цементного растворов (гидроциклон, 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; углеводородное сырье, получаемое 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.

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

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

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

338. 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.

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

340. При строительстве скважин не допускается нарушение растительного и почвенного покровов за пределами участков, отведенных под строительство.

341. 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.

342. В случаях строительства скважин на особо охраняемых природных территориях необходимо применять только безамбарную технологию.

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

344. При операциях по недропользованию недропользователем проводиться работы по утилизации шламов и нейтрализации отработанного бурового раствора, буровых, карьерных и шахтных сточных вод для повторного использования в процессе бурения, возврата в окружающую среду.

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

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

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

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

349. 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.

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

351. 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.

352. 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 углеводородного сырья (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за производство работ.

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

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

355. В случае отсутствия возможностей для утилизации продукта не допускается освоение и исследование разведочных и эксплуатационных скважин без нейтрализации или сжигания газа с постоянным поддержанием горения.

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

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

358. 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 углеводородного сырья и жидкости.

359. 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.

360. Работа по ликвидации открытого фонтана проводится по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке недропользователем и уполномоченным органом по изучению и использованию недр.

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

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

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

364. 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.

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

366. Не допускается освоение, испытания и эксплуатация видов скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, наличием межпластовых перетоков, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками устьевых фланцевых соединений, а также эксплуатация дефектных скважин.

367. 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.

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

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

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

371. 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.

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

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

374. 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.

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

376. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков углеводородного сырья и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям углеводородного сырья в недрах, то недропользователь устанавливает и ликвидирует причину неуправляемого движения пластовых флюидов в течение одного года после выявления дефекта.

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

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

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

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

381. 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.

382. 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.

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

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

385. 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.

386. 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.

387. 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.

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

389. 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.

390. Захоронение жидких отходов запрещается. Жидкие отходы должны обезвоживаться до влажности рыхлых горных пород в окружающей среде или отверждаться.

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

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

21. Разведка твердых и общераспространенных полезных ископаемых

393. Недропользователем при проведении разведки полезных ископаемых должно обеспечиваться:

проведение геологоразведочных работ в соответствии с проектными документами и рабочей программой контракта, за исключением недропользователей, которым право на разведку предоставляется в упрощенном порядке;

комплексность изучения всех основных и попутных полезных компонентов в пределах контрактной территории на всех стадиях геологоразведочных работ;

последовательность проведения стадийности геологоразведочных работ;

соблюдение методики разведки, плотность разведочной сети, выбранных технических средств разведки в соответствии с изучаемым объектом недропользования;

достоверность геофизических исследований, данных опробования полезного ископаемого и их периодичность (бороздового, кернового, шламового);

обоснованность способов, методики отбора и обработки проб, качество аналитических работ;

наличие результатов контроля качества разведочных данных, отбора и обработки проб, аналитических работ;

геологическое изучение на всей контрактной территории и выявление масштабов минерализации;

всестороннее изучение качества и технологические свойства полезного ископаемого с выявлением комплекса основных и сопутствующих полезных ископаемых и компонентов;

исполнение геологической документации (планов опробования, геологических карт и разрезов к ним, нанесение геологических контуров рудных тел, зон, зарисовок горноразведочных выработок, скважин);

своевременность возврата контрактной территории в соответствии с условиями контракта.

394. Отбор проб сопровождается соответствующей геологической документацией организацией.

395. Проведение внутреннего и внешнего геологического контроля опробования осуществляется не реже одного раза в квартал.

396. Допускается отбор минералого-технологических итехнологических проб при поисковых и оценочных работах.

397. При наличии на месторождении нескольких промышленных типов руд отбор технологических проб и их исследование проводится отдельно для каждого типа руд.

398. Ведение разведочных работ осуществляется методами и способами, исключающими неоправданные потери минерального сырья и снижение его качества.

399. Все разведочные выработки, пройденные в процессе проведения разведки, документируются. В геологической документации отражаются все детали, необходимые для достоверного изучения недр.

400. В процессе оценочных работ допускается проведение опытно-промышленной добычи месторождения на основании утвержденных проектных документов.

22. Порядок добычи твердых и общераспространенных
полезных ископаемых

401. Недропользователь, обладающий правом недропользования на добычу, начинает добычу только после проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых. Заключение государственной экспертизы о рентабельности разработки разведанных запасов полезных ископаемых является основанием для их постановки на государственный баланс.

402. Недропользователем при проведении операций по недропользованию обеспечивается:

выполнение лицензионно-контрактных условий и исполнение решений утвержденных проектных документов;

максимальное и экономически целесообразное извлечение из недр всех полезных ископаемых, подлежащих разработке в пределах контрактной территории;

возможность отработки изолированных рудных тел, пластов имеющих промышленное значение;

охрана запасов месторождения от проявлений опасных техногенных процессов, приводящих к осложнению их отработки, снижению промышленной ценности, полноты и качества извлечения полезных ископаемых;

достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно залегающих полезных ископаемых, продуктов переработки минерального сырья и отходов производства при разработке месторождения;

рациональное и комплексное использование минеральных ресурсов недр на всех этапах добычи полезных ископаемых и первичной переработке руды;

полнота извлечения из недр полезных ископаемых, не допуская выборочную отработку;

соблюдение нормативов вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов полезных ископаемых;

экологические и санитарно-эпидемиологические требования при складировании и размещении промышленных и бытовых отходов в целях предотвращения их накопления на площадях водосбора и в местах залегания полезных ископаемых;

полнота опережающего геологического изучения недр для достоверной оценки величины и структуры запасов полезных ископаемых;

соблюдением утвержденных кондиций при отработке месторождения.

403. Не допускается оставление запасов полезных ископаемых, вызывающее осложнения при их выемке в будущем, полную или частичную потерю этих запасов.

404. Не допускается переработка многокомпонентного минерального сырья без обеспечения комплексного его использования, с учетом экономической эффективности.

405. Не допускается корректировка геологических и маркшейдерских данных количества и качества добытых полезных ископаемых по учетным данным перерабатывающего производства.

406. Выбранные способы, объемы и сроки проведения вскрышных и подготовительно-нарезных работ должны обеспечивать установленные нормативы вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов.

407. При проведении вскрывающих и подготовительных горных выработок с попутной добычей полезных ископаемых, недропользователи:

производят раздельную выемку совместно залегающих разносортных, разнокачественных и разнотипных полезных ископаемых;

ведут учет их добычи и потерь;

обеспечивают раздельное складирование и сохранность добытых полезных ископаемых до потребления.

408. 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.

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

410. При подготовке месторождения к разработке все горно-подготовительные выработки проходятся в местах, примыкающих к проектным контурам карьера, обеспечивающих сохранность и полноту выемки полезного ископаемого, а также безопасность ведения горных работ.

411. При комбинированной разработке месторождения открытым и подземным способами, в целях предотвращения необоснованных потерь полезных ископаемых и обеспечения безопасности ведения горных работ, разрабатываются специальные мероприятия, предусмотренные проектными документами.

412. В процессе добычных работ недропользователи:

определяют количество и качество готовых к выемке запасов полезных ископаемых, нормативы эксплуатационных потерь и разубоживания по выемочным единицам;

ведут регулярные геологические наблюдения в очистных забоях и обеспечивают своевременный геологический прогноз для оперативного управления горными работами;

ведут учет добычи и нормативов потерь по каждой выемочной единице;

не допускают образования временно-неактивных запасов полезного ископаемого, за исключением предусмотренных утвержденными проектными документами, потерь на контактах с вмещающими породами и в маломощных участках тел (залежей, пластов);

разрабатывают и осуществляют мероприятия по недопущению сверхнормативных потерь и разубоживания;

ведут работы в соответствии с календарным графиком проектных документов;

проводят эксплуатационную разведку и опробование;

осуществляют контроль соблюдения предусмотренных проектом мест заложения, направлений и параметров горных выработок, предохранительных целиков, технологических схем проходки;

проводят геологический контроль опробования (внешний и внутренний контроль), при этом внешний контроль должен осуществляться ежеквартально в объеме не менее 5 процентов от общего объема опробования;

проводят постоянные наблюдения за состоянием горного массива, геолого-тектонических нарушений и других явлений, возникающих при разработке месторождения;

фиксируют изменения горно-геологических и горнотехнических условий в акте, составленном по форме, согласно приложению к настоящим Правилам, с привлечением представителей территориальных подразделений уполномоченных органов по изучению и использованию недр, в области промышленной безопасности и проектной организацией разработавшей проектный документ.

413. При проведении добычных (очистных) работ не допускается:

выборочная отработка богатых или легкодоступных участков месторождения, приводящая к необоснованным потерям балансовых запасов полезных ископаемых;

оставление запасов полезных ископаемых, вызывающее осложнения при их выемке в будущем, полную или частичную потерю этих запасов;

подработка запасов полезных ископаемых, приводящая к их

потерям;

сверхнормативные потери и разубоживание;

нарушение установленных сроков отработки выемочных единиц.

414. Вскрытие, подготовка месторождения и добычные работы, в том числе опытно-промышленная добыча, должны производиться в соответствии проектными документами.

При изменении горно-геологических и горнотехнических условий, подтвержденными актом, указанным в пункте 412 настоящих Правил, в проектные документы в течение 18 месяцев вносятся в установленном порядке соответствующие дополнения и изменения.

По твердым полезным ископаемым проекты изменений и (или) дополнений к утвержденным проектам не составляются в случае, если объемы добычи, определенные утвержденными проектами, изменяются менее чем на двадцать процентов в физическом выражении от утвержденных проектных показателей.

415. Проект промышленной разработки месторождения разрабатывается при наличии утвержденных запасов полезных ископаемых и акта горного отвода.

Проект промышленной разработки, разрабатываются поэтапно по мере его выполнения в соответствии с требованиями Правил в пределах срока действия контракта.

В проекте промышленной разработки месторождения предусматриваются:

размещение наземных и подземных сооружений; способы вскрытия и системы разработки месторождения полезных ископаемых; порядок очередности отработки запасов; применение средств механизации и автоматизации производственных процессов, обеспечивающие наиболее полное, комплексное извлечение из недр, рациональное и эффективное использование балансовых запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых;

проектные показатели: объемы вскрыши; объемы добычи; объемы горно-капитальных, горно-подготовительных, нарезных, эксплуатационно-разведочных и закладочных работ; углы откосов при добыче (при разработке, при погашении);

календарный график горных работ с объемами добычи и показателями качества полезного ископаемого в пределах срока действия контракта в рамках контрактной территории;

обоснование нормативов потерь и разубоживания;

сведения о временно-неактивных запасах, причинах их образования и намечаемых сроках их погашения;

обоснование нормативов вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов полезных ископаемых;

обоснование оптимальных параметров выемочных единиц, обеспечивающие рациональный уровень полноты извлечения полезных ископаемых из недр;

сохранение в недрах или складирование забалансовых запасов для их последующего промышленного освоения;

возможность использования твердых отходов производства для закладки горных выработок в качестве стройматериалов или сырья для производства стройматериалов;

раздельное складирование некондиционных продуктов переработки и отходов производства с целью их дальнейшего использования;

оптимальное извлечение основных полезных компонентов, обеспечивающее минимальные потери с отвальными продуктами;

определение оптимального содержания полезного компонента в концентратах, обеспечивающее наиболее высокое сквозное извлечение;

выделение сопутствующих компонентов в самостоятельные виды продукции;

систематическое опробование минерального сырья с целью управления и повышения эффективности технологии его переработки;

геологическое изучение недр (детальная и эксплуатационная разведка), техногенных минеральных образований, геологическое и маркшейдерское обеспечение работ;

рациональное использование дренажных вод, вскрышных и вмещающих пород;

обезвреживание или захоронение отходов производства;

меры, обеспечивающие безопасность работы производственного персонала и населения, зданий и сооружений, объектов окружающей среды от вредного воздействия работ, связанных с недропользованием;

меры по ликвидации последствий операций по недропользованию и рекультивации нарушенных земель;

мероприятия по предотвращению потерь полезного ископаемого;

перечень работ относящихся к первичной переработке;

технические средства и мероприятия по достоверному учету количества и качества добываемого и перерабатываемого минерального сырья, а также их потерь и отходов производства;

технико-экономическое обоснование, включающее следующие основные показатели:

объемы работ с указанием выхода минерального сырья прошедшего первичную переработку;

расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

расходы на эксплуатацию месторождений;

налоги и другие платежи;

расчет дохода и прибыли от промышленной эксплуатации.

Принимаемые технические решения сопровождаются соответствующей графической документацией.

Не допускается оставление в недрах запасов полезного ископаемого, предоставленные недропользователю условиями лицензии или контракта.

416. Не допускаются варианты вскрытия и системы разработки, приводящие к выборочной отработке наиболее богатых частей и легкодоступных участков месторождения, рудных тел и залежей вследствие которых они могут утратить промышленное значение или оказаться полностью потерянными.

417. В случае если проектом не предусмотрена отработка балансовых запасов полезного ископаемого, залегающих совместно с основным, по согласованию с компетентным органом разрабатывается дополнение к основному проекту, предусматривающее порядок и условия добычи совместно залегающих полезных ископаемых и складирования их в специальные отвалы для использования в будущем.

418. На разработку крупных месторождений полезных ископаемых с двумя и более недропользователями разрабатывается комплексный проект разработки месторождения, предусматривающий рациональную раскройку месторождения на шахтные (карьерные) поля, очередность строительства и ввода в действие шахтных (карьерных) полей обеспечивающих наиболее полное извлечение из недр запасов основных и попутно залегающих полезных ископаемых, а также меры по учету и сохранению попутно добываемых и временно не используемых полезных ископаемых.

419. Проект опытно-промышленной добычи должен содержать:

выбор представительного участка для проведения работ с содержанием полезного ископаемого на данном участке не выше среднего основного по месторождению;

комплекс исследований по контролю процесса разработки и получения дополнительных данных о горно-геологических условиях и качестве минерального сырья;

продолжительность опытно-промышленной разработки, необходимой для оценки эффективности апробируемой технологии;

технология опытно-промышленной разработки;

потребность в технологическом оборудовании, машинах и механизмах;

объем добычи полезного ископаемого на период опытно-промышленной разработки;

предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленной добычи.

Объемы и сроки опытно-промышленной добычи определяются по результатам предварительной государственной экспертизы недр.

420. На основании проектных документов для каждой выемочной единицы разрабатывается локальный проект на ее отработку. Локальный проект отработки выемочной единицы согласовывается с территориальными подразделениями уполномоченных органов по изучению и использованию недр и в области промышленной безопасности.

421. В локальном проекте выемочной единицы технико-экономическими расчетами обосновываются:

оптимальные параметры выемочной единицы, нормативы потерь и разубоживания полезных ископаемых, предельные сроки отработки выемочной единицы;

методы определения и учета добычи полезных ископаемых, обеспечивающие необходимую полноту и достоверность.

На каждую выемочную единицу недропользователем заводится паспорт, отражающий учет состояния и движения запасов полезных ископаемых, фактическое выполнение показателей потерь и разубоживания и состояние горных работ.

Учет добычи ведется по каждой выемочной единице.

422. Проекты разработки могут включать доразведку месторождения, которая предусматривает:

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

методику и технологию проведения геологических, гидрогеологических и инженерно-геологических работ и исследований, необходимых для выполнения задания;

ожидаемый прирост запасов полезных ископаемых.

423. При разработке месторождений производится систематическое наблюдение за состоянием недр, 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.

424. Добычные работы сопровождаются геологической и маркшейдерской службой, которая:

ведет в полном объеме и на качественном уровне установленную геологическую и маркшейдерскую документацию;

ведет учет и оценку достоверности показателей полноты и качества извлечения полезных ископаемых при производстве очистных работ;

выполняет маркшейдерские работы для обеспечения рационального и комплексного использования полезных ископаемых, эффективного и безопасного ведения горных работ, охраны зданий и сооружений от влияния горных разработок;

ведет наблюдения за сдвижением земной поверхности, массива горных пород и устойчивостью бортов карьера;

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

обеспечивает съемку и замеры в горных выработках, расчеты выемочных мощностей, объемов и количества отбитой рудной массы;

ведет книгу учета добычи и потерь по каждой выемочной единице, координировать и оценивать все виды геолого-маркшейдерских работ по определению исходных данных;

не допускает самовольную застройку площадей залегания полезных ископаемых в пределах контрактной территории.

425. В случае расхождения между утвержденными запасами и фактическими данными, полученными при разработке, материалы сопоставления разведки и добычи представляются на государственную экспертизу недр.

426. 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 прилагаются материалы, обосновывающие изменение запасов в результате их прироста, а также списания, как утративших промышленное значение или неподтвердившихся при последующих геологоразведочных работах и разработке месторождения.

427. 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 подлежат утверждению.

428. Все техногенные минеральные образования, отходы и продукты переработки (хвосто- и шламохранилища, отвалы бедных руд, пород, шлаков и так далее) подлежат паспортизации и учету в соответствии с порядком установленным законодательством.

429. Требования рационального и комплексного использования к минеральному сырью, предназначенному к переработке:

минеральное сырье, планируемое к переработке систематически опробуется. На каждую технологическую пробу составляется акт об отборе и заполняется паспорт;

каждая партия минерального сырья, поступающая на перерабатывающее предприятие, должна иметь сертификат (паспорт) с указанием количества и качества сырья с разделением по технологическим типам, сортам и содержащимся в нем основным и попутным компонентам;

порядок и ритмичность поставок минерального сырья перерабатывающему предприятию предусматривает создание необходимого запаса для проведения предварительного усреднения или шихтовки;

определение количества исходного сырья, поступающего на перерабатывающее предприятие осуществляется взвешиванием.

430. Не допускается переработка многокомпонентного минерального сырья без обеспечения комплексного его использования, если это не предусмотрено проектом.

431. Не допускается переработка минерального сырья, концентратов, полупродуктов с высоким содержанием полезного компонента (полезных компонентов), если применяемая технология не обеспечивает уровня извлечения возможного при применении других способов переработки.

432. Предприятие, перерабатывающее минеральное сырье ведет учет поступающего сырья, контроль потерь и распределения компонентов по всем продуктам переработки и отходам.

Достоверность данных проверяется путем составления технологического и товарного балансов.

433. Правила не распространяются на переработку техногенных минеральных образований, являющихся собственностью недропользователя или иного лица, за исключением пункта 428 Правил.

23. Авторский надзор при разработке и разведке твердых
полезных ископаемых

434. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений при разработке твердых полезных ископаемых ежегодно ведет проектная организация, составившая проектный документ на добычу.

435. При авторском надзоре используется текущая информация, получаемая при мониторинге разработки, а результаты надзора излагаются в виде ежегодного отчета.

436. В ежегодном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

показано соответствие (или несоответствие) фактически достигнутых значений технологических параметров;

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.

437. Авторский надзор за реализацией проектных решений при разведке твердых полезных ископаемых ведет проектная организация, составившая проект на разведку.

При авторском надзоре за реализацией проектных решений при разведке твердых полезных ископаемых используется текущая информация, получаемая при проведении работ, а результаты оформляются в виде информациооного отчета.

438. В информационном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

соответствие фактических результатов проведенных работ проекту;

причины расхождения между фактическими и проектными показателями, не выполнения проектных решений;

рекомендации, направленные на достижение проектных решений и устранение выявленных недостатков при проведении работ.

24. Разведка подземных вод

439. 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;

проведение комплекса восстановительных работ на земельных участках, приведенных в негодность в процессе разведочных и эксплуатационных работ.

440. 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.

441. Не допускается орошение земель сточными водами, если это влияет или может повлиять на состояние подземных водных объектов.

442. 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.

443. Если при использовании недр для разведки и добычи других полезных ископаемых вскрыты водоносные горизонты, природопользователю необходимо принять меры по охране подземных водных объектов в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан, и сообщить об этом в уполномоченные государственные органы в области охраны окружающей среды, использования и охраны водного фонда, по изучению и использованию недр и обеспечения санитарно-эпидемиологического благополучия населения.

444. Вскрытые подземные водоносные горизонты обеспечиваются надежной изоляцией, предотвращающей их загрязнение.

445. Бурение поглощающих скважин для сброса промышленных, лечебных минеральных и термальных сточных вод не допускается в случаях, когда эти скважины могут являться источником загрязнения водоносного горизонта, пригодного или используемого для питьевого и бытового водоснабжения или в лечебных целях.

446. Бурение поглощающих скважин должно осуществляться после изучения и выбора горизонта-коллектора, характеризующегося высокими емкостными свойствами и совместимого с химическим составом сточных вод, а также изолированного водоупорами в кровле и подошве.

447. В районах, где отсутствуют необходимые поверхностные водные источники и имеются достаточные ресурсы подземных вод питьевого качества, разрешается временное использование этих вод для целей, не связанных с питьевым и бытовым водоснабжением в установленном законодательством порядке.

448. При бурении скважин недропользователь обеспечивает:

изолирование всех водоносных горизонтов и проницаемых пластов;

герметичность всех колонн и надежную их цементировку.

449. Все пласты с признаками водоносности, выявленные в процессе бурения скважин по данным керна, электро- и термокаротажа, должны быть достоверно изучены с целью определения возможности получения из них промышленных притоков воды.

450. 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.

451. При полной или частичной ликвидации либо консервации буровых скважин последние приводятся в безопасное состояние, обеспечивающее охрану окружающей среды.

452. 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.

453. 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 проверкой его герметичности.

25. Добыча подземных вод

454. Проектный документ на добычу является основным документом, в соответствии и на основании которого осуществляется разработка месторождения подземных вод.

Проект должен содержать все необходимые сведения для строительства и эксплуатации объекта водопользования, в том числе качественные показатели (химические, бактериологические, радиологические) извлекаемых (сбрасываемых) вод, размеры санитарно-защитных и других зон и округов и описание условий их содержания, об общей геолого-гидрогеологической обстановке участка, глубине залегания подземных вод, их уровенном режиме, гидравлической связи поверхностных и подземных вод, литолого-фациальном составе зоны аэрации, а также данные об утвержденных запасах и условиях формирования подземных вод, мониторинг состояния недр и подземных вод.

455. Проект разработки месторождения подземных вод (строительства и/или эксплуатации водозабора централизованного питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения) должен содержать:

краткую геолого-гидрогеологическую характеристику месторождения поземных вод;

указания мест размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин;

требования к конструкции эксплуатационных и наблюдательных скважин и работам по изоляции водоносных горизонтов, пересекаемых стволами указанных скважин;

описание конструкции фильтров скважин и указания интервалов их установки, если скважины фильтровые;

требования к оборудованию устьев эксплуатационных и наблюдательных скважин;

требования к технологии бурения эксплутационных и наблюдательных скважин и наблюдениям при производстве буровых работ;

требования к проведению опытных работ;

требования к организации и обустройству поясов зоны санитарной охраны водозабора и осуществлению контроля за соблюдением охранного режима в зоне санитарной охраны водозабора;

требования к организации и ведению наблюдений за режимом подземных вод в границах зоны санитарной охраны водозабора, ведению учета забранной воды по каждой эксплуатационной скважине, осуществлению контроля за уровнем воды в скважинах, ее составом и свойствами;

технико-экономическое обоснование, включающее следующие основные показатели:

объемы работ с указанием выхода минерального сырья прошедшего первичную переработку;

расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

расходы на эксплуатацию месторождений;

налоги и другие платежи;

расчет дохода и прибыли от промышленной эксплуатации.

456. В проектах водозаборов подземных вод предусматривается режимная сеть наблюдательных скважин для наблюдения за уровнями, дебитом, температурой и химическим составом подземных вод.

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.

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

458. Водозаборные сооружения, водоводы и станции водоподготовки сооружаются на средний часовой расход в сутки максимального водопотребления.

459. Конструкция скважин предусматривает:

возможность замера дебита, уровней, отбора проб воды;

производство ремонтных работ при проведении регенераций в ходе эксплуатации скважин.

460. Проект промышленной разработки месторождений минеральных вод устанавливает:

систему разработки месторождения, обеспечивающую оптимальный режим эксплуатации водозаборных сооружений и отбор минеральных вод в пределах утвержденных эксплуатационных запасов;

количество эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин (источников), выбор и обоснование технологического режима их работы;

способ каптажа минеральных вод и обустройство водозаборных сооружений, системы перекачки, транспортировки, резервирования и предварительной обработки минеральных вод (стабилизации, нагрева, охлаждения и других методов), обеспечивающие сохранность качества минеральных вод;

мероприятия по доразведке месторождения минеральных вод;

особенности проектирования и эксплуатации бальнеотехнических систем, связанные со спецификой химического состава вод;

комплекс мероприятий по бесперебойному обеспечению минеральными водами всех потребителей и созданию рациональной системы эксплуатации месторождений;

схему обустройства месторождения;

комплекс гидрогеологических наблюдений (мониторинг подземных вод) по контролю за разработкой месторождений минеральных вод и порядок их ведения;

нормативы потерь минеральных вод при их отборе, транспортировке и использовании;

меры охраны месторождения от порчи и преждевременного истощения;

мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту скважин.

461. Не допускается использование подземных вод в хозяйственных нуждах, содержащих природные лечебные ресурсы за исключением случаев, предусмотренных водным и санитарным законодательством.

462. Конструкция скважины должна обеспечивать ее длительное функционирование, оптимальный режим эксплуатации, возможность применения насосов различных типов и приспособлений для возбуждения или усиления газлифта (термогазлифта, термолифта, парлифта) и вывод минеральных вод только одного типа. Вывод различных по составу минеральных вод одной скважиной путем усложнения ее конструкции и использования для этого межтрубного пространства не допускается.

463. При каптаже минеральных вод с положительным пьезометрическим уровнем конструкция скважин должна обеспечивать их вывод преимущественно самоизливом на расчетный срок эксплуатации, если это соответствует условиям подсчета запасов.

464. На каждое каптажное сооружение составляется паспорт, содержащий все основные гидрогеологические и гидрохимические данные, сведения о его конструкции и рекомендации по эксплуатации.

465. В проекте разработки месторождений термальных вод приводится комплексное решение основных технологических и технико-экономических вопросов, связанных с максимальным извлечением и комплексным использованием выявленных ресурсов термальных вод и всех ценных сопутствующих компонентов при оптимальных технико-экономических показателях с учетом требований охраны недр и окружающей среды.

466. Проект разработки месторождений термальных вод содержит следующие разделы:

исходные геолого-промысловые данные, полученные в ходе поисково-разведочных работ и опытной эксплуатации скважин;

обоснование выбранной системы разработки, уровней годовой добычи, технологического режима работы скважин, рационального использования вод в процессе эксплуатации и рентабельного срока разработки, целесообразности поддержания пластового давления;

обоснование системы и места сброса отработанных вод;

программу и объем работ по исследованию скважин и контролю за разработкой;

исходные данные для составления проекта обустройства промысла;

технико-экономическое обоснование, включающее следующие основные показатели:

объемы работ с указанием выхода минерального сырья прошедшего первичную переработку;

расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

расходы на эксплуатацию месторождений;

налоги и другие платежи;

расчет дохода и прибыли от промышленной эксплуатации.

467. Проект обустройства месторождений термальных вод основывается на утвержденных технологических схемах и проектах разработки. В проекте обустройства промысла термальных вод должны быть даны наиболее эффективные и экономически целесообразные решения относительно:

систем сброса (глубинного или поверхностного), внутрипромыслового транспорта и очистки термальных вод;

технологических установок, оборудования и аппаратуры для обработки воды (сепарация, дегазация, очистка, технические мероприятия против солеотложения);

обработки и подготовки полезных компонентов (при их промышленной концентрации) для использования или транспортирования к потребителям (переработчикам);

мероприятий и средств для борьбы с коррозией оборудования;

мероприятий и средств, необходимых для обеспечения контроля и регулирования работы скважины (эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических), а также текущего контроля за процессом разработки месторождения;

средств непрерывного и периодического контроля и учета добычи термальных вод;

механико-энергетической и ремонтной базы промысла термальных вод;

насосного хозяйства, обеспечивающего подачу воды потребителям (на каждой скважине или их группе);

водоснабжения и промысловой канализации;

сооружения производственных, административных и бытовых зданий.

468. Разработка проекта строительства и(или) эксплуатации водозабора промышленных вод осуществляется на основании данных детальной разведки соответствующего эксплуатационного участка месторождения подземных вод либо по данным разведки месторождений углеводородного сырья.

469. Проект строительства и эксплуатации водозабора промышленных вод содержит:

указания мест размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин;

требования к конструкции эксплуатационных и наблюдательных скважин и работам по изоляции водоносных горизонтов, пересекаемых стволами указанных скважин;

описание конструкции фильтров эксплуатационных и наблюдательных скважин и указания интервалов их установки;

требования оборудованию устьев эксплуатационных и наблюдательных скважин;

требования к технологии бурения эксплуатационных и наблюдательных скважин и наблюдениям при производстве буровых работ;

требования к проведению опытных работ;

требования к режиму забора промышленных вод и их охране;

требования к организации и ведению наблюдений за режимом подземных вод в границах месторождения промышленных вод, ведению учета забираемой воды, осуществлению контроля за уровнем, составом и свойствами воды в скважинах.

470. Не допускается 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.

471. Эксплуатация продуктивных пластов должна осуществляться соблюдением всех условий, исключающих возможность нанесения ущерба другим продуктивным пластам.

472. Не допускается применять в одной скважине совместно-разделительную эксплуатацию нескольких продуктивных горизонтов, содержащих подземные воды.

473. Не допускается при эксплуатации продуктивных горизонтов смешения вод эксплуатируемого горизонта за счет перетока вод из выше или нижележащих водоносных горизонтов.

474. Каптажные сооружения, обеспечивающие захват и подачу высокогазонасыщенных вод, оборудуются газоотделителями и газосборниками. Принудительная эксплуатация каптажных сооружений с газонасыщенными водами может осуществляться с помощью погруженных насосов на глубину большую, чем проявление в воде газовой фазы.

475. Не допускается применение эрлифтных (подъем жидкости при помощи сжатого воздуха) установок для вывода сероводородных, углекислых, радоновых лечебных вод, а также вод со сложным газовым составом и обогащенных органикой.

476. Месторождения термальных, 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 хозяйственнго значения.

477. Наземное и подземное оборудование должно быть удобным и безопасным при эксплуатации, контроле и исследованиях, для обеспечения замера температуры, давления и дебита на устье, спуска глубинных приборов в ствол скважины, в том числе и во время ее эксплуатации.

478. Учет добычи термальных 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.

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

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

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

482. В подземных водах, содержащих полезные компоненты, 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.

483. 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.

484. На водосборных площадях подземных водных объектов, которые используются или могут быть использованы для питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, не допускается размещение площадок для кучного выщелачивания руд, захоронений отходов, свалок, кладбищ, скотомогильников и других объектов, влияющих на состояние подземных вод.

485. Не допускается орошение земель сточными водами, если это влияет или может повлиять на состояние подземных водных объектов.

486. Не допускается бурение поглощающих скважин для сброса промышленных, лечебных минеральных и термальных сточных вод в случаях, когда эти скважины могут являться источником загрязнения водоносного горизонта, пригодного или используемого для питьевого и бытового водоснабжения или в лечебных целях.

487. Бурение поглощающих скважин, в том числе нагнетательных скважин для подземного скважинного выщелачивания полезных ископаемых, допускается только 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.

488. В случае обнаружения взаимовлияния скважин, в одной из которых отмечается значительное падение дебита или полное прекращение подачи воды, одна из скважин должна быть закрыта или ликвидирована.

489. Недропользователь обеспечивает капитальный ремонт скважин в случае:

повреждения обсадных колонн, не позволяющего продолжать эксплуатацию, и технической невозможности исправления скважин;

обнаружения пескования;

обнаружения солеотложений в стволе скважины.

490. Все работы по капитальному ремонту скважин должны производиться недропользователями по согласованию с территориальными органами уполномоченного органа в области промышленной безопасности.

491. При размещении, проектировании, строительстве, вводе в эксплуатацию и эксплуатации водозаборов, связанных с использованием подземных водных объектов, предусматриваются меры, предотвращающие подтопление территорий, опустынивание, заболачивание земель, оползней и просадки грунта.

492. Не допускается устройство поглощающих скважин и колодцев в 1 и 2 поясах зон санитарной охраны источников водоснабжения.

493. Не допускается сброс в поглощающие скважины и колодцы отработанных вод, содержащих радиоактивные вещества.

494. В районе, где производится закачка отработанных вод в поглощающие скважины, а также рабочих растворов скважинного выщелачивания недропользователь организовывает систематические лабораторные наблюдения за качеством воды в ближайших скважинах, родниках, колодцах по плану.

495. Для решения вопросов закачки отработанных вод и выщелачивающих растворов для добычи полезных ископаемых проводятся исследовательские и опытные работы по разработанной программе, включающей бурение скважин и опытные закачки.

496. 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 которые по химическому составу совместимы с горизонтом-коллектором.

497. При составлении проекта и осуществлении дренажа подземных вод при разработке месторождений полезных ископаемых содержание и методика наблюдений обеспечивает получение достоверных данных о темпе осушения горного массива, положении уровня подземных вод по всем водоносным горизонтам и комплексам на всей площади нарушенного гидродинамического режима, качестве откачиваемых вод (как по горизонтам, так и в местах сброса), оценку влияния осушения (или подтопления) на уровень, запасы и качество подземных вод и на окружающую среду.

26. Авторский надзор при разработке и разведке подземных вод

498. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений при разработке подземных вод ежегодно ведет проектная организация, составившая проектный документ на добычу.

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

500. В ежегодном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

показано соответствие (или несоответствие) фактически достигнутых значений технологических параметров;

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.

501. Авторский надзор за реализацией проектных решений ведет проектная организация, составившая проект на разведку.

502. При авторском надзоре используется текущая информация, получаемая при проведении работ, а результаты оформляются в виде информациооного отчета.

В информационном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

соответствие фактических результатов проведенных работ проекту;

причины расхождения между фактическими и проектными показателями, не выполнения проектных решений;

рекомендации, направленные на достижение проектных решений и устранение выявленных недостатков при проведении работ.

Приложение к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых утвержденным совместным приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 17 ноября 2015 года № 1072 и Министра энергетики Республики Казахстан от 30 ноября 2015 года № 675

форма

АКТ

_________________________________ " " ________ 20__г

(наименование населенного пункта)

Мы, нижеподписавшиеся настоящим фиксируем изменения

горно-геологических и горнотехнических условий на

____________________________________, а именно:______________________

(указать месторождение, объект, участок, выемочную единицу)

_____________________________________________________________________

(краткое описание горно-геологических и горнотехнических условий)

Вывод: в связи с изменениями горно-геологических и горнотехнических условий проведение добычных работы не представляется

возможным по причине: ________________.

(указать причину)

1. Представители _____________________

(указать организацию)

Руководитель организации: ___________________ ___________ М.П.

(должность, ФИО) (подпись)

Иные представители недропользователя:

___________________ ____________

(должность, ФИО) (подпись)

___________________ ____________

(должность, ФИО) (подпись)

___________________ ____________

(должность, ФИО) (подпись)

2. Представители уполномоченных органов:

______________________________________________________ _________ М.П.

(наименование государственного органа, должность, ФИО) (подпись)

______________________________________________________ _________ М.П.

(наименование государственного органа, должность, ФИО) (подпись)