"Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығына өзгерістер енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің м.а. 2023 жылғы 7 қыркүйектегі № 331 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2023 жылғы 8 қыркүйекте № 33398 болып тіркелді

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығына (Нормативтiк құқықтық актiлердің мемлекеттiк тізілімінде № 17131 болып тіркелген) мынадай өзгерістер енгізілсін:

кіріспе жаңа редакцияда жазылсын:

"Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасы Кодексі 121-бабының 11-тармағына және 184-бабының 3-тармағына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларда:

19-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"19. Іздестіру, барлау және бағалау ұңғымаларын бұрғылау кезінде жобалау құжатқа сәйкес мақсатты деңгейжиектерде міндетті түрде керн іріктеледі. Жете зерттеу (жете барлау өндіру кезеңінде) жөніндегі іс-шаралар шеңберінде бағалау ұңғымаларындағы және пайдалану ұңғымалардағы кернді іріктеу қажеттілігін жер қойнауын пайдаланушы айқындайды және жобалау құжатында белгіленеді.";

26-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"26. Бағалау жұмыстары барлау жұмыстарының жобасында белгіленген, табылған кенжатынның (кенжатындар жиынтығының) болжалды жиектері шегінде жер қойнауы учаскесінде (учаскелерінде) жүргізіледі.";

35-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"35. Барлау кезеңінде орындалған геологиялық-барлау жұмыстарының нәтижелері бойынша қорларды есептеу бойынша есеп жасалады және жер қойнауына мемлекеттік сараптама жүргізіледі.";

40-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"40. Барлау жұмыстарының жобасында мыналар негізделеді:

1) қолда бар тарихи деректердің көлемі және мәні, барлау жұмыстарын жүргізу үшін барлау учаскесінің зерттелу дәрежесі;

2) барлау жұмыстарының міндеттері;

3) далалық геологиялық-геофизикалық зерттеулердің жоспарлы көлемдері мен әдістемесі, жобалау ұңғымалардың саны мен орналасқан жері, олардың жобалау тереңдіктері және осындай жұмыстарды жобалау кезінде бұрғылау реттілігі;

4) осындай жұмыстарды жобалау кезінде кернді және шламды іріктеу аралықтары, зертханалық зерттеулер (кернге стандартты және арнайы талдау жүргізу);

5) бұрғылау процесінде мұнай-газы бар деңгейжиектерді сынау және бағанда сынамалау тәртібі;

6) ұңғымаларды ашық оқпанда және бағанда геофизикалық зерттеу кешені, ұңғымаларды гидродинамикалық зерттеу кешені, тереңдіктегі және үстіңгі флюидтер сынамаларын іріктеу және зертханалық зерттеу;

7) барлау жұмыстарын жүргізу кезінде жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау жөніндегі іс-шаралар;

8) барлау жұмыстарын орындау көлемдері мен мерзімдері;

9) инвестициялар және геологиялық-барлау жұмыстарының күтілетін тиімділігі;

10) сынамалау кезінде әрбір жобалау ұңғыма бойынша мұнай мен газдың болжанатын дебиті;

11) жер қойнауын пайдаланушының жер қойнауын пайдаланудың салдарын жою жөніндегі міндеттемелерді орындауын қамтамасыз ету сомасының мөлшері;

12) барлау учаскелері көрсетілген жоспарлы жұмыстар көлемінің негіздемесі.";

47-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"47. Барлау жұмыстары жобасының жобалау шешімдеріне жүргізілетін мониторинг көмірсутектер саласындағы уәкілетті органға авторлық қадағалау жөніндегі жыл сайынғы ақпараттық есеп бере отырып, жер қойнауын пайдаланушының жобалау құжат бойынша жұмыстарды сүйемелдеуін қамтиды.";

56-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"56. Сынамалап пайдалану жобасы көмірсутектердің қорларын жедел есептеу негізінде әзірленеді.";

60-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"60. Сынамалап пайдалану жобасында сынамалап пайдалану түрлерінің, әдістерінің, тәсілдерінің және технологияларының сипаттамасы, сондай-ақ сынамалап пайдалану барысында көмірсутектерді өндірудің болжалды көлемдері болу қажет. Сонымен қатар сынамалап пайдалану жобасында мыналар көрсетілуге тиіс:

1) сынамалап пайдаланудың мақсаттары, міндеттері мен мерзімдері;

2) ұңғымаларды геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулердің, керн мен қабат флюидтерін зертханалық зерттеудің ұсынылатын кешенінің түрлері, көлемдері мен мерзімдері, кернді, мұнайдың, газ бен судың тереңдіктегі, үстіңгі сынамаларын іріктеу;

3) ұңғымалар жұмысының технологиялық тұрғыдан негізделген шарттарын белгілеу мақсатында арнайы режимдік зерттеулер бағдарламасы: мұнай ұңғымалары бойынша кенжарлық қысым қанығу қысымынан жоғары және төмен болғанда, ал газ конденсатты ұңғымалар бойынша - кенжарлық қысым конденсацияның басталу қысымынан жоғары және төмен болғанда; газ факторы және конденсатты-газ факторы, сулану және басқа параметрлер бойынша, сондай-ақ жыныстың қаңқасын бұзбай ұйғарынды депрессияларды бағалау үшін;

4) бұрын бұрғыланған іздестіру және бағалау ұңғымаларының саны мен нөмірлері және сынамалап пайдалануға қатысатын ұңғымалардың саны мен нөмірлері;

5) озық жобалау өндіруші және қысыммен айдау, сондай-ақ жобалау бағалау ұңғымаларының саны мен орналасу орындары, олардың арасындағы қашықтық, кернді іріктеу аралықтары мен оларды зертханалық зерттеу;

6) көмірсутектерді өндірудің болжалды көлемдері, жұмыс агентін айдау көлемдері; ұңғымаларды пайдалану тәсілдері, сағалық және ішкі ұңғымалық жабдық;

7) жинау жүйесіне және ұңғымалардың өнімін кәсіпшілік дайындауға, шикі газды кәдеге жаратуға және (немесе) қайта өңдеуге, қысыммен айдау ұңғымаларының қабылдағыштық коэффициентін анықтауға қойылатын талаптар мен ұсынымдар;

8) газ және газ конденсатты кенжатындар үшін, өндіру кезеңіне ұсынылатын игеру нұсқасының техникалық-экономикалық көрсеткіштері және оның тиімділігін бағалау өлшемшарттары;

9) кенжатынды (кенжатындар жиынтығын) жете барлау жөніндегі іс-шаралар;

10) жер қойнауын пайдаланушының жер қойнауын пайдаланудың салдарын жою жөніндегі міндеттемелерді орындауын қамтамасыз ету сомасын есептеу.";

71-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"71. Сынамалап пайдалану кезінде жобалау шешімдердің іске асырылуына жүргізілетін жыл сайынғы авторлық қадағалауды сынамалап пайдалану жобасын жасаған тартылатын жобалау ұйым жүргізеді.";

78-тармақ алып тасталсын;

81-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"81. Көмірсутек кен орындарын мына жағдайларда игеруге енгізуге рұқсат етіледі:

1) барлау жұмыстары жүргізілсе;

2) 3 миллион тонна мұнайдан немесе 3 миллиард текше метрге дейін шикі газдан қоры шығарылатын қорлары кен орындары үшін көмірсутек шикізаты кен орындарының статикалық геологиялық модельдері салынса;

3) белгіленген тәртіппен бекітілген базалық жобалау құжатын іске асыруға 5 жыл өткеннен кейін кен орындарының статикалық геологиялық модельдері және 3 миллион тонна мұнайдан немесе 3 миллиард текше метр астам шикі газдан шығарылатын қорлары көмірсутек шикізаты кен орындарының цифрлық геологиялық-гидродинамикалық модельдері салынса;

4) сынамалап пайдалану жүргізілсе (қажеттілік болғанда);

5) көмірсутектердің қорларын есептеу жөніндегі есеп жасалса және мемлекеттік жер қойнауы сараптамасының оң қорытындысы алынса;

6) өндіру учаскесінің кеңістіктік шекаралары айқындалса;

7) көмірсутектер кен орнын игеру жобасы жасалса және Кодекс пен Қазақстан Республикасының басқа заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындысы алынса;

8) кен орнын жайластыру орындалса;

9) күкіртті сутекті және күкіртті органиканы қамтитын газдарды күкірттен тазарту және экологиялық қауіпсіз пайдалану жөніндегі барлық мәселелер шешілсе, сондай-ақ кен орнын игеруге беру басында өнеркәсіптік құрамда этан, пропан-бутан, көміртектің қостотығы, гелий және газдың басқа құрамдастары болған жағдайда, оларды пайдалану тиімділігі мен бағыттары анықталса;

10) газ конденсатты кен орнын қабат қысымын сақтамай өнеркәсіптік игеруге беру тиімділігі негізделсе;

11) көмірсутектер кен орындары үшін шикі газды қайта өңдеу бағдарламасы бекітілсе;

12) Кодекс пен Қазақстан Республикасының басқа заңдарында көзделген техникалық жобалау құжат сараптамаларының оң қорытындысы бекітілсе және алынса.";

85-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"85. Игеру жобасы, оған толықтырулар және/немесе өзгерістер шеңберінде кен орнын қайта бұрғылаудан кейін немесе геологиялық құрылым және/немесе геологиялық қорлар туралы түсінік айтарлықтай өзгергенде, алынған жаңа деректердің негізінде қорлар қайта есептеледі және жаңа жобалау құжат немесе игеру жобасына толықтыру жасалады.";

105-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"105. Кенжатындарды сынамалап пайдалану кезінде ұңғымаларға жүргізілген арнайы режимдік зерттеулердің деректері бойынша, кенжар қысымдарының сәйкесінше қанығу қысымынан және конденсация басталғандағы қысымнан төмен түсуі салдарынан мұнай және конденсат бойынша өнімділік коэффициенті азаюының дәрежесі (тәуелділігі) анықталуға тиіс. Кенжар қысымдарының қанығу қысымынан және конденсация басталғандағы қысымнан төмендеуінен мұнай және конденсат бойынша өнімділік коэффицентінің дәрежесі (тәуелділігі) тиісінше іздестіру және бағалау ұңғымаларын сынау кезеңінде ұңғымаларға жүргізілген арнайы режимдік зерттеулерінің деректері бойынша анықталуы мүмкін.";

107-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"107. Көмірсутектер кен орнын игеру жобасында мыналар негізделеді:

1) пайдалану объектілерін бөлу;

2) ұңғымаларды пайдалану тәсілдері мен режимдері;

3) ұңғымалар торын орналастыру және тығыздығының жүйелері;

4) қабатқа әсер етудің түрлері;

5) өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларының кенжарлық қысымдары;

6) қабатқа айдау үшін агентті таңдау;

7) мұнай кен орындарында шикі газды қайта өңдеу (кәдеге жарату) қажеттілігі және газ/газ конденсатты кен орындарында қабат газын тауарлық күйге дейін қайта өңдеу;

8) әрбір пайдалану объектісі бойынша қолданыстағы өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларының арақатынасы;

9) кенжатындар бойынша өтемақы коэффициенті;

10) қабат және кенжарлық қысымның қанығу қысымына немесе конденсация қысымына арақатынасы;

11) қабат қысымының кенжарлық қысымға арақатынасы;

12) ұңғымалар бойынша газ факторының барынша рұқсат етілетін мәні;

13) көмірсутектерді өндіру көлемдері;

14) қабат қысымын арттыру үшін жұмыс агентін кері айдау көлемдері;

15) пайдалану ұңғымаларын іске қосу көрсеткіштері.

Кен орнын игеру жобасын және оған өзгерістерді және/немесе толықтыруларды жобалау немесе игеруді талдау кезінде осы тармақтың 10)-15) тармақшаларында көрсетілген көрсеткіштердің диапазондарын немесе шекті рұқсат етілетін мәндерін негіздеу қажет.";

113-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"113. Негізгі өнімді (сұйық көмірсутектер) шығару коэффициентінің азаюына әкелетін газ бүркемесінен газды жобалық құжатта көрсетілмеген негізсіз шығаруға және мұнайды қабат жағдайында газсыздандыруға жол берілмейді.";

126-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"126. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын (кенжатындарын) игеру жөніндегі жобалық құжатта ұңғымалардың арнайы режимдік зерттеулерінің деректері негізінде мұнайдың газбен қанығу қысымына қатысты кенжарлық қысымның негіздемесі келтірілуге тиіс. Олай болмаған жағдайда, кенжарлық қысымы қанығу қысымынан төмен болатын ұңғымаларды пайдалануға тыйым салынады.";

266-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"266. Ұңғымалардың өнімі кенжардан жер бетіне көтерілетін фонтандық тәсіл қабат энергиясы есебінен жүзеге асырылады, мұнай кенжатындарын игерудің бастапқы кезеңінде пайдаланылады. Ұңғымаларды игерудің кейінгі кезеңдерінде фонтандық әдісімен пайдалануға тыйым салынбайды.";

269-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"269. Сұйықтықты бетіне шығару үшін жабдықтарды пайдалану және жөндеу жүйесін ұйымдастыруда қалыптасқан өндірудің табиғи-климаттық жағдайларының ерекшеліктеріне қарай, арнайы сорғылық жабдық қолданылады.";

317-және 318-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"317. Ұңғымаларды күрделі жөндеу кезінде:

1) жөндеу және оқшаулау жұмыстары;

2) басқа горизонттарға көшу немесе қабаттарды енгізу;

3) ұңғымаларды міндеті бойынша санаттан санатқа ауыстыру;

4) ұңғымаларды пайдалану немесе оларды жөндеу (сору-компрессорлық құбырларды, электр-ортадан тепкіш сорғыларды, тереңдіктің сорғыларын, ұңғымаларды тазалау және басқаларын) процесіндегі аварияларды жою;

5) пакер-сөндіргіштермен жабдықталған ұңғымаларды жөндеу, екi қабатты бiрiктiрiп-сұрыптап пайдалануға арналған жабдық, ұңғыманың екiнші оқпанын кесу;

6) қысыммен айдау ұңғымаларын жөндеу: қабылдағыш профилін теңестіру, қысыммен айдау суының басқа қабаттарға төгілуін жою, шегендеу бағандарының тұтастығы мен тығыздығын қалпына келтіру және т.б.;

7) қосымша перфорация және дүмпу;

8) ұңғымаларды консервациялау, консервациядан шығару немесе жою жұмыстары орындалады.

318. Егер мамандандырылған ұйым жүргізген ғылыми дәлелденген талдау өнімді кен орындарының герметикаланбау қаупін болдырмаса, қуаты аз шинасы бар қабат кен орындарының шөгінділерінің ашылуына жол беріледі.";

329-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"329. Жер қойнауын пайдаланушылар пайдалану объектілерін игеруді бақылауды жер қойнауын пайдаланушылар немесе олардың тапсырмасы бойынша осы қызмет түріне тиісті, базалық жобалау құжаттарының және осы Қағидалардың талаптарына сәйкес лицензиялары бар мамандандырылған ұйымдар жүзеге асырады.";

412-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"412. Өнімді жоюға мүмкіндік болмаған жағдайда газды бейтараптандырусыз немесе өртеусіз барлауға және пайдаланылатын ұңғымаларды игеруге және зерттеуге тыйым салынады.";

461-1-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

"461-1. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және уран өндіру кезеңінде жер қойнауын пайдаланушылар пайдалану блогының, кен орнының қышқылдандырылуына және игерілуіне мынадай кезеңдік стационарлық бақылауларды орындауды қамтамасыз етеді:

жерасты суларының деңгейі:

бақылау (процесті бақылауға арналған ұңғымалар, аралас көкжиектерді бақылауға арналған ұңғымалар, көлденең ағуды бақылауға арналған ұңғымалар) тоқсанына бір рет;

геофизикалық зерттеулер:

жерасты шаймалаудың технологиялық ұңғымаларында жалпы санының кемінде 30%-ы (сору және айдау), бақылау ұңғымаларында (процесті бақылауға арналған, аралас көкжиектерді бақылауға арналған, көлденең ағуды бақылауға арналған ұңғымалар) жылына бір рет.".

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Мұнай игеру және өндіру департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалғаны туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

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

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің міндетін атқарушы

А. Хасенов

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Қаржы министрі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Экология және табиғи ресурстар министрі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Төтенше жағдайлар министрі

О внесении изменений в приказ Министра Энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года № 239 "Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр"

Приказ и.о. Министра энергетики Республики Казахстан от 7 сентября 2023 года № 331. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 8 сентября 2023 года № 33398

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 15 июня 2018 года №239 "Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 17131) следующие изменения:

преамбулу изложить в новой редакции:

"В соответствии с пунктом 11 статьи 121 и пунктом 3 статьи 184 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЮ:";

в Единых правилах по рациональному и комплексному использованию недр, утвержденных указанным приказом:

пункт 19 изложить в новой редакции:

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

пункт 26 изложить в новой редакции:

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

пункт 35 изложить в новой редакции:

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

пункт 40 изложить в новой редакции:

"40. В проекте разведочных работ обосновываются:

1) объемы и значимость имеющихся исторических данных, степень изученности участка недр для проведения разведочных работ;

2) задачи разведочных работ;

3) проектируемые объемы и методика полевых геолого-геофизических исследований, количество и местоположение проектных скважин, их проектные глубины и последовательность бурения при планировании таких работ;

4) интервалы отбора керна и шлама, лабораторные исследования (стандартный и специальный анализы керна) при планировании таких работ;

5) порядок испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения и опробования в колонне;

6) комплекс геофизических исследований скважин в открытом стволе и колонне, комплекс гидродинамических исследований скважин, отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб флюидов;

7) мероприятия по охране недр и окружающей среды при проведении разведочных работ;

8) объемы и сроки выполнения разведочных работ;

9) инвестиции и ожидаемая эффективность геолого-разведочных разведочных работ;

10) прогнозируемый дебит нефти и газа по каждой проектной скважине при опробовании;

11) размер суммы обеспечения исполнения недропользователем обязательств по ликвидации последствий недропользования;

12) обоснование объемов планируемых работ с указанием участков разведки.";

пункт 47 изложить в новой редакции:

"47. Мониторинг исполнения проектных решений проекта разведочных работ включает в себя сопровождение работы недропользователя по проектному документу с представлением ежегодного отчета по авторскому надзору в уполномоченный орган в области углеводородов.";

пункт 56 изложить в новой редакции:

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

пункт 60 изложить в новой редакции:

"60. Проект пробной эксплуатации должен содержать описание видов, методов, способов и технологий пробной эксплуатации, а также предполагаемые объемы добычи углеводородов в течение пробной эксплуатации. В проекте пробной эксплуатации должны также приводиться:

1) цели, задачи и сроки пробной эксплуатации;

2) виды, объемы и сроки рекомендуемого комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторного изучения керна и пластовых флюидов, отбор керна, глубинных, поверхностных проб нефти, газа и воды;

3) специальная программа режимных исследований с целью установления технологически обоснованных условий работы скважин: по нефтяным скважинам при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения, а по газоконденсатным скважинам - при забойных давлениях выше и ниже давления начала конденсации; по газовому фактору и конденсатно-газового фактору, обводненности и другим параметрам, а также для оценки допустимых депрессии без разрушения скелета породы;

4) количество и номера ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин и количество и номера скважин, которые будут принимать участие в пробной эксплуатации;

5) количество и местоположение проектных опережающих добывающих и нагнетательных, а также проектных оценочных скважин, расстояние между ними, интервалы отбора керна и их лабораторные исследования;

6) предполагаемые объемы добычи углеводородов, объемы закачки рабочего агента; способы эксплуатации скважин, устьевое и внутрискважинное оборудования;

7) требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин, утилизации и (или) переработке сырого газа, к определению коэффициента приемистости нагнетательных скважин;

8) для газовых и газоконденсатных залежей, технико-экономические показатели и критерии оценки эффективности рекомендуемого варианта разработки на период добычи;

9) мероприятия по доразведке залежи (совокупности залежей) углеводородов;

10) расчет суммы обеспечения по исполнению обязательств недропользователя по ликвидации последствий разведки.";

пункт 71 изложить в новой редакции:

"71. Ежегодный авторский надзор за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект пробной эксплуатации.";

пункт 78 исключить;

пункт 81 изложить в новой редакции:

"81. Ввод месторождений углеводородов в разработку допускается если:

1) проведены разведочные работы;

2) построены статические геологические модели залежей углеводородного сырья для месторождений с извлекаемыми запасами до 3 миллионов тонн нефти и 3 миллиардов кубических метров сырого газа;

3) по истечении 5 лет реализации утвержденного в установленном порядке базового проектного документа на разработку, построены статические геологические модели залежей и цифровые геолого-гидродинамические модели залежей углеводородного сырья для месторождений более 3 миллионов тонн нефти или 3 миллиардов кубических метров сырого газа;

4) проведена пробная эксплуатация (при необходимости);

5) составлен отчет по подсчету запасов углеводородов и получено положительное заключение государственной экспертизы недр;

6) определены пространственные границы участка добычи;

7) составлен проект разработки месторождения углеводородов и получены положительные заключения, предусмотренные Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз;

8) выполнено обустройство месторождения;

9) решены все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования газов, содержащих сероводород и сероорганику, а также определение целесообразности и направления использования этана, пропан-бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов газа в случае их промышленного содержания к началу ввода в разработку месторождений;

10) обоснована целесообразность ввода газоконденсатного месторождения в промышленную разработку без поддержания пластового давления;

11) утверждена программа развития переработки сырого газа для месторождений углеводородов;

12) утверждены и получены положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз технического проектного документа.";

пункт 85 изложить в новой редакции:

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

пункт 105 изложить в новой редакции:

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

пункт 107 изложить в новой редакции:

"107. В проекте разработки месторождения углеводородов обосновываются:

1) выделение эксплуатационных объектов;

2) способы и режимы эксплуатации скважин;

3) системы размещения и плотности сетки скважин;

4) виды воздействия на пласт;

5) забойные давления добывающих и нагнетательных скважин;

6) выбор агента для закачки в пласт;

7) необходимость переработки (утилизаций) сырого газа на нефтяных месторождениях и переработка пластового газа до товарной кондиции на газовых/газоконденсатных;

8) соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту;

9) коэффициент компенсации по залежам;

10) отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению конденсации;

11) отношение пластового давления к забойному давлению;

12) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам;

13) объемы добычи углеводородов;

14) объемы обратной закачки рабочего агента для повышения пластового давления;

15) показатели ввода эксплуатационных скважин.

При проектировании проекта разработки месторождения и изменений и/или дополнений к нему или анализа разработки необходимо обосновать диапазоны или предельно допустимые значения показателей, указанных в подпунктах 10) - 15) настоящего пункта.";

пункт 113 изложить в новой редакции:

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

пункт 126 изложить в новой редакции:

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

пункт 266 изложить в новой редакции:

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

пункт 269 изложить в новой редакции:

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

пункты 317 и 318 изложить в новой редакции:

"317. При капитальном ремонте скважин выполняются:

1) ремонтно-изоляционные работы;

2) переход на другие горизонты или приобщение пластов;

3) перевод скважин из категории в категорию по назначению;

4) устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин или их ремонта (извлечение насосно-компрессорных труб, установок электроцентробежных насосов, установок штанговых глубинных насосов, очистка ствола скважин и другие);

5) ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, оборудованием для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов, зарезка второго ствола скважин;

6) ремонт нагнетательных скважин: выравнивание профиля приемистости, ликвидация ухода нагнетаемой воды в другие пласты, восстановление целостности и герметичности обсадной колонны и другие;

7) дополнительная перфорация и торпедирование;

8) консервация, расконсервация, или ликвидация скважин.

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

пункт 329 изложить в новой редакции:

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

пункт 412 изложить в новой редакции:

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

пункт 461-1 изложить в новой редакции:

"461-1. В период опытно-промышленной добычи и добычи урана недропользователями обеспечивается выполнение следующих периодичных стационарных наблюдений за закислением и отработкой эксплуатационного блока, месторождения:

уровень подземных вод:

наблюдательные (скважины для контроля процесса, скважины для контроля смежных горизонтов, скважины для контроля горизонтального растекания) один раз в квартал;

геофизические исследования:

в технологических скважинах (откачные и закачные) не менее 30 % от общего количества 1 раз в год, наблюдательных скважинах (для контроля процесса, для контроля смежных горизонтов, для контроля горизонтального растекания) подземного выщелачивания один раз в год.".

2. Департаменту разработки и добычи нефти Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

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

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

исполняющий обязанности Министра энергетики Республики Казахстан

А. Хасенов

"СОГЛАСОВАН"
Министр индустрии
и инфраструктурного развития
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министр финансов
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министр национальной экономики
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министр экологии и природных ресурсов
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министр по чрезвычайным ситуациям
Республики Казахстан