Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых

Постановление Правительства Республики Казахстан от 10 февраля 2011 года № 123. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 31 августа 2016 года № 492

      Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 31.08.2016 № 492 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

      Примечание РЦПИ!
      В соответствии с Законом РК от 29.09.2014 г. № 239-V ЗРК по вопросам разграничения полномочий между уровнями государственного управления см. 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. 
 

      В соответствии с подпунктом 3) статьи 16 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
      1. Утвердить прилагаемые Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых.
      2. Признать утратившим силу Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 июня 1996 года № 745 "Об утверждении Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан" (САПП Республики Казахстан, 1996 г., № 28, ст. 245).
      3. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования.

      Премьер-Министр
      Республики Казахстан                       К. Масимов

Утверждены        
постановлением Правительства
Республики Казахстан    
от 10 февраля 2011 года № 123

Единые правила
по рациональному и комплексному использованию недр
при разведке и добыче полезных ископаемых

1. Общие положения

      1. Единые Правила по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых в Республике Казахстан (далее - Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 3) статьи 16 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании".
      2. Настоящие Правила определяют единый порядок по рациональному и комплексному использованию при разведке и добыче полезных ископаемых.
      3. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:
      сточные воды - воды, отводимые после использования в бытовой и производственной деятельности человека или загрязненные воды, подлежащие удалению с территории населенных пунктов и промышленных организаций;
      геологические запасы - запасы углеводородного сырья, находящиеся в залежах;
      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;
      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;
      запасы углеводородного сырья - масса нефти, конденсата, а также объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20 0С) условиям;
      пробная эксплуатация залежей углеводородного сырья - операции, проводимые на нефтяных и нефтегазовых месторождениях и предусматривающие временную эксплуатацию пробуренных разведочных скважин;
      регулирование разработки залежей углеводородного сырья - управление процессом извлечения углеводородного сырья с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий;
      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;
      выемочная единица - наименьший экономически и технологически оптимальный участок месторождения с достоверным подсчетом исходных запасов (блок, панель, лава, часть уступа), 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;
      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;
      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;
      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. Рациональное и комплексное использование недр при разведке и
добыче углеводородного сырья

2.1. Разведка 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 углеводородного сырья;
      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, параметрическое, структурное, поисковое и разведочно-оценочное бурение с производством комплекса геофизических скважинных исследований, отбор керна, пластовых флюидов и их лабораторные исследования, опробование и испытание поисковых и разведочных скважин.
      9. Разведка ведется по утвержденному проекту поисковых работ, в котором обосновываются категории, 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 установленном порядке, и для проектирования разработки.
      11. Классификация запасов месторождений производится в порядке, определяемом уполномоченным органом по изучению и использованию недр.
      12. 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.
      13.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.
      14. 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.
      15. 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.
      16. 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 Экологическим кодексом Республики Казахстан.
      17. 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 в обязательном порядке 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.
      18. Пробная эксплуатация залежей углеводородного сырья проводится в соответствии с проектом пробной эксплуатации, который разрабатывается на основе оперативных запасов углеводородного сырья, и утверждается в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан.
      19. Пробная эксплуатация залежей углеводородного сырья проводится для уточнения имеющейся и получение дополнительной информации о геолого-физической характеристике залежей, условиях залегания углеводородного сырья, продуктивности скважин. В процессе данных работ необходимо осуществлять сбор и накопление исходной информации для построения статических моделей залежей углеводородного сырья, подсчета запасов и последующего проектирования промышленной разработки залежей и месторождений.
      20. Началом пробной эксплуатации считается дата начала реализации утвержденного проекта пробной эксплуатации предусмотренной в утвержденной Рабочей программе.
      21. При пробной эксплуатации залежей углеводородного сырья могут быть пробурены и введены в эксплуатацию опережающие добывающие и нагнетательные скважины.
      22. 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.
      23. Не допускается проведение пробной эксплуатации без утвержденного в установленном порядке проекта пробной эксплуатации, а также в нарушение требований проекта пробной эксплуатации.
      24. 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.
      25. 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.
      26. 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.
      27. 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.
      28. 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.
      29. Основой статической геолого-промысловой модели залежи углеводородного сырья являются использование методов геометризации.
      30. В число обязательной 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.
      31. Обязательной 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.

2.1.1. Оценка запасов углеводородного сырья и сопутствующих
компонентов

      32. Геологические запасы, выявленные в месторождениях углеводородного сырья, подразделяются на две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.
      33. Подсчет запасов углеводородного сырья производится по окончанию каждой из стадий геологоразведочных работ и в процессе разработки:
      после открытия месторождения углеводородного сырья, то есть по завершении стадии поиска - оперативно;
      по завершении стадии оценки месторождений углеводородного сырья - с утверждением запасов Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан (далее - Государственная комиссия по запасам);
      по завершении всего этапа разведки с пробной эксплуатацией залежи - с утверждением запасов Государственной комиссией по запасам;
      после эксплуатационного разбуривания месторождений по первому проектному документу на разработку (по технологической схеме разработки нефтяного или нефтегазового месторождения или по проекту опытно-промышленной эксплуатации газового или газоконденсатного месторождения) - с утверждением запасов Государственной комиссией по запасам при изменении ранее утвержденных геологических или извлекаемых запасов более чем на 10 процентов для крупных и уникальных месторождений, и на 20 процентов - для остальных.
      34. 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.
      35. 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.
      36. 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 20 0С).
      37. Запасы углеводородного сырья на месторождении, а также уровень его извлекаемости подлежат государственной экспертизе недр и утверждению Государственной комиссией по запасам.
      38. 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.
      39. Государственной комиссией по запасам утверждается конечный коэффициент извлечения углеводородного сырья по варианту, наиболее полно отвечающему технологическим, экономическим и экологическим требованиям.

2.2. Разработка месторождений углеводородного сырья

      40. Подготовка месторождений к промышленной разработке предусматривает:
      проведение 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.
      41. По контрактам на совмещенную разведку и добычу недропользователь приступает к подготовке проекта промышленной разработки в течение трех месяцев после утверждения запасов углеводородного сырья либо переутверждения запасов углеводородного сырья при их изменении согласно пункту 33 настоящих Правил;
      42. Проект обустройства месторождения выполняется на основе проекта промышленной разработки.
      43. Недропользователь приступает к подготовке проекта обустройства месторождения в случае принципиальных изменений в схемах и технологиях разработки месторождения.
      44. 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 согласован с уполномоченным органом в области промышленной безопасности;
      утверждены в установленном порядке проектные документы на промышленную разработку.
      45. Ввод в промышленную разработку месторождений (залежей) углеводородного сырья без переработки (утилизации) попутного газа не допускается.
      46. 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.
      47. Проведение опытно-промышленной эксплуатации допускается при наличии заключенного контракта на добычу.
      48. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию допускается, если:
      при наличии нефтяной оторочки составлена и утверждена в установленном порядке программа оценки ее промышленного значения и характера связи с газовой частью залежи;
      утвержден в установленном порядке проект опытно-промышленной эксплуатации;
      получен горный отвод;
      введены в эксплуатацию в установленном порядке необходимые промысловые сооружения;
      урегулированы вопросы транспортировки с собственником магистрального трубопровода.
      49. При наличии в газе сероводорода и сероорганики в количествах, превышающих 10 ррm, ввод месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию возможен только с одновременным вводом очистных установок.
      50. 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.
      51. В проекте опытно-промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений обосновываются:
      выбор небольшой залежи или представительного участка крупной залежи для проведения работ;
      количество и расположение добывающих и нагнетательных скважин;
      технология опытно-промышленной разработки;
      потребность в 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.
      В результате опытно-промышленных работ должен быть выполнен анализ неопределенностей гидродинамической и геологической моделей месторождения, подготовлены рекомендации по дополнительному геолого-геофизическому изучению резервуара.

2.2.1. Проектирование и промышленная разработка нефтяных и
нефтегазовых месторождений

      52. 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.
      53. При проектировании используются данные непосредственных замеров, и определенные путем расчетов.
      54. 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.
      55. По данным пробной эксплуатации залежей рекомендуется также определить степень уменьшения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения.
      56. 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.
      57. 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.
      58. По аналогии с данными других месторождений с плотной сеткой скважин устанавливается шаг хаотической изменяемости коллекторских свойств пластов (эффективной толщины, удельной продуктивности).
      59. Для промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений составляются:
      проект опытно-промышленной разработки;
      технологическая схема разработки;
      проект промышленной разработки;
      технико-экономической обоснование разработки.
      Из вышеуказанных документов некоторые исключаются, если в них нет необходимости.
      60. Кроме проектных документов, выполняются отчеты по авторскому надзору за реализацией проекта и по анализу разработки с рекомендациями по оперативному совершенствованию процесса разработки.
      61.Если по результатам экономических расчетов прогнозируется изменение конечных коэффициентов извлечения углеводородного сырья, конечные коэффициенты извлечения углеводородного сырья переутверждаются Государственной комиссией по запасам.
      62. 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.
      63. 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.
      Сноска. Пункт 63 в редакции постановления Правительства РК от 30.09.2014 № 1047 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

2.2.1.1. Выбор системы разработки нефтяного и нефтегазового
месторождения, выделение эксплуатационных объектов

      64. 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.
      65. Каждому эксплуатационному объекту соответствует своя рациональная система разработки, отвечающая конкретным геолого-физическим условиям и техническим возможностям при достаточной экономической эффективности.
      66. Выбор рациональной системы разработки осуществляется путем рассмотрения вариантов с оптимизацией основных элементов системы.
      Основное внимание уделяется обоснованию:
      выделения эксплуатационных объектов;
      способа и режима эксплуатации скважин;
      системы размещения и плотности сетки скважин; вида воздействия на пласты;
      принимаемых расчетных забойных давлений добывающих и нагнетательных скважин;
      выбора агента для повышения нефтеотдачи пластов;
      утилизации попутного газа, переработки попутного газа до товарного.
      67. 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.
      68. 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.
      69. При выделении в разрезе многопластового месторождения двух или более объектов разработки необходимо, чтобы между ними располагались повсеместно прослеживающиеся по площади пачки непроницаемых пород.
      70. Выделенный объект разработки должен располагать достаточными удельными запасами на единицу площади залежи и достаточной продуктивностью с тем, чтобы обеспечить высокие дебиты скважин в течение продолжительного периода эксплуатации в безводный период и при обводнении.
      71. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений осуществляется на режимах двух типов: на естественных и искусственных режимах восполнения пластовой энергии.
      72. 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.
      73. Не допускается необоснованный выпуск газа из газовой шапки и разгазирование нефти в пластовых условиях, приводящие к снижению коэффициента извлечения основного добываемого флюида.
      74. Второй тип режимов основан на нагнетании в пласты различных вытесняющих агентов при разных схемах осуществления процессов воздействия на пласт.
      75. 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.

2.2.1.2. Сетки скважин

      76. При проектировании разработки предусматриваются основная сетка скважин (скважины основного фонда) и резервные скважины.
      77. 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.
      78. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации представлений о строении пласта.
      79. 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.
      80. 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.
      81. 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.
      82. Рациональная плотность сетки скважин определяется путем сравнения технико-экономических вариантов по нескольким вариантам разработки, полученным на основании гидродинамических расчетов.
      83. На месторождениях с двумя и более объектами системы размещения добывающих и нагнетательных скважин увязываются между собой.

2.2.1.3. Размещение нагнетательных скважин

      84. Характер размещения нагнетательных скважин при закачке воды и водных растворов определяет вид системы заводнения.
      85. При равномерном распределении нагнетательных скважин по всей площади объекта формируются пятиточечная, обращенная семиточечная, обращенная девятиточечная или другая система площадного внутриконтурного заводнения.
      86. При неравномерном распределении нагнетательных скважин по площади объекта формируется избирательная система внутриконтурного воздействия.
      87. При размещении нагнетательных скважин рядами в законтурной области или вдоль контура нефтеносности формируется законтурное или приконтурное заводнение.
      88. 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.
      89. В отдельных случаях рядные (блоковые) системы внутри контурного заводнения дополняются очаговым заводнением и (или) сочетаются с законтурным (приконтурным).
      90. Размещение нагнетательных скважин и вид заводнения определяются особенностями строения объекта, свойствами пластовых флюидов и другими геолого-физическими факторами.

2.2.1.4. Выбор забойных давлений нагнетательных
и добывающих скважин

      91. 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.
      92. 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.
      93. Не допускается эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже предусмотренных в проектных документах.

2.2.1.5. Технико-экономические показатели и варианты разработки
нефтяных и нефтегазовых месторождений

      94. 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.
      95. 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.
      96. В проектном документе на разработку эксплуатационного объекта и месторождения в целом рассматриваются три варианта технико-экономических показателей 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.
      97. При необходимости число рассчитываемых вариантов может быть больше трех. Принципиальное значение имеют варианты с различным темпом разбуривания и различной потребностью в капиталовложениях.

2.2.1.6. Конструкции и бурение добывающих и нагнетательных
скважин, вскрытие пластов

      98. 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.
      99. 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 проекта организация;
      ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на подрядную буровую организацию.
      100. 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.
      101. Проекты строительства скважин разрабатываются с учетом специальных требований по составлению проектов строительства скважин, утверждаемых компетентным органом. Проекты строительства скважин подлежат согласованию с уполномоченным органом в области промышленной безопасности.
      102. При строительстве скважин используются соответствующие нормативы, в том числе и зарубежные нормативы, если их требования не ниже казахстанских и не противоречат им.
      103. Все операции по строительству скважин проводятся в полном соответствии с требованиями режимно-технологической документации, разработанной проектной организацией, с обязательным проведением всего комплекса маркшейдерско-геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устьев и забоев скважин их проектным положениям.
      104. Способы бурения и соответствующие им бурильные трубы, долота, режим бурения, тип и рецептура бурового раствора должны соответствовать требованиям технических регламентов.
      105. Предусматривается и обосновывается способ вскрытия бурением продуктивных отложений с различными пластовыми давлениями на разрабатываемых месторождениях.
      106. Вопросы технологии бурения предварительно приводятся в проекте промышленной разработки и детально рассматриваются в индивидуальных или групповых проектах строительства скважин.
      107. Объем запасного бурового раствора определяется в техническом проекте.
      108. 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.
      109. 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.
      110. 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.
      111. Конструкции скважин должны обеспечивать надежность, технологичность и безопасность их бурения и эксплуатации, в том числе:
      максимально возможное использование продуктивности объектов разработки в процессе эксплуатации скважин за счет оптимальных диаметров эксплуатационных колонн и конструкций забоя;
      возможность применения эффективного оборудования для оптимальных способов и режимов эксплуатации скважин в условиях применения запроектированных методов воздействия на пласты или использования природных режимов залежей;
      безопасное ведение работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважин;
      получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
      охрану недр и окружающей 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.
      112. Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин.
      113. Конструкции нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа обосновываются в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.
      114. Конструкции разведочных скважин на месторождениях углеводородного сырья с доказанной продуктивностью должны отвечать требованиям для возможного использования их при эксплуатации.
      115. Профили стволов скважин при бурении проектируются, исходя из целевого назначения скважин, конкретных геолого-технических возможностей бурения, поверхностных условий и наличия охранных зон.
      116. Применяют профили вертикальные, наклонно направленные, с горизонтальным участком ствола в продуктивном пласте.
      117. Профили наклонно направленных стволов скважин проектируются, исходя из целевого назначения скважин и конкретных геолого-технических условий бурения.
      118. 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.
      119. Профили горизонтальных стволов скважин в продуктивном пласте обосновываются при проектном решении разработки месторождения горизонтальными скважинами.
      120. Бурение многоствольных, наклонно направленных скважин и с горизонтальным участком ствола, производится по индивидуальным техническим проектам, предусматривающим обеспечение выполнения всего геофизического комплекса исследований.
      121. Поверхностные сооружения и оборудование устьев скважин при строительстве тесно увязываются с условиями бурения в конкретных геолого-технических условиях.
      122. 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.
      123. Не допускается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора.
      124. 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.
      125. 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.
      126. 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.
      127. 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.
      128. 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 проектными документами, утверждаемыми в установленном порядке.
      129. Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения скважин должно обеспечить максимально возможное сохранение естественного состояния их призабойной зоны.
      130. 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 геофизическим исследований.
      131. Контроль за качеством вскрытия продуктивных пластов осуществляется технологическими и геологическими службами заказчика и подрядчика.
      132. 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.
      133. На месторождениях, содержащих сероводород, углекислый газ и другие агрессивные соединения, применяются коррозионно-стойкие обсадные трубы и тампонажный цемент.
      134. Качество цементирования обсадных колонн и разобщения пластов контролируется специальными геофизическими исследованиями.
      135. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить:
      контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;
      контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;
      получение данных о распределении цемента за колонной;
      выявление возможных каналов и зазоров между цементным камнем и колонной, цементным камнем и породой и наличие перетоков;
      выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.
      Работы по цементированию обсадной колонны завершаются испытанием конструкции скважины на герметичность.
      136. Сообщение продуктивного пласта со стволом скважин обеспечивается путем перфорации зацементированной колонны, установки фильтра без его цементирования или путем оставления открытого забоя.
      137. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией является наиболее распространенным способом.
      138. 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.
      139. 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.
      140. 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.
      141. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в колонне в зоне перфорации.
      142. Во время перфорации устанавливается наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
      143. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
      144. Освоение добывающих скважин производится с целью получения промышленных протоков углеводородного сырья и является составной частью процесса бурения.
      145. Работы по освоению скважин начинают только при соблюдении технологических условий и обеспеченности техническими средствами и материалами, предусмотренными в проектах на строительство скважин.
      146. Освоение скважин проводится по типовым или индивидуальным планам с целью определения гидродинамических характеристик пластов, оптимального режима эксплуатации.
      147. 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.
      148. 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.
      149. В процессе освоения скважин осуществляется комплекс термобарических и гидродинамических исследований, проводится отбор и исследование проб пластовой жидкости, определяется обводненность продукции.
      150. 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.
      151. 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.
      152. 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.
      153. Строительство скважин считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на их строительство и планом освоения.
      154. Порядок передачи скважин, законченных строительством, от подрядчика заказчику определяется подрядным договором на строительство скважины, заключенным между ними.
      155. По законченным строительством скважинам буровая организация представляет заказчику (недропользователю) следующие документы, оформленные актами сдачи-приемки работ по установленной форме:
      акты о заложении скважин;
      проект бурения скважин (типовой геолого-технический наряд);
      акты о начале и окончании бурения скважин;
      акты об измерении альтитуды устья обсадной колонны;
      материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;
      расчеты обсадных колонн, их параметры, диаметр, толщину стенок, марки стали и другие необходимые характеристики для неметаллических колонн;
      акты на цементирование обсадных колонн, расчеты цементирования, лабораторные анализы качества и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цементного раствора на устье или высоте подъема цементного раствора (диаграмму цементомера), акты на меру труб, компоновку колонн, данные о плотности бурового раствора в скважине перед цементированием;
      акты испытания всех обсадных колонн на герметичность;
      планы работ по опробованию или освоению каждого объекта;
      акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала перфорации, способа перфорации и количества отверстий;
      акты освоения 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.
      156. 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.
      157. Скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам экономически нецелесообразна, временно выводятся из эксплуатационного фонда в консервацию в соответствии с правилами ликвидации и консервации объектов недропользования, утверждаемыми Правительством Республики Казахстан.
      158. Все скважины, выполнившие свое назначение, дальнейшее использование которых в другом качестве признано нецелесообразным или невозможным, в установленном порядке подлежат ликвидации.
      159. Если при испытании разведочных скважин приток промышленного значения не был получен ни из одного объекта, в установленном порядке проводится их ликвидация.
      160. Допускается ликвидация скважин по геологическим причинам, как выполнившие свое назначение, а также по техническим причинам в соответствии с нормативно-техническими документами по ликвидации скважин.
      161. В скважинах, подлежащих ликвидации, устраняются межпластовые перетоки, межколонные проявления, другие возможные источники образования вторичных газовых залежей.

2.2.1.7. Освоение системы воздействия на пласт

      162. Система воздействия на пласт представляет собой комплекс технических средств по обеспечению предусмотренных проектными документами на разработку технологий извлечения запасов углеводородного сырья из недр.
      163. 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.
      164. 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 месторождению в целом;
      подготовку рабочего агента до необходимых кондиций по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода 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.
      165. 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.
      166. Для обеспечения эффективной работы нагнетательной скважины выгоняется 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.
      167. 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.
      168. 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.
      169. 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 превышающие 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.
      170. 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.
      171. 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.
      172. Освоение нагнетательных скважин под закачку рабочего агента производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством недропользователя.
      173. Время начала закачки рабочего агента, последовательность перевода пробуренных скважин под нагнетание и нормирование объемом закачки определяются проектным документом на разработку месторождения.
      174. Во всех случаях закачка рабочего агента выполняется с таким расчетом, чтобы не допустить снижения пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.
      175. При законтурном и приконтурном заводнении закачка рабочего агента, как правило, должна начинаться на самой ранней стадии освоении месторождения.
      176. 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.
      177. 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.
      178. 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.
      179. 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 дебетов 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.
      180. Ответственность за достоверность учета объема нагнетаемой воды по скважинам, объектам и в целом по месторождению возлагается на первого руководителя недропользователя или уполномоченное им лицо.

2.1.8. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин

      181. 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.
      182. 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.
      183. 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, затем и к прекращению фонтанирования скважин, даже если пластовое давление поддерживается на уровне его первоначального значения.
      184. Из-за снижения дебетов эксплуатация скважин фонтанным способом становится экономически не рентабельной и их переводят на более выгодный в данных условиях механизированный способ эксплуатации.
      185. 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.
      186. 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.
      187. При эксплуатации скважин газлифтным способом в зависимости их характеристики, ресурсов газа и наличия скважинного и наземного оборудования для закачки газа используются следующие основные cxeмы газлифтной эксплуатации:
      компрессорный газлифт;
      бескомпрессорный газлифт;
      внутрискважинный газлифт;
      непрерывный газлифт;
      периодический газлифт.
      188. 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, также выбор способа мехдобычи обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и осуществляются недропользователями в соответствии с планами геолого-технических мероприятий.
      189. 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.
      190. 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.
      191. 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.
      192. 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.
      193. 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.
      194. 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).
      195. 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).
      196. 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.
      197. Порядок, сроки ввода и эксплуатация нагнетательных скважин определяются в технологических схемах и проектах разработки.
      198. Нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, вначале могут использоваться как добывающие с подключением их к нефтяным коллекторам.
      199. Не допускается эксплуатация нефтяных скважин, в которым произошел аварийный прорыв газа по пласту, или по заколонному пространству.
      200. Не допускается эксплуатация фонтанных или переведенных на механизированный способ скважин через межтрубное (затрубное) пространство.
      201. Не допускается эксплуатация скважин с газовым фактором, превышающим проектные значения.
      202. Не допускается форсированный отбор жидкости в скважинах при давлениях ниже допустимого значения забойного давления, если проектным документом не предусмотрено иное.

2.2.1.9. Установление и контроль технологических режимов
работы скважин

      203. 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.
      204. 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.
      205. 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.
      206. 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.
      207. 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.
      208. 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.
      209. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы добывающих скважин осуществляется недропользователем.
      210. Пуск в эксплуатацию новых скважин, не оборудованных техническими средствами индивидуального замера дебита и исследования скважин, не допускается.
      211. 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.
      212. 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.
      213. Недропользователь обобщает результаты анализа режимов работы скважин по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и отражают их в ежегодных отчетных документах.
      214. 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.
      215. 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.
      216. 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.
      217. 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.
      218. 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.
      219. Периодичность и объем исследовательских работ в скважинах устанавливаются недропользователями в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических исследований с учетом требований проектных документов на разработку.
      220. 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).
      221. 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.
      222. 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.
      223. 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.
      224. 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.
      225. При закачке в пласт газа (воздуха) конструкции нагнетательных скважин должны соответствовать требованиям, предъявляемым к газовым скважинам.
      226. 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.
      227. 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).
      228. 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.
      229. 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).
      230. 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.
      231. 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.
      232. Оборудование устья и ствола скважин, плотность рабочих жидкостей должны предупреждать открытые нефтегазопроявления.
      233. Ремонт скважин необходимо выполнять по утвержденному плану в соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, требованиями по охране недр и окружающей среды, а также нормативно-техническими документами по эксплуатации применяемого оборудования и проведению технологических процессов.
      234. 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.
      235. Контроль за разработкой эксплуатационных объектов осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки, получения информации, необходимой для выработки мероприятий по ее совершенствованию.
      236. 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 жидкости, карт изобар;
      промыслово-геофизические исследования по определению начальной 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.
      237. Кроме названного перечня систематических измерений, намечаться и реализовываться 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.
      238. 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.
      239. Первичные материалы по контролю за разработкой эксплуатационных объектов хранятся у недропользователей в течение всего периода эксплуатации месторождений.
      240. Особенности комплекса измерений и их периодичность обязательно обосновываются в проектных документах на разработку эксплуатационных объектов с учетом их геологофизических условий и рекомендованной системы разработки.
      241. Объемы и периодичность промысловых исследований на разных стадиях разработки устанавливаются индивидуально по каждому эксплуатационному объекту.
      242. Комплекс исследований по контролю за разработкой эксплуатационных объектов предусматривает проведение систематических (периодических) и единичных (разовых) замеров.
      243. 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 дней;
      средне- и высокодебитные - один раз в 7 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.
      244. 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.
      245. 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.
      246. Гидродинамические исследования методами восстановления давления (уровня) и установившихся отборов выполняются по каждой скважине после ввода ее в эксплуатацию и в последующем - по мере необходимости.
      247. Замеры содержания в закачиваемой воде взвешенных частиц, нефтепродуктов и других примесей должны выполняться ежедневно.
      248. 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).
      249. 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.
      250. Наблюдения за разработкой осуществляются в эксплуатационных, а также используемых в этих целях наблюдательных и пьезометрических скважинах, количество и местоположение которых определяются проектом промышленной разработки.

2.2.2. Проектирование и промышленная разработка газовых и
газоконденсатных месторождений

      251. Проект опытно-промышленной эксплуатации составляется в целом для месторождений или для отдельных залежей, или их участков (блоков).
      252. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием для составления проекта-обустройства промысла на период этой эксплуатации.
      253. Данный проект состоит из следующих разделов:
      1) I 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) II 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) III раздел - Технико-экономические расчеты включает:
      расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;
      расходы на опытно-промышленную эксплуатацию месторождений;
      налоги и другие платежи;
      расчет дохода и прибыли от опытно-промышленной эксплуатации.
      4) IV раздел - Контроль за разработкой газовой и газоконденсатной залежи в целом.
      5) V раздел - Охрана недр и окружающей среды при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.
      6) VI 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.
      254. 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.
      255. 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.
      256. Промышленному освоению подлежат месторождения, по которым выполнены задачи, решаемые на разведочно-эксплуатационной стадии геологоразведочных работ, определены запасы газа, основных и попутных компонентов, утвержденные в установленном порядке, при необходимости проведена опытно-промышленная эксплуатация.
      При наличии в залежи, намечаемой к вводу в разработку, нефтяной оторочки промышленного значения, должен быть решен вопрос о последовательной или одновременной эксплуатации газовой и нефтяной частей, исходя из характера их возможной взаимосвязи.
      257. 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.
      258. 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) I 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) II 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) III раздел - Технико-экономические расчеты включает:
      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) IV раздел - Контроль за разработкой газовой и газоконденсатной залежи в целом;
      5) V раздел - Охрана недр и окружающей среды при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.
      6) VI 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.
      259. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений после его утверждения в установленном порядке является основным документом, на основании которого осуществляется разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
      260. К 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.
      261. При низких содержаниях конденсата (менее 5 г/м3) необходимо решить вопросы целесообразности его утилизации на промысле.
      262. При проектировании газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100 г/м3 рассматриваются методы разработки с поддержанием пластового давления.
      263. Выбор метода разработки определяется в каждом случае на основу 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.
      264. 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.
      265. 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.
      266. 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 в установленном законодательством порядке.

2.2.2.1. Мониторинг за разработкой газовых и газоконденсатных
залежей

      267. 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.
      268. 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.
      269. 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.
      270. На месторождениях с большим фондом скважин и длительным сроком восстановления давления (более пяти суток) периодичность замеров может быть изменена.
      271. 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.
      272. 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.
      273. 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.
      274. Наблюдения за разработкой осуществляются в эксплуатационных, а также используемых в этих целях наблюдательных и пьезометрических скважинах, количество и местоположение которых определяется проектов промышленной разработки.
      275. 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.
      276. К пьезометрическим относятся скважины, вскрывающие продуктивный горизонт в пределах его водонасыщенной части. В них проводятся наблюдения за снижением уровней законтурной или подошвенной воды.
      277. 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.
      278. По наблюдательным и пьезометрическим скважинам измерения следует производить не реже одного раза в 1,5-2 месяца.
      279. На крупных месторождениях бурится ряд пьезометрических скважин для наблюдения за интенсивностью падения давления в законтурное удаленной от месторождений области пласта.
      280. 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 различных частях по вертикали продуктивного горизонта.
      281. По каждой обводнившейся газовой скважине следует провести исследования по установлению причин обводнения.
      282. Мониторинг за вторжением пластовых вод в залежь в процессе разработки осуществляется гидрохимическими, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.
      283. 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).
      284. 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.
      285. Учет добычи газа должен отражать добычу утилизированного газа, потери газа при исследованиях скважин и различных продувках, а также при аварийном фонтанировании. Эти и другие возможные потери обязательно должны быть отражены в балансе запасов, выполняемых недропользователями.
      286. 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.
      287. 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.
      288. С той же периодичностью определяются основные физико-химические свойства стабильного конденсата для получения графической зависимости: пластовое давление - удельный и молекулярный вес конденсата.

2.2.2.2. Меры по регулированию разработки залежей и
месторождений для увеличения газоконденсатоотдачи

      289. Обязательным условием работ по повышению газоконденсатоотдачи является регулирование разработки залежей и месторождений в целом.
      290. 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.
      291. 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).
      292. 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.
      293. 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.
      294. 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.
      295. Планируемые мероприятия по регулированию разработки и последующее их выполнение являются составной частью анализов разработки и учитываются при внесении корректив и дополнений к проекту разработки.
      296. 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.
      297. 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.
      298. 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.
      299. 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.
      300. Для удаления жидкости и механических примесей с забоя газовых и газоконденсатных скважин рекомендуется применять пенообразующие поверхностно-активные вещества, трубы меньшего диаметра, гидродинамические диспергаторы.
      301. 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.
      302. 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.

2.23. Регулирование разработки залежей углеводородного сырья

      303. 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.
      304. 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.
      305. 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. 
      306. 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.
      307. Организация работ по совершенствованию разработки на основе выбранного принципа обеспечивает достижение поставленных задач при меньших экономических потерях.
      308. 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.
      309. 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 счета 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.
      310. Совершенствование запроектированной системы разработки осуществляется недропользователем по согласованию с проектной организацией, составившей проектный документ на разработку.
      311. 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.
      312. Мероприятия по изменению системы разработки излагаются в дополнении к ранее утвержденному проектному документу или в новом проектном документе с обязательной оценкой экономической и технологической эффективности и утверждаются в установленном порядке с последующим внесением изменений в контракт на добычу.

2.3. Авторский надзор при разработке месторождений
углеводородного сырья

      313. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений ежегодно ведет проектной организацией, составлявшая проектный документ на разработку месторождения углеводородного сырья.
      314. 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.
      315. 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.
      316. 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.
      317. Периодичность работ определяется производственной необходимостью, вытекающей из результатов авторского надзора или обусловливающейся потребностью составления очередного проектного документа. По крупным и сложным месторождениям целесообразно анализ их разработки проводить через два-три года.
      318. 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.
      319. 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.
      320. В случае существенных (более 5 процентов) расхождений между фактическими и проектными показателями разработки, при необходимости внесения значительных изменений в систему разработки результаты анализа разработки подлежат рассмотрению центральной комиссией.
      321. 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 в установленном порядке утверждает новый проект разработки.
      322. 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.
      323. Данная модель может составляться недропользователями ежегодно, а в исчерпывающем виде - при фундаментальных анализах разработки или при повторном проектировании.
      324. 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.
      325. 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.
      326. На основе статической и динамической геолого-промысловых моделей создается математическая модель, представляющая собой систему уравнений, описывающих с физической точки зрения характер изучаемого процесса.
      327. Путем математического моделирования делается прогноз дальнейшего развития процесса нефтегазоизвлечения при сложившейся системе разработки и выполненного комплекса геолого-технических и технологических мероприятий.
      328. 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).

2.4. Охрана недр и окружающей среды при разработке
месторождений углеводородного сырья

      329. 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.
      330. 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.
      331. Соблюдение требований и контроль за реализацией природоохранных мероприятий возлагается на недропользователя.
      332. 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.
      333. 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.
      334. В проекте приводится сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими мировыми аналогами по степени экологического риска.
      Проектная документация по промышленной разработке месторождения углеводородного сырья в обязательном порядке должна содержать раздел по переработке (утилизации) попутного газа.
      335. 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.
      336. 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.
      337. Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок на электроприводе от внешних сетей. Если бурение ведется буровой установкой с дизельгенераторным и дизельным приводом, то выпуск неочищенных выхлопных газов в атмосферу с таких установок снижается до минимума.
      338. Площадка для буровой установки планируется с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в сторону отстойных емкостей, типа почвенного покрова и литологического состава почва-грунтов, глубины залегания грунтовых вод (особенно пресных), наличия охранных зон, данных по новейшей тектонике, сейсмической опасности территории, аэрокосмического мониторинга, близости проектируемой буровой установки к питьевому или рыбохозяйственному водоему, его категорийности.
      339. 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.
      340. При строительстве скважин на плодородных землях и землях активного сельхозпользования в процессе проведения подготовительных работ к монтажу бурового оборудования снимается и отдельно хранится плодородный слой для последующей рекультивации территории.
      341. При строительстве скважин не допускается нарушение растительного и почвенного покровов за пределами участков, отведенных под строительство.
      342. 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.
      343. Строительство скважин осуществляется с применением строго безамбарного способа приготовления и очистки бурового раствора и бурения скважин. Строительство шламовых амбаров допускается только по согласованию с уполномоченным органом в области охраны окружающей среды и другими государственными органами Республики Казахстан в пределах их компетенции.
      344. Не допускается сброс отходов бурения и канализационных стоков в водоемы и подземные водоносные горизонты. Возможно захоронение буровых сточных вод в глубокие подземные горизонты, не имеющие в разрезе пресных и бальнеологических вод, при условии получения разрешения государственных контролирующих органов.
      345. Недропользователь проводит работы по утилизации и нейтрализации отработанного бурового раствора, буровых сточных вод и выбуренной породы (шлама) для повторного использования в процессе бурения, возврата в окружающую среду.
      346. 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 здравоохранения. Интервалы залегания водоносных горизонтов надежно изолируются.
      347. 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.
      348. 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.
      349. В процессе испытания скважин добытые нефть, конденсат, минерализованная вода собираются в емкости с последующим их вывозом в согласованные в установленном порядке места. 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.
      350. При подготовке месторождения к разработке проводятся работы по опробыванию 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.
      351. Работы по освоению и испытанию скважин выполняются, если высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр.
      352. 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.
      353. 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.
      354. При нефтегазопроявлениях герметизируется устье скважины и дальнейшие работы ведутся в соответствии с планом ликвидации аварий.
      355. При наличии сероводорода в скважине буровой раствор обрабатывается нейтрализатором сероводорода.
      356. 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.
      357. По завершении работ по освоению и гидродинамическому исследованию скважин проводится контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверка герметичности устьевой арматуры.
      358. При появлении признаков нефтегазопроявлений ремонтные работы на скважине немедленно прекращаются, скважина повторно залавливается жидкостью, обработанной нейтрализатором.
      359. 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.
      360. 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.
      361. Работа по ликвидации открытого фонтана проводится по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке недропользователем и уполномоченным органом по изучению и использованию недр.
      362. Помещения буровых установок должны быть оборудованы вытяжной вентиляцией, включаемой от датчиков на сероводород при достижении предельно допустимой концентрации. График оснащения помещений буровых установок вентиляционным оборудованием согласовывается с территориальными органами уполномоченного органа в области промышленной безопасности.
      363. После окончания бурения, освоения (испытания) скважин и демонтажа оборудования проводятся работы по восстановлению (рекультивации) земельного участка в соответствии с проектными решениями.
      364. 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.
      365. 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 землетрясении надежного трассирования сейсмоактивных зон, а также возможных просадок поверхности земли.
      366. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин проводятся при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования углеводородного сырья, потерь нагнетаемой воды.
      367. 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 дефектный скважин.
      368. 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.
      369. 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.
      370. Необходимым условием применения при разработке месторождений углеводородного сырья химических реагентов (индикаторов) является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий.
      371. При выборе химических реагентов для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.
      372. 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.
      373. При закачке в пласт ингибиторов солеотложений и парафиноотложений, поверхностно-активных веществ, деэмульгаторов и тому подобных, во избежание их разлива, используется только специализированная техника.
      374. Освоение скважин после бурения, подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважин герметизирующим устройством, предотвращающим разлив жидкости, открытое фонтанирование.
      375. 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.
      376. Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающих скважин принимается в соответствии с действующим положением по определению предела рентабельности разработки месторождения углеводородного сырья и эксплуатации скважин.
      377. 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.
      378. Эксплуатационные скважины, подключенные к установкам комплексной подготовки газа, должны исследоваться с использованием контрольного сепаратора без выброса и сжигания газа в атмосфере.
      379. 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.
      380. Внутрискважинное оборудование, технологические аппараты, обсадные трубы и другое оборудование, используемое в коррозионно-агрессивной среде, должны быть стойкими к сульфидному растрескиванию.
      381. 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.
      382. 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, a также электрохимическая защита подводящих водоводов.
      383. 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.
      384. 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.
      385. Пластовая вода с высоким содержанием сероводорода должна обрабатываться и содержаться в герметичных емкостях.
      386. 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.
      387. 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.
      388. 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.
      389. 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.
      390. 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.
      391. Захоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод осуществляется в соответствии с требованиями экологического законодательства Республики Казахстан.
      392. Не допускается размещение на территории промысла нефтешламовых амбаров, содержимое имеющихся шламонакопителей подлежит переработке или утилизации с последующей рекультивацией земли на территории ликвидированных амбаров.
      393. Недропользователем осуществляется контроль через сеть инженерных скважин за состоянием грунтовых вод (по периметру месторождения), а также в районе расположения шламонакопителей.

3. Рациональное и комплексное использование недр при разведке и
добыче твердых и общераспространенных полезных ископаемых

3.1. Разведка твердых и общераспространенных полезных
ископаемых

      394. Недропользователем при проведении разведки полезных ископаемых должно обеспечиваться:
      проведение геологоразведочных работ в строгом соответствии с проектными документами и рабочей программой контракта;
      комплексность изучения всех полезных компонентов в пределах контрактной территории на всех стадиях геологоразведочных работ;
      последовательность проведения стадийности геологоразведочных работ;
      выбор методики разведки, плотность разведочной сети и оптимальность 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;
      надежность результатов контроля качества разведочных данных, отбора и обработки проб, аналитических работ;
      полнота геологического изучения 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;
      своевременность и качество исполнения геологической документации (планов опробования, геологических карт и разрезов к ним, нанесение геологических контуров рудных тел, зон, зарисовок горноразведочных выработок);
      своевременность возврата контрактной территории в соответствии с условиями контракта.
      395. Отбор проб сопровождается соответствующей геологической документацией организацией, ведущей геологоразведочные работы и осуществляющей отбор проб.
      396. Проведение внутреннего и внешнего геологического контроля опробования осуществляется не реже одного раза в квартал.
      397. Допускается отбор минералого-технологических и малых технологических проб при поисково-оценочных работах.
      398. При наличии на месторождении нескольких промышленных типов руд отбор технологических проб и их исследование проводится отдельно для каждого типа руд.
      399. Ведение разведочных работ осуществляется методами и способами, исключающими неоправданные потери минерального сырья и снижение его качества.
      400. Все разведочные выработки, пройденные в процессе проведения разведки документируются. В геологической документации отражаются все детали, необходимые для достоверного изучения недр.
      401. В процессе оценочных работ допускается проведение опытно-промышленной эксплуатации месторождения на основании проектных документов утвержденных в установленном законодательством порядке.

3.2. Добыча твердых и общераспространенных полезных ископаемых

      402. Недропользователь, обладающий правом недропользования на добычу, вправе начать 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 учет.
      403. 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 к разработке в пределах контрактной территории;
      возможность отработки изолированных рудных тел, пластов и залежей, 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 переработке руды;
      обеспечение полноты извлечения из недр полезных ископаемых, не допуская выборочную отработку богатых участков;
      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.
      404. Не допускается оставление запасов полезных ископаемых, вызывающее осложнения при их выемке в будущем, полную или частичную потерю этих запасов.
      405. Не допускается переработка многокомпонентного минерального сырья без обеспечения комплексного его использования.
      406. Не допускается корректировка геологических и маркшейдерских данных количества и качества добытых полезных ископаемых по учетным данным перерабатывающего производства.
      407. Выбранные способы, объемы и сроки проведения вскрышных и подготовительно-нарезных работ должны обеспечивать установленные нормативы вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов.
      408. 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.
      409. 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.
      410. Количество и качество готовых к выемке запасов полезных ископаемых, нормативы эксплуатационных потерь и разубоживания должны определяться по выемочным единицам.
      411. 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.
      412. 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.
      413. 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 обеспечивать 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, 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 осуществлять 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.
      414. При производстве 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.
      415. Вскрытие, подготовка месторождения и добычные работы, в том числе опытно-промышленная добыча, должны производиться в строгом соответствии с проектными документами.
      При изменении горно-геологических и горнотехнических условий, в проектные документы своевременно вносятся в установленном порядке соответствующие дополнения и изменения.
      416. Проект разработки месторождения разрабатывается при наличии утвержденных запасов полезных ископаемых и акта горного отвода выданного в установленном порядке.
      В проектных документах на разработку месторождения предусматривается:
      размещение наземных и подземных сооружений; способы вскрытия и системы разработки месторождения полезных ископаемых; 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;
      календарный график горных работ с объемами добычи и показателями качества полезного ископаемого на срок до полной отработки запасов месторождения в пределах 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 производств 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;
      систематического опробования 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;
      технические средства и мероприятия по достоверному учету количества и качества добываемого и перерабатываемого минерального сырья, а также их потерь и отходов производства.
      Принимаемые технические решения сопровождаются соответствующей графической документацией.
      Не допускается оставление в недрах запасов полезного ископаемого, предоставленные недропользователю условиями лицензии или контракта.
      417. 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.
      418. 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.
      419. 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.
      420. Проект опытно-промышленной разработки 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.
      421. На основании проектных документов для каждой выемочной единицы разрабатывается локальный проект на ее отработку. Локальный проект отработки выемочной единицы согласовывается с территориальным подразделением уполномоченного органа по изучению и использованию недр.
      422. 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.
      423. 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.
      424. 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.
      425. 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.
      Ответственность за своевременность и достоверность учета показателей извлечения полезных ископаемых из недр при добыче несет недропользователь.
      426. В случае расхождения между утвержденными запасами и фактическими данными, полученными при разработке, материалы сопоставления разведки и добычи представляются на государственную экспертизу недр.
      427. 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.
      428. Прирост и перевод запасов как основных, так и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов в более высокие категории по степени изученности, производится на основе их подсчета по фактическим геологическим материалам и утверждается в установленном законодательством порядке.
      429. 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.
      430. 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 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.
      431. Не допускается переработка многокомпонентного минерального сырья без обеспечения комплексного его использования, если это не предусмотрено проектом.
      432. 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.
      433. 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.

3.3 Авторский надзор при разработке твердых полезных ископаемых

      434. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений 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.

4. Рациональное и комплексное использование недр при разведке
и добыче подземных вод

4.1. Разведка подземных вод

      437. 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.
      438. 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.
      439. Не допускается орошение земель сточными водами, если это влияет или может повлиять на состояние подземных водных объектов.
      440. 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.
      441. 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 государственный орган санитарно-эпидемиологической службы.
      442. Вскрытые подземные водоносные горизонты обеспечиваются надежной изоляцией, предотвращающей их загрязнение.
      443. 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.
      444. 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.
      445. При бурении скважин недропользователь обязан обеспечить:
      изолировать все водоносные горизонты и проницаемые пласты;
      герметичность всех колонн и надежную их цементировку.
      446. 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.
      447. 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.
      448. При полной или частичной ликвидации либо консервации буровых скважин последние приводятся в безопасное состояние, обеспечивающее охрану окружающей среды.
      449. 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.
      450. При последовательном опробовании в скважине нескольких продуктивных пластов по методу "снизу вверх" каждый объект должен быть опробован отдельно. После опробования пласт изолируется посредством установки цементного моста с обязательной проверкой его герметичности.

4.2. Добыча подземных вод

      451. 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.
      452. 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 эксплуатационных 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.
      453. 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.
      454. При использовании подземных вод применяются следующие водозаборные сооружения: водозаборные скважины, шахтные колодцы, комбинированные водозаборы, лучевые водозаборы, каптажи родников.
      455. Водозаборные сооружения, водоводы и станции водоподготовки сооружаются на средний часовой расход в сутки максимального водопотребления.
      456. Конструкция скважин предусматривает:
      возможность замера дебита, уровней, отбора проб воды;
      производство ремонтных работ при проведении регенераций в ходе эксплуатации скважин.
      457. Технологическая схема 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 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.
      458. Не допускается использование подземных вод в хозяйственных нуждах, содержащих природные лечебные ресурсы за исключением случаев,  предусмотренных водным и санитарным законодательством.
      459. 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.
      460. 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.
      461. На каждое каптажное сооружение составляется паспорт, содержащий все основные гидрогеологические и гидрохимические данные, сведения о его конструкции и рекомендации по эксплуатации.
      462. 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.
      463. 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.
      464. 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.
      465. 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.
      466. 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.
      467. 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.
      468. Эксплуатация продуктивных пластов должна осуществляться с обязательным соблюдением всех условий, исключающих возможность нанесения ущерба другим продуктивным пластам.
      469. Не допускается применять в одной скважине совместно-разделительную эксплуатацию нескольких продуктивных горизонтов, содержащих подземные воды.
      470. Не допускается при эксплуатации продуктивных горизонтов смешения вод эксплуатируемого горизонта за счет перетока вод из выше или нижележащих водоносных горизонтов.
      471. 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.
      472. 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.
      473. 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 хозяйственного значения.
      474. 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.
      475. 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.
      476. Конструкция всех скважин на месторождении подземных вод должна обеспечить условия для проведения контрольно-измерительных работ. По скважинам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов, необходимо производить контрольные измерения дебита и температуры раздельно по пластам.
      477. Учет добычи подземных вод производится путем измерения расходов воды по каждой скважине (на устье или сборном пункте) с точностью, отвечающей требованиям действующих нормативов.
      478. На автоматизированных водозаборах и промыслах замер расхода воды и пара производится регистрирующими приборами с периодической проверкой контрольно-измерительных приборов.
      479. В подземных и термальных 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.
      480. 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.
      481. 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.
      482. Не допускается орошение земель сточными водами, если это влияет или может повлиять на состояние подземных водных объектов.
      483. 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.
      484. 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.
      485. 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.
      486. 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.
      487. Все работы по капитальному ремонту скважин должны производиться недропользователями по согласованию с территориальными органами уполномоченного органа в области промышленной безопасности с соблюдением требований техники безопасности.
      488. 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.
      489. Не допускается устройство поглощающих скважин и колодцев в 1 и 2 поясах зон санитарной охраны источников водоснабжения.
      490. Не допускается сброс в поглощающие скважины и колодцы отработанных вод, содержащих радиоактивные вещества.
      491. 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.
      492. 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.
      493. 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.
      494. 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 на всей площади нарушенного гидродинамического режима, оценку влияния осушения (или подтопления) на уровень, запасы и качество подземных вод и на окружающую среду.

4.3. Авторский надзор при разработке подземных вод

      495. Авторский надзор за реализацией принятых проектных решений ежегодно ведет проектная организация, составившая проектный документ на добычу.
      496. При авторском надзоре используется текущая информация, получаемая при контроле разработки, а результаты надзора излагаются в виде ежегодного отчета.
      497. 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.

Пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды әрі кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағиданы бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2011 жылғы 10 ақпандағы № 123 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2016 жылғы 31 тамыздағы № 492 қаулысымен

            Ескерту. Күші жойылды – ҚР Үкіметінің 31.08.2016 № 492 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).
      РҚАО-ның ескертпесі!
      ҚР мемлекеттік басқару деңгейлері арасындағы өкілеттіктердің аражігін ажырату мәселелері бойынша 2014 жылғы 29 қыркүйектегі № 239-V ҚРЗ Заңына сәйкес ҚР Инвестициялар және даму министрінің 2015 жылғы 17 қарашадағы № 1072 және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 қарашадағы № 675 бірлескен бұйрығы.
      "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 16-бабының 3) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
      1. Қоса беріліп отырған Пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды әрі кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағида бекітілсін.
      2. "Қазақстан Республикасының Мұнай және газ кен орындарын игерудiң бiрыңғай ережелерiн бекiту туралы" Қазақстан Республикасы Үкіметінің 1996 жылғы 18 маусымдағы № 745 қаулысының (Қазақстан Республикасы Үкіметінің ПҮАЖ-ы, 1996 ж., № 28, 245-құжат) күші жойылды деп танылсын.
      3. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап күнтiзбелiк он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi.

Қазақстан Республикасының
 
Премьер-Министрі
К. Мәсімов

      

  Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2011 жылғы 10 ақпандағы
№ 123 қаулысымен
бекітілген

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

      1. Қазақстан Республикасында пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды әрі кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағида (бұдан әрі – Қағида) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 16-бабының 3) тармақшасына сәйкес әзірленді.
      2. Осы Қағида пайдалы қазбаларды барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды әрі кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай тәртіпті анықтайды.
      3. Осы Қағидада мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:
      сарқынды сулар – адам тұрмыста және өндiрiстік қызметте қолданғаннан босатылатын су немесе елдi мекен мен өндiрiстiк ұйымдар аймағынан шығарылуға жататын ластанған сулар;
      геологиялық қорлар – шоғырларда болатын көмірсутек шикізатының қорлары;
      көмірсутек шикізаты – шикі мұнай, газ конденсаты, табиғи газ және ілеспе газ, битум, сондай-ақ шикі мұнайды, табиғи газды тазартқаннан кейін жанатын тақтатастарды және шайырлы құмдарды өңдегеннен кейін алынған көмірсутектер;
      көмірсутек шикізатының кен орны – аумақ бойынша бір алаңға арналған және қолайлы тектоникалық құрылыммен немесе басқа түрдегі тұтқыштармен байланысты бір немесе бірнеше шоғырларда құрамында табиғи шоғырланған пайдалы қазбасы бар жер қойнауының бөлігі;
      көмірсутек шикізатының қорлары – мұнайдың, конденсаттың массасы, сондай-ақ стандартты шарттарға (0,1 МПа және 20oС) келтірілген, табылған, барланатын және игерілетін шоғырлардағы газдың көлемi;
      көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану – мұнай және мұнай-газ кен орындарында жүргізілетін және бұрғыланған барлау ұңғымаларын уақытша пайдалануды көздейтін операциялар;
      көмірсутек шикізаты шоғырларын игерудi реттеу – түрлi технологиялық және техникалық іс-шаралар кешенiнiң көмегiмен көмiрсутек шикізатын алу процесін басқару;
      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;
      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 асыралатын, бастапқы қорларды (блок, панель, лава, кемердiң бөлiгi) дұрыс есептеумен кен орнының неғұрлым үнемді және технологиялық оңтайлы учаскесi;
      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;
      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 геологиялық қорлар;
      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 шикізатын барлау мен өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды әрі кешенді пайдалану
2.1 Көмірсутек шикізаты кен орындарын барлау

      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 көмірсутек 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 орынның барлық шоғырларындағы көмірсутекті шикізаттың жалпы көлемінде мұнайға қаныққан Vн бөлігі көлемінің үлесіне байланысты мыналарға бөлінеді:
      0,5<Vн<1 кезінде мұнайлы (онымен қоса газмұнайлы);
      0,25<Vн<0,50 кезінде мұнай-газды (онымен қоса мұнай-газконденсатты);
      Vн <0,25 кезінде газды немесе газконденсатты.
      Мұнай қорлары шоғырдың жалпы көлемінен 30 пайыздан аз болған жағдайда, төмен көлемін мұнай қоры құраған жағдайда, қат қысымын агентті айдау арқылы ұстау түрінде іріктеуді алмастырумен мұнайгазконденсатты кен орнының мұнайлы және газконденсатты бөліктерін бір мезгілде игеруге рұқсат етіледі.
      7. Құрылымының күрделілігіне байланысты кен орындары (шоғырлар) мыналарға бөлінеді:
      өнімді қаттар ауданы мен қимасы бойынша қалыңдығы мен коллекторлық қасиеттерінің төзімділігімен сипатталатын, тектоникалық бұзылмаған немесе нашар бұзылған құрылымдарға орайластырылған қарапайым құрылым;
      өнімді қаттар 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 қаттарының 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 зерттеулерден, геофизикалық ұңғылық зерттеу кешенін әзірлеумен параметрлік, іздеу және барлау-бағалау бұрғылаудан, тасбағанды және қаттық флюидтерін алудан және олардың зертханалық зерттеулерінен, іздестіру және барлау ұңғымаларын сынаудан және тәжірибе жасаудан тұрады
      9. Барлау ұңғыманы бұрғылау санатына, санына, орналасуына және мерзіміне, олар шешетін міндеттерге, қажетті зерттеулердің кешені мен көлемдеріне негізделетін іздестіру жұмыстарының бекітілген жобасы бойынша жүргізіледі.
      10. Бұрғылау процесіндегі зерттеулердің түрлері әрбір жеке барлау ұңғымасы үшін жобалау ұйымы жасаған геологиялық-техникалық нарядпен анықталады. Алынған деректер кондицияларды сенімді негіздеу, белгіленген тәртіпте бекітілуімен көмірсутек шикізатының қорын есептеу үшін және игеруді жобалау үшін жеткілікті болуы қажет.
      11. Кен орындары қорларын жіктеу жер қойнауын зерттеу мен пайдалану жөніндегі уәкілетті орган белгілеген тәртіппен жүргізіледі.
      12. Іздестіру жұмыстары жобасында мыналар қамтылады және негізделеді:
      қолда бар тарихи деректердің көлемі, қанықтылығы және мәні, барлау учаскесінің зерттелу дәрежесі;
      барлау міндеттері, сейсмикалық сұлбалар 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 констркуциялары, бұрғылаудың тәсілдері мен кезектілігі;
      тасбағанды іріктеу интервалы, өнімді қаттар ағынын сынау;
      бұрғылау процесінде мұнай-газды қаттарды сыннан өткізу және сынау тәртібі;
      ұңғымаларды геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулер 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;
      іздестіру және барлау ұңғымаларының конструкциясы тиісті ұңғымаларды салу жобаларына негізделеді.
      13. 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.
      14. Әрбір шоғыр бойынша мыналар орнатылады:
      шоғырдың құрылымдық-тектоникалық құрылысы;
      шоғырдың гидродинамикалық жұмыс режимі;
      өнімді қаттардың, ортақ қаттардың және тиімді мұнай-газға қаныққан қалыңдықтардың шегіндегі өзгерістер;
      мұнай-газдылық контурлары;
      таужыныстарының литологиялық қасиеттері;
      таужыныстары-коллекторларының сүзу-сыйымдылықтық ерекшеліктері, олардың шоғыр көлеміндегі өзгергіштігі;
      су-мұнай, газ-мұнай немесе газ-су контактілерінің жағдайы дәлелденген;
      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 операцияның, сатылы сепарация және дифференциалды газсыздандыру деректері бойынша (мұнайдың газға қанығу қысымы, газқұрамы, тығыздық, тұтқырлық, көлемдік коэффициент және қаттық жағдайдағы сығылу, отыру коэффициенті және басқалар) динамика/өзгеріс;
      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 сыйымдылығына орташа коэффициенттерінің мәні (тұйқырлығы жоғары 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 динамикасы 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 мәліметтерге ұңғымаларды бұрғылау, қаттарды бұрғылау кезінде сынау, ұңғымалық және далалық – геофизикалық зерттеулер, таужыныстарын литологиялық зерттеу, тасбаған мен көмірсутек шикізатының қасиетін зертханалық зерттеу деректері, кенорнын барлаудың барлық кезеңдерінде жинақталған өзге де ақпарат арқылы қол жеткізіледі.
      15. Барлау процесі кезінде үстіңгі қаттық шарттар (рельеф, су арналарының болуы, рұқсат етілмейтін аймақтар және басқалар) зерттеледі, жер қойнауын пайдаланушылардың қызметін сумен қамтамасыз ету үшін сумен жабдықтау көздері іздестіріледі, өнеркәсіптік және басқа сарқынды суларды ағызу үшін кен орындары бойынша жұтатын қаттар айқындалады, құрылыс материалдарының шикізаттық базасы бағаланады.
      16. Мемлекеттік қорық аймақтарының аумағында геологиялық зерттеуге, пайдалы қазбаларды барлауға Қазақстан Республикасының Экологиялық кодексінде белгіленген арнайы экологиялық талаптарды ескере отырып, жануарлар әлемін күзету, қайта қалпына келтіру және пайдалану саласындағы уәкілетті мемлекеттің органдармен келісу бойынша рұқсат етіледі.
      17. Барлау ұңғымаларын сынау олардан үш айға дейінгі мерзімде көмірсутек шикізатын өндіруді ұйымдастыруды көздейді, жекелеген жағдайларда ұсақ және орташа кенорындары үшін әр қат бойынша өнеркәсіптік-геологиялық және гидродинамикалық зерттеулер кешенін өткізумен ұңғымаларды сынамалы пайдалануға мүмкіндік беретін дифференциалданған тестілеу болуы мүмкін. Өндірілген көмiрсутек қоспасы барлау (бағалау) ұнғымаларын сынау кезінде экологиялық сараптама нәтижелері бойынша алауда көмiрсутектерді жағу қоршаған орта үшін кәдеге жаратудың неғұрлым қауіпсіз әдісі болып танылған жағдайларды қоспағанда, міндетті түрде 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 забой қысымдары;
      әр ұңғыма үшін ортақ және қаттық флюидттер бойынша қаттардың интервалдары бойынша меншікті (мұнайға қаныққан қалыңдықтың бір метріне шаққанда) өнімділік коэффициенті;
      қаттың кәрізделінетін бөлігінің орташа өткізгіштік коэффициенті;
      қаттың суөткізгіштік коэффициенті;
      газөткізгіштік коэффициенті;
      пьезоөткізгіштік коэффициенті.
      18. Көмірсутек шикізатының шоғырын сынамалы пайдалану сынамалы пайдалану жобасына сәйкес жүргізіледі, ол көмірсутек шикізатының шұғыл қорларының негізінде әзірленеді және Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен бекітіледі.
      19. Көмірсутек шикізатының шоғырын сынамалы пайдалану қолда бар ақпаратты нақтылау және шоғырлардың геологиялық-физикалық сипаттамасы, көмірсутек шикізатының орналасу шарттары, ұңғымалардың өнімділігі туралы қосымша ақпаратты алу үшін жүргізіледі. Осы жұмыстар процесінде көмірсутек шикізатының орналасуының статикалық үлгісін құру, кенорындарының қорын есептеу және шоғырлар мен кенорындарын өнеркәсіптік игеруді кейінгі жобалау үшін бастапқы ақпаратты жинау және жинақтау қажет.
      20. Сынамалы пайдаланудың басталуы Жұмыс бағдарламасында көзделген бекітілген сынамалы пайдалану жобасын іске асыру күні болып есептеледі.
      21. Көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану кезінде алдыңғы өндіруші және айдаушы ұңғымалар бұрғылануы және пайдалануға берілуі мүмкін.
      22. 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.
      23. Сынамалы пайдалануды сынамалық пайдалану жобасын белгіленген тәртіппен бекітпей, сондай-ақ сынамалы пайдалану жобасының талаптарын бұзып жүргізуге рұқсет етілмейді.
      24. 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 қаттары сынамаларының зертханалық зерттеулері мен іріктеу интервалдары;
      қаттарды ашудың және ұңғымаларды игерудің тиімді әдістерін таңдау;
      айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын зерттеу;
      өндіру мерзімі және көлемін негіздеумен көмірсутек шикізатын өндірудің, сондай-ақ көмірсутек шикізаты кен шоғырларын сынамалы пайдалану кезеңінде болатын зерттеу түрлерінің ұйғарынды деңгейлері.
      25. Көмірсутек шикізаты шоғырларын сынамалы пайдалану кезінде мыналар анықталады:
      ұсынылатын ығыстырушы агенттің (су, басқа агенттермен) 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 күрделендіруші геологиялық-геофизикалық себептер (қаттардың орналасуы мен өткізгіштік жағдайларының өзгергіштігі, әсер ету белсенділігінің жеткіліксіздігі және т.б.);
      пайдалану процесінде қаттық қысым мен дебиттердің өзгеруі.
      26. 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.
      27. Өндіру немесе бірлескен барлау мен өндіруге арналған келісімшарт жасасқан жағдайда геологиялық-кәсіптік сипаттамалары қолайлы, шағын көлемді шоғырларды оларды сынамалы пайдалану сатысынан өткізбей-ақ өнеркәсіптік игеруге енгізуге болады.
      28. Шоғырлардың статикалық геологиялық-кәсіпшілік үлгісі ұңғымаларды бұрғылау және зерттеу кезінде тікелей және жанама жолмен алынған жүйелі нақтылаумен (сейсмикалық зертттеулер, 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.
      29. Көмірсутек шикізаты шоғырларының статикалық геологиялық-кәсіпшілік үлгісінің негізі геометриялау әдістерін пайдалану болып табылады.
      30. Шоғырларды геометриялау кезінде міндетті геологиялық графиканың қатарына мыналар кіреді:
      ұңғымалар қималарының егжей-тегжейлі қатынасының 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.
      31. Көмірсутек шикізаты шоғырларының статикалық геологиялық-кәсіпшілік үлгісінің міндетті 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.

2.2.1. Көмірсутек шикізаты мен ілеспе компоненттердің қорын бағалау

      32. Көмірсутек шикізатының кен орындарындағы анықталған геологиялық қорлар екі топқа бөлінеді: рентабельді (алынатын) және рентабельді емес.
      33. Көмірсутек шикізатының қорын есептеу геологиялық-барлау жұмыстарының әрбір сатысының аяқталуы бойынша және игеру процесінде жүзеге асырылады:
      көмірсутек шикізатының кен орны ашылғаннан кейін, яғни іздестіру сатысы аяқталғаннан кейін - жедел;
      көмірсутек шикізатының кен орнын бағалау сатысының аяқталуы бойынша – қорларды Қазақстан Республикасының Пайдалы қазбалар қоры жөніндегі мемлекеттік комиссияның бекітуімен (бұдан әрі – Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия);
      шоғырларды сынамалы пайдаланумен барлаудың барлық сатыларының аяқталуы бойынша – қорларды Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссияның бекітуімен;
      игерудің алғашқы жобалық құжаты бойынша кен орындарын пайдаланушылық бұрғылаудан кейін (мұнай және мұнай-газ кен орнын игерудің технологиялық схемасы немесе газ және газ конденсатты кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалану жобасы бойынша) - бұрын бекітілген геологиялық немесе алынатын қорлардың ірі және ерекше кен орындары үшін 10 пайыздан, және басқалары үшін – 20 пайыздан артық өзгерген жағдайда, қорларды Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссияның бекітуімен.
      34. Өнеркәсіптік маңызы бар мұнай, газ, конденсат және олардың құрамындағы бөлшектердің қорларын есептеу және есеп жүргізу зерттеудің барлық сатысында басым жағдайда көлемдік әдіспен, қажеттілік пен мүмкіндікке қарай саладағы қабылданған және құрылатын басқа да әдістермен жүргізіледі.
      35. Барлау сатыларында көмірсутек шикізаты кен шоғырларының сынамалы пайдалану деректері болған жағдайда, шағын көлемдегі мұнай және конденсат қорларын бағалау зерттелетін шоғырлар қорының масштабын анықтау мақсатында материалдық баланс принципіне (газ үшін – қаттық қысымның түсу әдісімен) негізделген әдістерді қолдануға рұқсат етіледі.
      36. Кен орындарын іздеу, барлау және пайдалану сатыларында көмірсутек шикізаты мен оның құрамындағы компоненттердің геологиялық қорларын есептеу және есепке алу әр өнімдік қат немесе кен шоғарларының жеке-жеке тұтас және мұнай, газ, су-мұнай, су-газ,су-газ-мұнай аймақтарына бөліп біртұтас кен орны бойынша жүргізіледі.
      Стандарттық шарттарда (0,1 МПа және 20оС) мұнай, конденсат, этан, пропан және бутан қорлары - мың тоннамен, бос газ қорлары – миллион м3, гелий мен аргон қорлары – мың м3 есептеледі.
      37. Кен орнындағы көмірсутек шикізатының қорлары, сондай-ақ оны алудың деңгейі жер қойнауының мемлекеттік сараптамасына және Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссияның бекітуіне жатады.
      38. Алынатын қорлар және көмірсутек шикізаты мен олардың құрамындағы өнеркәсіптік маңызы бар компоненттердің алыну коэффициенттері жер қойнауының мемлекеттік сараптамасына жіберілетін көмірсутек шикізатының алыну коэффициентінің техникалық-экономикалық негіздемесі түрінде игеру нұсқаларының технологиялық және техникалық-экономикалық есептері негізінде анықталады.
      39. Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия көмірсутек шикізатын алудың шекті коэффициентін технологиялық, экономикалық және экологиялық талаптарға барынша сәйкес келетін нұсқа бойынша бекітеді.

2.2. Көмірсутек шикізаты кен орындарын игеру

      40. Кен орындарын өнеркәсіптік игеруге дайындау төмендегілерді 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.
      41. Бірлескен барлау мен өндіруге арналған келісімшарттар бойынша жер қойнауын пайдаланушы өнеркәсіптік игеру жобасын әзірлеуге көмірсутек шикізатының қоры бекітілгеннен кейін немесе осы Қағиданың 33-тармағына сәйкес олар өзгерген жағдайда көмірсутек шикізаты қорларын қайта бекіткеннен кейін үш айда кіріседі.
      42. Кен орнын жайластыру жобасы өнеркәсіптік игеру жобасы негізінде орындалады.
      43. Жер қойнауын пайдаланушы кен орнын игеру схемалары мен технологияларында маңызды өзгерістер болған жағдайда кен орнын жайластыру жобасын дайындауға кіріседі.
      44. 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 конденсаттық 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;
      жоба өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы құзыретті органмен келісілген болса;
      өнеркәсіптік игеруге арналған жобалық құжаттар белгіленген тәртіпте бекітілген болса, көмірсутек шикізаты кен орындарын (шоғырларын) өнеркәсіптік игеруге енгізуге рұқсат етіледі.
      45. Көмірсутек шикізаты кен орындарын (шоғырларды) өнеркәсіптік игеруге ілеспе газдарды қайта игерусіз (кәдеге жаратусыз) рұқсат етілмейді.
      46. Газ және газконденсаттық кен орындарын игеру тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдаланудан басталады, ол сандық модельдер жасау газ және газконденсаттық кен орындарын жобалаудың алғашқы сатысы болып табылады және мынадай жағдайларда жүргізіледі:
      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 шоғыршақтарыныңөнеркәсіптік құндылығын және оларды игерудің мүмкін жолдарын нақтылауүшін.
      47. Тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалануды жүргізуге өндіруге арналған келісімшарт болғанда рұқсат етіледі.
      48. Егер:
      мұнай шоғыршағы болған жағдайда белгіленген тәртіппен оның өнеркәсiптiк мәні мен шоғырдың газ бөлiгiмен байланыс сипатын бағалау бағдарламасы жасалса және бекітілсе;
      белгіленген тәртiппен тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк пайдалану жобасы бекiтiлсе;
      тау-кендік бөлу алынса;
      қажетті кәсіпшілік құрылыстар белгіленген тәртіпте пайдалануға берілсе;
      магистральдық құбыр иесімен тасымалдау мәселелері реттелсе, газ және газконденсаттық кен орындарын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк пайдалануға енгiзуге рұқсат етіледі.
      49. Газдағы күкiрт сутегi мен күкірторганиканың мөлшерi 10 ppm артық болса, кен орындарын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеруге енгiзу, тек онымен бiрге тазартқыш қондырғыларды қосқанда ғана мүмкiн.
      50. 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.
      51. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын тәжiрибелік-өнеркәсiптiк игерудiң жобасында негізделетіндер:
      жұмыс жүргiзу үшiн шағын шоғырды немесе ірі шоғырдың ауқымды учаскесін таңдау;
      өндіруші және айдамалау ұңғымаларының саны және орналасуы;
      тәжiрибелік-өнеркәсiптiк игерудiң технологиясы;
      арнайы жабдық пен қатқа әсер ететiн агенттерге қажеттiлік;
      игеру процесін бақылау бойынша зерттеулер кешені және объектiнiң геологиялық-физикалық ерекшеліктері туралы қосымша деректер алу;
      мақұлданған технологияның тиімдiлiгiн бағалау үшiн 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.
      Тәжірибелік-өнеркәсіптік жұмыстардың нәтижесінде кен орнының анықталмаған гидродинамикалық және геологиялық модельдеріне талдау жасалуы, резервуарды қосымша геологиялық-геофизикалық зерттеу бойынша ұсынымдар дайындалуы тиіс.

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

      52. Мұнай және мұнай-газ кен көздерін игеруді жобалау белгіленген тәртіпке сәйкес есептелген және Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия бекіткен қорларды барлау және бағалау нәтижелеріне негізделеді.
      53. Жобалау кезінде тікелей өлшеулердің және есептеулер арқылы анықталған деректер пайдаланылады.
      54. 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 қаттар сандары, ұңғымалар мен қаттардың өнімділігінің коэффициенті және әрбір қаттың тиімді қалыңдығының бірлігіне өнімділіктің меншікті коэффициенті анықталады.
      55. Шоғырды сынамалы пайдалану деректері бойынша забойлық қысымды қаныққан қысымнан төмен азайту кезінде мұнай бойынша өнімділік коэффицентінің азаю дәрежесін анықтау ұсынылады.
      56. 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 қаттарының біртекті еместігінің есептік көрсеткішін анықтау ұсынылады.
      57. Көрсетілген қажетті физикалық мәліметтер жоқ болған жағдайда, қаттардың қаттарының біртекті еместігін геофизикалық өлшемдердің деректері арқылы, ал су мен мұнайдың қозғалысының ара қатысын - олардың тұтқырлығы мен қалдықты мұнай қанықтылығының мәндері бойынша табу керек.
      58. Басқа кен орындары деректерінің ұңғымалардың тығыз торымен ұқсастығы қаттардың коллекторлық қасиеттерінің (тиімді қалыңдықтың, меншікті өнімділіктің) ретсіз өзгеру қадамдары белгіленеді.
      59. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын өнеркәсіптік игеру үшін мыналар жасалады:
      тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жобасы;
      игерудің технологиялық схемасы;
      өнеркәсіптік игеру жобасы;
      игерудің техникалық-экономикалық негіздемесі.
      Егер қажеттілігі болмаса, аталған құжаттардың кейбіреуі алынып тасталады.
      60. Жобалау құжаттарынан басқа, игеру процесін жедел жетілдіру ұсынымдарымен бірге, жобаны іске асыруды авторлық қадағалау және игеруді талдау бойынша есептер орындалады.
      61. Егер экономикалық есеп нәтижелері бойынша көмірсутек шикізатын алудың соңғы коэффициенттерінің өзгеруі болжанса, көмірсутек шикізатын алудың соңғы коэффициенттерін Қорлар жөніндегі мемлекеттік комиссия қайта бекітеді.
      62. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын өнеркәсіптік игеруді бірнеше жер қойнауын пайдаланушы жүргізсе, жұмыстар жер қойнауын пайдаланушылар арасындағы кен орнын біртұтас бүтін ретінде бірігіп игеру жөнінде келісім жасалып, құзыретті органмен келісіледі. Аталған келісімнің негізінде белгіленген тәртіп бойынша жобалау құжаттарына тиісті өзгертулер енгізіліп, онда жер қойнауын неғұрлым тиімді пайдалану мақсатында жер қойнауын пайдаланушылардың игеру операцияларын үйлестіру жұмыстарының тәртібі мен мазмұны негізделеді.
      63. Жер қойнауын пайдаланушының көмірсутекті таңдап алудың жобалау құжаттарындағы нормаларды бұзуына жол берілмейді. Нақты жылдық өндіру көлемі жобадағы көрсеткіштен он пайыздан артық болмауы тиіс және бұл жағдайда ұңғымалардың жобадағы жұмыс тәртібін сақтау және жобалау құжаттарындағы пайдалану объектісін игеру бойынша мыналарды орындау шарты қойылады:
      пайдалану қорын бұрғылау жөніндегі бағдарламалар;
      агентті айдау көлемі мен құрамы;
      өндіруді қарқындату жөніндегі іс-шаралар.
      Ескерту. 63-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Үкіметінің 30.09.2014 № 1047 қаулысымен.

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

      64. 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.
      65. Әрбір пайдаланылатын объектiге нақты геологиялық-физикалық шарттарға және жеткiлiктi экономикалық тиiмдiлiгi болған жағдайда техникалық мүмкіндіктерге сай келетін игерудің өз ұтымды жүйесi сәйкес келеді.
      66. Ұтымды игеру жүйесiн таңдау жүйенің негiзгi элементтерін оңтайландырумен нұсқаларды қарау арқылы жүзеге асырылады.
      Негiзгi мақсат мыналарды дәлелдеуге арналады:
      пайдалану объектiлерiн атап көрсету;
      ұңғымаларды пайдаланудың тәсiлi мен режимі;
      ұңғымалар торларын орналастыру және тығыздық жүйелері;
      қатқа әсер етудiң түрлерi;
      өндiрушi және айдамалаушы ұңғымалардың қабылданатын есептiк забойлық қысымдары;
      қаттардың мұнай өнімділігін арттыру үшін агентті таңдау;
      ілеспе газды кәдеге жарату, ілеспе газды тауарлық күйге дейін қайта өңдеу.
      67. Көмiрсутек шикізатының кен орындары бойынша пайдалану объектiлерiн бөлу - игерудi жобалаудың бiрiншi кезеңi – оңтайландырылған міндеттер ретінде геологиялық-физикалық, техникалық, экологиялық және экономикалық факторлар есепке алына отырып шешiледi. Нәтижесiнде бiр, екi және одан да көп объектiлерді бөлуге рұқсат етіледі.
      68. Бiртұтас игеру объектiлерiне өнімді қаттар немесе мұнайлығы бiр қатта, мұнайдың, физикалық-химиялық қасиеттерiне, коллекторлық қасиеттерiне, шоғырлардың жұмыс режимдеріне, қаттық қысымдар шамаларына жақын қаттар бiрiктiрiледi.
      69. Көп қатты кенiштен екi немесе одан да көп игеру объектiлерiн таңдау үшiн олардың қыртысы арасында барлық ауданы бойынша өткiзбейтiн тау жынысы болуы қажет.
      70. Игеру үшiн таңдалған объектiнiң сусыз кезеңде және суландырған кезде пайдаланудың ұзақ мерзімі ішінде ұңғымалардың жоғары дебитiн қамтамасыз ету үшін шоғырдың аудандық бірлігіне жеткілікті меншікті қорына және жеткілікті өнімділікке ие болуы тиiс.
      71. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру екi типті режимде жүзеге асырылады: қаттық энергияны табиғи және жасанды режимдерде толықтыру.
      72. Режимдердің бiрiншi типіне табиғи су қысымын пайдалану жатады, бұл кезде контурдың сыртындағы сулы аумақтан мұнай шоғыры жатқан жерге су кiрiп, мұнайды ығыстырып шығарады, сонымен қатар әртүрлi ара қатынаста: серпiндi режим, ерiген газ режимi.
      73. Газды газ бүркемесінен негізсіз шығаруға және қаттық жағдайларда мұнайды газсыздандыруға жол берілмейді, ол негізгі өндірілетін флюидті алу коэффициентін азайтуға әкеп соғады.
      74. Режимдердің екінші типі қаттарға әсер ету процестерінің әр түрлі схемалары кезінде қаттарға түрлі ығыстырғыш агенттерді айдауға негізделеді.
      75. 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 басқа энергия тасымалдаушылары.

2.2.1.2. Ұңғымалар торы

      76. Игерудi жобалау кезінде ұңғыманың негiзгi торы (негiзгi қордың ұңғымалары) және резервтiк ұңғымалар қарастырылады.
      77. Негiзгi қордың ұңғымаларын бүкiл пайдалану объектiсiнде барлық ұңғымалардың ара қашықтығы бiрдей төртбұрышты және үшбұрышты геометриялық немесе ұңғыма қатарлары арасында ара қашықтығы ұзартылған және қатардағы ұңғымалар арасында қашықтығы азайтылған торларда орналастырады.
      78. Резервтiк ұңғымалар қаттардың құрылысын ұқыпты тексеру үшiн бұрғылау жұмыстары жүргiзiлген кезде объектiнiң алаңдарында орналасады.
      79. Пайдалану-бағалау ұңғымалары коллекторлардың фильтрациялық-көлемдік қасиеттерін зерттеу бойынша қысқа бағыттағы міндеттерді, кен орнының параметрлерін анықтау бойынша өндірістік-зерттеу жұмыстарын жүргізуді, өндірістік қорларды растауды орындайды.
      80. Әр объект үшiн ұңғыма торларының ұтымды тығыздығы алынады. Ұтымды болып көмірсутек шикізаты қорларын неғұрлым толық алу мүмкіндігі кезінде ең жоғары экономикалық тиімділікке қол жеткiзетiндей осындай ұңғымалар саны мен осындай тығыздығы бар тор есептеледi.
      81. Ұңғымалар торының тығыздығы геологиялық-физикалық факторларға байланысты іріктеледі, олардың негізгілері:
      Аудан бірлігіне мұнайдың меншікті 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.
      82. Ұңғыма торларының тиiмдi тығыздығы гидродинамикалық есептердiң негiзiнде бiрнеше түрлi игеру жұмыстарының техникалық-экономикалық көрсеткiштерiн салыстыру арқылы анықталады.
      83. Екi-үш және одан да көп объектiлері бар жүйеде өндіру және айдамалау ұңғымалары бір-бірімен байланысады.

2.2.1.3. Айдамалау ұңғымаларын орналастыру

      84. Су және су ерітiндiлерiн кiргiзуде айдамалау ұңғымаларының өзiндiк ерекшелiгi суландыру жүйесiнiң түрiн анықтайды.
      85. Объектiнiң барлық ауданында айдамалау ұңғымаларын бiркелкi орналасқан жағдайда беснүктелiк, жетiнүктелiк, тоғызнүктелiк және басқа контур iшiнде суландырудың жүйесi қалыптасады.
      86. Айдамалау ұңғымаларының объект ауданында әртектi орналасқан жағдайында контур iшiнде әсер ететiн iрiктеу жүйесi қалыптасады.
      87. Айдамалау ұңғымалары мұнайлы контур сыртында, немесе контур бойында қатарынан орналасқан кезде контурдың сыртында, немесе контурдың ішінде суландыру қалыптасады.
      88. Айдамалау ұңғымаларын мұнайлы контурдың iшiнде қатарынан орналастырған жағдайда қатар (блоктық), барьерлiк және басқа контур iшiндегi кенiштi блоктарға бөлген суландыру қалыптасады, бұның iшінде бiрдей беске дейiн өндіруші ұңғыма орналасады.
      89. Кейбір жеке жағдайларды контур iшiндегi суландырудың қатар (блоктық) жүйесi ошақтық суландырумен толықтырылады және (немесе) контур сыртындағымен (контур iшiндегiмен) үйлестiріледi.
      90. Айдамалау ұңғымаларын орналастыру, суландырудың түрi объект құрылысының ерекшелiгiмен, қат флюидтерiнiң қасиетiмен және басқа да геологиялық-физикалық факторлармен анықталады.

2.2.1.4. Айдамалау және өндiру ұңғымаларының түптiк қысымын таңдау

      91. Өндiру ұңғымаларының түптiк қысымы түптiк қысымның сiңiрушiлiк қысымнан төмендеген кезінде мұнай бойынша өнiмдiлiк коэффициентiнiң төмендеуi есепке алынумен жобалық ұнғымаға (өндiрушi және қысымдаушы бiрге алынғанда) толық дебитпен анықталады.
      92. Тұтқырлығы жоғары, аз парафинді, аз газдалған мұнай кен орындарын игеру кезінде өндіру ұңғымаларында мұнай және газдың қанығу қысымына байланысты емес, түптік қысымды мүмкін болатын деңгейде ұстау қажет. Парафиннің еру температурасынан 10 пайызға үлкен қат температурасы бар кен орнын игерген кезде қат қысымын мұнай және газдың қанығу қысымына байланысты емес, технологиялық негізделген деңгейде ұстау қажет.
      93. Жобалық құжаттардағы қарастырылған көрсеткіштерден төмен түптік қысымда өндіру ұңғымаларын іске қосуға рұқсат етілмейді.

2.2.1.5. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игерудiң техникалық-экономикалық көрсеткiштерi мен нұсқалары

      94. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игерудiң жобалық құжаттарында негiзгi технологиялық және экономикалық көрсеткiштердiң динамикасы негiзделедi: мұнайды өндiру, сұйықты өндiру, ағымды суландыру, жұмыс істеп тұрған ұңғымалар саны, су айдау көлемі, мұнайды және сұйықтарды алудың жиынтығы, салықтар мен тасымалдау шығындарын алып тастағандағы сату құнын есепке алу арқылы есептелген күрделi және ағымды шығындар, несиеге мұқтаждық, несие өтемi, несиенi қайтару мерзімі.
      95. Жылдық көрсеткiштер пайдалану объектiсiн жайғастыру кезеңдерiмен байланыстырылады. Ол төрт кезеңге бөлiнедi: бiрiншi – негiзгi қорды бұрғылау ұлғайту 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.
      96. Пайдалану объектiсiн және кен орнын игеруге арналған жобалық құжаттарда тұтас алғанда игеру жылдары бойынша техникалық-экономикалық көрсеткiштердiң үш нұсқасы қарастырылады.
      Бiрiншi (негiзгi) нұсқа қат энергиясының қуатты пайдаланудың табиғи режимi арқылы игеру болып табылады. Келесi жобалық құжаттарда бiрiншi нұсқа болып алғашқы жобалық құжат арқылы қолданылатын, бұрын тиiмдi, геологиялық құрылымның және мұнайлық қаттардың өнiмдiлiгi жөнiндегi жаңа мәлiметтер және технология мен экономикалық жағдайға байланысты жаңа мағлұматтарға сәйкес қайта есептелген нұсқа қабылданады.
      Екiншi нұсқасы игерудiң негiзгi элементтерiн жетiлдiру арқылы ұсынылатын игерудің тиімдi нұсқасы.
      Үшiншi нұсқасы ұсынылған игерудiң ұтымды нұсқасынан айырмашылығы, техникалық әрекеттердi iске асыру қарқынында және тәжiрибелiк сынақтау ұтымды жүрiп жатқан тиiмдi технологияларды қолданудың айтарлықтай тәуелдiлiгiмен ерекшеленедi.
      97. Қажет болған жағдайда есептелетiн нұсқалар саны үшеуден артық болуы мүмкiн. Қағидаттық мәнге әртүрлi қарқынды бұрғылау және әртүрлi күрделі қаржыландыру нұсқалары ие болады.

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

      98. 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.
      99. Ұңғымаларды салуды жобалау мына ережелерге негiзделедi:
      ұңғымаларды бұрғылау ұңғымаларды салудың топтастырылған немесе жеке техникалық жобасы бойынша атқарылады;
      техникалық жоба ұңғымаларды салу процесін реттейтiн негiзгi құжат болып табылады. Техникалық жобаларды осы жобалау жұмыстарының түрін орындауға арналған лицензиялары бар жобалау ұйымдары жасайды, белгiленген тәртiппен мемлекеттiк органдармен келiсiмделедi. Жобаларда өнiмдi қаттарды сапалы ашу, ұңғымаларды бекiту және оның сенiмдiлiгi, игерудiң жобалық құжаттарының технологиялық талаптарының барлығының орындалуы қарастырылады;
      ұңғымаларды салуды жобалағанда барлық негiзгi жұмыс түрлерiне және қоршаған ортаны қорғауда қолданылатын нормативтiк құжаттар басшылыққа алынады. Технологиялық жоба, геологиялық барлау жұмыстарының және кен орнын игерудiң технологиялық жобасы (пiшiнi) негiзiнде жасалған ұңғыманы құру жобасына тапсырыс негiзiнде жасалады.
      жобалауға қажет алғашқы мәлiметтердің толықтығына және сенiмдiлiгiне тапсырысшы, ал жобалық құжаттардың сапасына жобалық ұйым жауапты болады;
      ұңғымаларды салу лицензияға сәйкес мердiгер бұрғылау ұйымы мен жер қойнауын пайдаланушы ұйым – тапсырысшы немесе жер қойнауын пайдаланушының өзі (оның операциялық компаниясы) арасындағы келiсiм негiзiнде атқарылады;
      жұмыстың сапасын арттыру және қауіпсiздiгiн қамтамасыз ету мақсатында жобаға өзгерiстер қоршаған ортаны қорғау, мұнай және газ саласындағы уәкілетті мемлекеттiк органдардың талаптары арқылы енгiзiледi;
      жобаның орындалуын қадағалау тапсырысшыға және жобалық ұйымға жүктеледi;
      ұңғыманы салудың сапасы және жобаны орындау жауапкершiлiгi мердігерлік бұрғылау ұйымына жүктеледi.
      100. Мынадай:
      газда күкiрттi сутегiнiң көлемi 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.
      101. Ұңғымаларды салу жобалары құзыретті орган бекiтетiн ұңғымаларды салу жобаларын жасау жөнiндегi арнаулы талаптар ескерiлiп әзiрленедi. Ұңғымаларды салу жобалары қауіпсіздік жөніндегі құзыретті органмен келісуге жатады.
      102. Ұңғымаларды салу кезінде тиісті нормативтер, оның ішінде талаптары қазақстандықтан төмен болмаса және оларға қайшы келмесе шетелдiк нормативтер де пайдаланылады.
      103. Ұңғымаларды салу бойынша барлық операциялар режимдiк-технологиялық құжаттардың талаптарына, олардың жобалық жағдайларындағы ұңғымалардың сағалары мен забойларын орналастырудың нақты нүктелерінің сәйкестігін қамтамасыз ететін маркшейдерлiк-геофизикалық жұмыстардың барлық кешенін міндетті өткізумен толық сәйкестікте жүргізіледі.
      104. Бұрғылау тәсiлдерi және оларға сәйкес бұрғылау құбырлары, қашаулар, бұрғылау режимi, бұрғылау ерітiндiсiнiң түрi және құрамы техникалық регламенттердің талаптарына сай келуі тиіс.
      105. Игерiлетін кен орындарында әртүрлi қаттық қысымдарда қаттық түзілімдерді бұрғылаумен ашу тәсiлдерi көзделедi және негiзделедi.
      106. Өнеркәсіптік игеру жобасында бұрғылау технологиясы алдын ала келтіріледі және ұңғымаларды салудың жеке немесе топтық жобаларында егжей-тегжейлі қарастырылады.
      107. Запастағы бұрғылау ерiтiндiсiнiң көлемі техникалық жобада анықталады.
      108. Жоғары газ факторымен және ауытқымалы жоғары қаттық қысыммен мұнай, газ және газконденсаттық ұңғымаларды бұрғылауға арналған айналымдық жүйе – арнайы жабдықтарды пайдаланумен бұрғылау ерітiндiсiн үздіксiз газсыздандыру мүмкіндігін көздейді.
      109. 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.
      110. Ұңғымалардың конструкциялары қажетті диаметрлермен және ұзындықтармен, цементтелген бағаналық кеңістіктермен, өнiмдi қаттар саласындағы ұңғымалық жабдықпен және ұңғымалар сағасының жабдықтарымен белгіленген шеген құбыр тізбегін құрайды.
      111. Ұңғыма құрылымы оны бұрғылау және пайдалану кезінде тұрақтылықты, технологиялықты және қауiпсiздiктi, оның ішінде:
      ұңғымаларды пайдалану кезінде қолданылатын құбырдың ұтымды диаметрi және түбінiң құрылымы есебінен объект өнiмдiлiгiн барынша толық пайдалануды;
      жобаланған әдiстердi қаттарға қолдану немесе жер бетінің табиғи режимiн пайдалану жағдайында ұңғымаларды пайдаланудың ұтымды тәсiлдері мен режиміне арналған жабдықтарды тиімді пайдалану мүмкiндiгiн;
      ұңғымалар құрылысы және пайдаланудың барлық кезеңiнде жұмысты қауiпсiз және күрделенусiз жүргiзуді;
      ашылатын қимаға қажет тау-кендiк-геологиялық мәлiметтердi алуды;
      Бірінші кезекте ұңғымалардың бекiтілуiнiң берiктiгi және ұзақ мерзімге төзімділігі, бекіту құбырларының және сұйықтық қатының бiр-бiрiнен және жер бетiнен оқшаулануы үшін олармен қоршалып тұрған шеңберлі кеңістіктің тығыздығы есебінен қоршаған ортаны қорғауды;
      ұңғыма дiңi және бекiту құбырларының мөлшерiн барынша жетiлдiруді;
      ұңғымаларды пайдалану кезiнде жөндеу және зерттеу жұмыстарын жүргiзу үшін жағдайлар жасауды;
      бөлу клапандарын, пакерлiк және басқа құрылымдарды қондыру мүмкiндiгін қамтамасыз етуге мiндеттi.
      112. Газлифтiк тәсiлмен игеруге бағытталған ұңғымалардың құрылымы, газдық ұңғымалардың құрылымына қойылатын талаптарға сәйкес болуы міндеттi.
      113. Ыстық су, бу және газ айдайтын құбырлардың құрылымы игерудiң жобалық құжаттарында және ұңғыманы құру жобасында негiзделедi.
      114. Өнiмдiлiгі дәлелденген мұнай, газ және газконденсат кен орындарындағы барлау ұңғымаларының құрылымы оларды пайдалану талаптарына сай болуы тиіс.
      115. Ұңғымалардың діңi ұңғымалардың мақсатына, бұрғылаудың геологиялық-техникалық мүмкiндiктерiне, жер бетi және күзет аумағына байланысты жобаланады.
      116. Өнiмдi қатта тiк дiңді жайпақталған көлбеу ұңғымалары қолданылады.
      117. Дiңi көлбеу ұңғымалар, оларды пайдалану мақсатына және бұрғылаудың нақты геологиялық-техникалық жағдайларына байланысты жобаланады.
      118. Ұңғыманың көлбеу бағытталған дiңi, бұрғылау құбырларының соңы, бұрғылау режимiнiң көрсеткiштерi, ұңғыма дiңiн тереңдету қарқыны және басқа шаралар жиынтығы мына мәлiметтердi қамтамасыз етеді:
      бұрғылау жұмыстарының технологиясы және бұрғылау техникасының ахуалына сәйкес ұңғыманы жобалық тереңдiкке дейiн қиындықсыз жеткiзу;
      уақыттың және қаржының төмен көлемiнде ұңғыма құрылысын сапалы салу;
      түптiк тiк бағыттан ауытқуының, белгiленген бағыттан ауытқуының мүмкiн шегiн қамтамасыз ету;
      ұңғыма дiңiнiң қисаю радиусының деңгейінің белгіленген шегінен аспауы;
      пайдалану және жерасты жұмыстары кезінде жерге енгізілген бұрғылау құбырларының және бекiту құбырларының, сонымен қоса жер асты жабдықтарының еркiн өту мүмкіндігi;
      бекiту құбырларының егелуiне, науалануына, аспаптардың және геофизикалық құралдардың қыстырылып қалуына, созылып кетуіне жол бермеу.
      119. Өнiмдi қаттардағы жайпақ ұңғымалардың дiңi, кен орындарын жайпақ ұңғымалармен игеру жобаларына негiзделедi.
      120. Дiңi жайпақ, еңкіш ұңғымаларды бұрғылау барлық геофизикалық зерттеулер кешенiн атқаруды қамтамасыз ететiн жеке техникалық жобаға сәйкес жүргiзiледi.
      121. Жер бетiндегi құрылымдар және ұңғыма сағасының жабдықтары ұңғыма құрылысын салу кезiнде нақты геологиялық-техникалық жағдайларға сәйкес бұрғылау жағдайларымен байланыстырылады.
      122. Бұрғылау кондырғысын таңдау, бұрғылау құбырларының немесе бекіту құбырлары мен оның секцияларының ауадағы едәуір ауыр салмағының iлмекке түсiрiлетiн жұмыстық салмағына сәйкес таңдалынады. Iлмекке түсетiн салмақтың мүмкін болатын шегінің ауырлығы едәуір ауыр бұрғылау құбырларының ауадағы салмағынан кем дегенде 40 пайыз артық болуы керек.
      123. Бұрғылау ертiндiсiн механикалық тазалаусыз ұңғымаларды бұрғылауға тыйым салынады.
      124. Жетекшi және аралық құбырларды қондырғаннан кейiн, егер оларды мына төмен құбырларды қондырғанға дейiн газдық, газконденсаттық, сонымен қоса мұнайлық немесе сулық деңгейлер ашылу мүмкiндiгi болса, ұңғыма сағасы превенторлық қондырғылармен жабдықталады.
      125. Превенторлық қондырғыларды, манифольдарды (дроссельдiк сызықтар және тұншықтырғыштар), гидробасқару станцияларын, дроссельдеу пульттерiн және траптық-факельдiк қондырғыларды таңдау нақты тау-кендiк геологиялық жағдайларға тәуелдi мына технологиялық операцияларды атқаруда қолданылады:
      ұңғыма сағасын түсiрiлген бұрғылау құбырларында және оларсыз тұйықтау;
      ұңғымадан флюидтердi қабылданған технология бойынша жою;
      төменгi превентарды жапқаннан кейiн бұрғылау құбырларын плашкаға iлу;
      бұрғылау құбырларының кесiлуi;
      тұйықтау кезiнде ұңғыманың жағдайын бақылау;
      бұрғылау құбырларын қысылудан сақтау мақсатында кеңейту;
      саға тұйық жабылған мерзiмде бұрғылау құбырларын толық немесе бөлшектеп түсiру немесе көтеру.
      126. Өте үлкен қысымды газдық, мұнайлық және сулық деңгейлерді ашу кезінде, сонымен қоса күкiрт сутегi болғанда (алты пайызға дейiн) ұңғыма сағасына үш, сонымен қоса бiр әмбебап превентор қондырылады.
      127. Өте жоғары қысымды қаттарды ашқанда және күкiрт сутегi мөлшерi алты пайыздан артық болған жағдайда кемінде төрт превентор, оның ішінде бір кеспелi плашкасы бар және бiр әмбебап превентор қондырылады.
      128. Мұнайды өндіру, әзірлеу, сақтау және көмірсутек шикізатын өндіру және сақтау орнынан магистралдық құбырға немен басқа көлік түріне ауыстыру орнына дейін қажет өндірістік объектілер мен басқа инфрақұрылымдарды салу қажеттілігі белгіленген тәртіп бойынша бекітілетін жобалық құжаттарға сәйкес жүргізіледі.
      129. Бұрғылау кезеңінде өнiмдi қаттарды ашу түп аумағының табиғи жағдайын барынша сақтауды қамтамасыз етуі тиіс.
      130. Ұңғыма құрылысының техникалық жобасында қаттарды ашуға арналған бұрғылау ерітiндiсiнiң түрi мен параметрлері геологиялық-физикалық құрылым ерекшелiктерiне, қаттардың коллекторлық және сүзгілік сипаттамаларына сәйкес, бұрғылау кезеңінде жүргiзiлетiн зерттеулердiң әдістері мен мақсатына сәйкес негізделеді. Бұрғылау ертiндiсi ретінде коллекторлардың табиғи өтiмділігiн және мұнайлылығын барынша сақтауға ыңғайлы жүйелер, сонымен қатар қажетті геофизикалық зерттеулердi жүргізу мүмкіндігі қолданылады.
      131. Өнiмдi қаттарды ашудың сапасына бақылау тапсырыс беруші мен мердігердiң технологиялық және геологиялық қызметтерiмен жүзеге асырылады.
      132. Бекiту құбырларын цементтеу жұмыстарын жүргiзгенде, кеуек және кеуектiк жарықшақтың, құбырлардың табиғи өнiмдiлiгiн сақтау мақсатында аз сүзгіленетін және жалпы минералданатын, осы деңгейді ашуда пайдаланылатын бұрғылау ерітiндiсiнiң минералдануына жақын тампонажды ерітiндiлер қолданылады.
      133. Құрамында күкiрт сутегi және көмiрқышқыл газ және басқа арынды қоспалар бар кен орындарында коррозияға төзімді құбырлар және тампонаждық цементтер қолданылады.
      134. Бекіту құбырларының цементтелуiнiң және қаттарды оқшаулаудың сапасы арнайы геофизикалық зерттеулермен бақыланады.
      135. Геофизикалық зерттеулер мыналарды қамтамасыз етуге мiндеттi:
      бекiту құбырларының қабырғасының қалыңдығын және нақты диаметрiн бақылау және тiркеу;
      түсiрiлген құбырларының технологиялық жабдықталуының бөлшектерiнiң нақты жағдайын бақылау және тiркеу;
      құбыр сыртындағы цементтiң таралуы жөнiнде мәлiметтер алу;
      цементті тас пен құбыр, цементті тас пен тау жыныстары арасында қуыстардың және ағымдардың болуын анықтау;
      құбыр сыртындағы қуыста газдың және сұйықтың болуын анықтау.
      Бекiту құбырларын цементтеу жұмыстары ұңғыма құрылымының тұйықтығын тексерумен аяқталады.
      136. Өнiмдi қаттың ұңғыма дiңiмен байланысы цементтелген құбырды тескiлеу, сүзгінi цементтеусiз қою немесе түптi ашық тастау арқылы жүзеге асырылады.
      137. Өнiмдi қатты тескiлеу арқылы ашу кең таралған тәсiл болып табылады.
      138. Игерiмдiк құбырды тескiлеуден бұрын ұңғыма сағасы, ұңғыма құрудың техникалық жобасына және бекiтiлген сызбаға сәйкес тескiлеушiлiк жапқышпен жабдықталады, ал ұңғыма коллектордың табиғи мұнайлығын және өнiмдiлiгiн барынша сақтауды қамтамасыз ететiн, мұнай-газ бөлектеуiне жол бермейтiн тығыздықтығы, құрамында берiк фазалар ең төмен бұрғылау ерітiндiсiмен толтырылады.
      139. Қатты ашу тәсiлi мен тескiлеу аралығын тапсырыс берушіұйымның геологиялық қызметi құбырды түсiруден бұрын атқарылған геофизикалық зерттеулердiң материалдарын алғаннан кейiн бiр тәулiк аралығында атқарады.
      140. Тескілеудiң тәсiлi, түрi және тығыздығы объектiлердiң геологиялық-кәсiптiк сипаттамаларын есепке ала отырып, тескiлеу тәсiлдерiнің қолдануы жағдайларына және салаларына сәйкес таңдалады және бекiту құбырларында және цементтiк таста қосымша бүлiнудi болдыруға жол бермеуi қажет.
      141. Оқталған перфораторды ұңғымаға түсiруден бұрын тескiлеу аумағындағы және құбырдағы қысымды анықтау және аспаптардың өту мүмкiндiгiн тексеру үшiн ұңғымаға тереңдiк манометрмен шаблон түсiрiледi.
      142. Тескiлеу кезiнде ұңғыма сағасындағы сұйықтың деңгейiне бақылау жасалады. Оның төмендеуiне жол берiлмеуi керек.
      143. Шапшымалық арматура ұңғыма ернеуiне орнатылудан бұрын сынақтық қысым мөлшерiне сығымдалуы қажет, ал орнатылғаннан кейiн қолданылатын құбырдың қысымына тең қысымға сығымдалуы керек.
      144. Өндiру ұңғымаларын игеру көміртек шикізатының өнеркәсіптік ағымын алу мақсатында қолданылады және ол бұрғылау процесiнiң негiзгi бөлiгi болып табылады.
      145. Ұңғымаларды игеру жұмыстарын ұңғыма құрылысының жобасында қаралған технологиялық жағдайлар сақталғанда және техникалық жабдықтар әрі материалдармен қамтамасыз еткенде ғана бастайды.
      146. Ұңғымаларды игеру қаттардың гидродинамикалық сипаттамаларын, пайдаланудың ұтымды режимін анықтау мақсатында типтік және жеке жоспарларға сәйкес атқарылады.
      147. Ұңғыманы игерудiң кешендiк жұмыстары мына мәселелердi қамтамасыз етуi қажет:
      Қаттың түп маңын шаю сұйықтарымен барынша тазалау;
      түп маңындағы аумақта қаттың қаңқасын сақтау;
      табандық судың және газ бүркемесінен газдың жарып шығуына жол бермеу;
      қаттың сандық және сапалық сипаты мен геофизикалық параметрiн анықтау мақсатында термодинамикалық зерттеулер жүргiзу;
      газ, су, мұнай байқалуы мен ашық субұрқақтардың бақыланбауын болдырмау;
      пайдалану діңінің деформациялануын болдырмау;
      жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау.
      148. Күрделі геологиялық жағдайлардағы қаттарды ашқан ұңғымаларды (өте жоғары қаттың қысымы, күкiрт сутегi және басқа қышқыл газдар, жоғарғы температура және мол газ факторы) игеру үшiн жеке жоспар жасалады.
      149. Ұңғымаларды игеру кезiнде термобарлық және гидродинамикалық зерттеулер кешені жүргiзiледi, қаттың сұйықтық сынамасы алынып тексерiледi, өнiмнiң сулануы анықталады.
      150. Егер жүргiзiлген жұмыстар нәтижесiнде қаттың өнiмдiлiгi анықталса және осы объектiге тән сұйық ағымы алынса, ұңғыма игерiлген деп есептеледi. Техникалық жобаның нормалары мен талаптарына сай бұрғыланған және игерiлген ұңғымалардың керi нәтижелерi алынса, олардың себептерi анықталады және болашақ жұмыстар жоспары бекiтіледi.
      151. Қажет болған жағдайда шоғырдың геологиялық-физикалық қасиеттерiне байланысты ұңғыманың өнiмдiлiгi қатты қайталап тескiлеу немесе түп маңын тазалау арқылы қалпына келтіріледі.
      152. Пайдалану тәсiлін таңдау, ұңғымалық жабдықтарды орнату, іріктеу, сонымен қоса өндірілетін ұңғымалардың өнiмдiлiгiн арттыру жұмыстары және су айдамалау ұңғымаларын пайдалану жер қойнауын пайдаланушылармен шоғырдың геологиялық құрылымының ерекшелiктерiне және кен орнын игерудiң ағымдық жағдайына байланысты, игерудiң жобалық құжаттарына сәйкес жүзеге асырылады.
      153. Ұңғыма құрылысы, егер оның құрылысы үшін жасалған техникалық жобаға және игеру жоспарына сәйкес барлық жұмыстары орындалса, аяқталған болып есептеледі.
      154. Құрылысы аяқталған ұңғыманы мердігерден тапсырыс берушіге өткізу араларында жасалған мердігерлік шартпен реттеледі.
      155. Құрылысы аяқталған ұңғымалар бойынша бұрғылау ұйымы тапсырыс берушіге (жер қойнауын пайдаланушыға) белгіленген нысан бойынша жұмыстарды қабылдау-тапсыру актiлерiмен рәсiмделген мынадай құжаттарды ұсынады:
      ұңғыманы бастау туралы актi;
      ұңғыманы бұрғылау жобасы (типтiк геологиялық-техникалық наряд);
      ұңғыманы бұрғылауды бастау және аяқтау туралы актi;
      бекiту құбырларының сағасының альтитудасын өлшеу туралы актi;
      барлық геофизикалық зерттеулердiң құжаттары және олардың тұжырымдамалары;
      бекiту құбырларының есептемелерi, олардың параметрлері, диаметрi, қабырғасының қалыңдығы, болаттың маркасы және бейметалл құбырлардың басқа да қажет сипаттамалары;
      бекiту құбырларын цементтеу актiсi, цементтеу есептемелерi, цементтеу кезiнде цементтiк ертіндiнiң сапасын сараптау және оның тығыздығын өлшеу нәтижелерi, цемент ертiндiсiнiң сағаға шығуы жөнiндегi мәлiметтер (цементтеу диаграммасы), құбырды өлшеу актiсi, құбырларды жинақтау, ұңғыманы цементтеу алдындағы ұңғымадағы бұрғылау ерiтiндiсінiң тығыздығы;
      барлық бекiту құбырларының тұйықтығын сынау актiсi;
      әрбiр объектiнi сынамалау және игеру жұмыстарының жоспары;
      бекiту құбырларын тескiлеу актісi, тескiлеу аралығы, тескiлеу тәсiлi және тесiктер саны;
      әрбiр ұңғыманы игеру актiсi, сонымен қоса зерттеу мәлiметтерi (дебитi, қысымы, өнiмдiлiгi, мұнайдың, судың, газдың жiктелуi);
      сорғы-қысымды құбырлардың өлшемi және түрі, сонымен қоса, қосу клапандарын орналастыру тереңдiгi (тесiктерi) көрсетілген жабдықтар;
      бұрғылаудың және ұңғыманы игерудiң барлық кезеңінің геологиялық журналы;
      тасбаған сипаттамасы;
      бұрғылау кезеңі және мұнай-газдың байқалуы мен құрылым жөнінде мәліметтері бар ұңғыма паспорты;
      ұңғыманың сағасын жабдықтау актісі;
      ұңғыма жөнiндегi геологиялық құжаттарды тапсыру актiсi;
      жер телiмiн рекультивациялау актiсi.
      156. Егер қатты сынағанда мұнай мен газдың өнеркәсiптiк ағымы алынса, бiрақ алаң жайғастырылмаған және игеруге дайындалмаған болса, ұңғыманы уақытша консервациялайды. Консервациялау тәсiлiн консервациялау мерзiмiнiң ұзақтығына және қат қысымының жоғарылық коэффициентіне сәйкес таңдайды.
      157. Қандай да бір жағдайларға байланысты қолданылуы тиімсіз болып табылатын ұңғымалар Қазақстан Республикасының Үкіметі бекiткен жер қойнауы объектілерін консервациялау және жою ережелерiне сәйкес пайдалану қорынан алынады.
      158. Өз мiндетiн атқарған, алдағы уақытта пайдалануға тиімсіз деп табылған ұңғымалар тиісті тәртіп бойынша жойылуға жатады.
      159. Барлау ұңғымаларын сынау кезінде өнеркәсіптік маңыздағы ағым бірде-бір объектіден алынбаған болса, бекітілген тәртіппен жойылу жүргізіледі.
      160. Ұңғымалар геологиялық себептермен, сондай-ақ, ұңғымаларды жою нормативтері мен нұсқаулықтары бойынша техникалық себептермен жойылуы мүмкін.
      161. Жойылуға жататын ұңғымаларда қатаралық ағымдар, құбыраралық түзелiмдер, қайталама газдық жарылымдарды туындататын көздер жойылады.

2.2.1.7. Қатқа әсер ету жүйесiн игеру

      162. Қатқа әсер ету жүйесi көмiрсутектердi жер қойнауынан алудың жобалық құжаттарында ескерiлген техникалық құралдар жиынтығы болып табылады.
      163. Қатқа әсер етудің техникалық құралдарының кешеніне кiретiндер:
      Жұмыс агентінің көздерi (су алу көздерi және газды ұңғымалар, суланған мұнайды деэмульсациялау қондырғылары, химиялық реагенттердi жеткізушілер және т.б.);
      су, газ, өнiм құбырлары;
      жоғарғы қысымды сораптық және газкомпрессорлық станциялар;
      су айдамалау ұңғымалары.
      164. Қатқа әсер ету жүйесi мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:
      кен орнында, қатта және жеке аумақтарда өндiру ұңғымаларына көмiрсутек шикізаттарын қысымдау мақсатында пайдаланатын объектiге қаттың энергиясын қалпына келтiру үшін қажет мөлшерде жұмыс агенттерiн құю;
      жұмыс агентінің құрамын, физикалық-химиялық қасиетiн, механикалық қасиеттерiн, оттегiн және микрорганизмдердi қажет кондицияға жеткiзу;
      ұңғымалардың мүмкiндiгiн жүйелi өлшеу, жеке және топтастырылған ұңғымаларда, қаттарда және игеру объектiлерiнде, сонымен қоса кен орнында жұмыс агентінің құйылуын есепке алу мүмкіндігі;
      жұмыс агентінің сапасы мен қасиетін тұрақты бақылау мүмкіндігі;
      әсіресе герметикалық тұрғыдан сенімді жұмыс істеуі.
      Қатқа әсер ету жүйесі қуатының технологиялық шығындарды есепке ала отырып, технологиялық блокқа және барлық кен орнына жұмыс агентінің барынша жобалық құйылуын қамтамасыз етуі тиіс.
      165. Қатқа әсер ету айдамалау ұңғысына жұмыс агентін сiңiру арқылы жүргiзiледi.
      Айдамалау ұңғымасының құрылымы (бекіту ұңғымасының диаметрi, болаттың маркасы, цементтің көтерiлу биiктiгi және басқалар) мыналарға сай болуы керек:
      белгіленген көлемде қысым кезінде жұмыс агентін құюға;
      қат пен объект қимасының сенiмдi тұйықталуына;
      қаттың ұңғыма түбiне әсер ету шараларын, барлық тексерулер мен жөндеу жұмыстарын жүргізуге.
      Айдау ұңғымасының құрылымы сүзгіш қат бетінің тұтас қалыңдығы бойында барынша ашық болуын қамтамасыз етуi керек.
      166. Айдау ұңғымасының тиімді жұмысын қамтамасыз ету үшін іске қосылатын объектінің берілген қалыңдығында ұңғыманы қабылдау ұтымдылығын қамтамасыз етуге байланысты, дәлірек айтқанда, ұңғыма түбiндегi сүзгiштiк қасиетiн қалпына келтiру арқылы және де керектi айдау қысымын жасау бойынша шаралар кешені орындалады.
      167. Ұңғыманың түп маңында бұрғылау кезiнде төмендеген сүзгiштiк қасиеттi қалпына келтiру (тазарту) ұңғыманы құрғату арқылы жүзеге асырылады. Контур сыртындағы және ішіндегi айдау ұңғымаларын құрғату (поршеньдік, шомпольді пайдалану) немесе ортадан тепкiш электр сораптарды пайдалану арқылы жүргiзiледi. Контур iшiндегi айдау ұңғымасын құрғату ұңғымаларды жоғарғы өнiм алу жүйесiне қосу арқылы да орындалады.
      168. Ыңғайлы геологиялық-физикалық жағдайда (қаттың жоғары сүзгiштiк қасиетi) және өткiзгiштiгi жақсы қалпына келтiрiлгенде айдамалау ұңғымалары құрғатылғаннан соң, топтық сораптық станциялардың өнiм құбырлары жүйесі арқылы жұмыс агентіне құюмен толтырылады.
      169. Өнiм қаттарының геологиялық-физикалық жағдайы қолайсыз болғанда, оны қамтамасыз ету үшiн оған қосымша әсер ететiн әдiстер қолданылады, оның iшiнде:
      қатты қысымдық мүмкiншiлiгiне жеткенше төмендетiп (ұңғыманың дiңiнде деңгейiн төмендету), артынан агентті айдау;
      ұңғымаларды қайта жуу процесінде сұйықтықты аэрациялау;
      агентті мерзімді жоғарғы қысымда ұңғымаға айдап, оны өз еркiмен атқылату (гидросвабирлеу әдiсi);
      қысу сораптарын (цементтеу қондырғыларын) қолдана отырып, агентті қатқа белгiленген жұмыс қысымынан бiршама артық қысыммен айдау;
      кейін қатты гидравликалық бөлумен гидроқұмды тескілеу;
      ұңғыма түбi маңын қышқылдармен және беттi-белсендi ерітiндi заттармен өңдеу;
      ұңғыма түбi маңын жылумен өңдеу және басқалар.
      170. Қатқа ағынды суларды және де басқа да коррозиялы арынды агенттердi айдағанда, өндiру құбырларын (су және газ құбырлары), ұңғыманың бекіту ұстындарын және басқа да пайдалану жабдықтарын коррозиядан сақтау үшiн қорғаныс қаттары, коррозия ингибиторы, құбыр маңы кеңістігінің тұйықталуы және басқалары қолданылады.
      171. Қатқа айдау үшiн дайындалатын бетті-белсендi заттардың сулы ерітiндiлерiмен, қышқылдармен, сілтілермен, полимерлермен және басқа да химиялық реагенттерiмен араластырылатын су ерітінділерін дайындау үшін егер бұл игерудің жобалық құжатымен тікелей қарастырылмаған болса, реагенттердi деструкциялап, шөгiндiге түсiрмейтiн суды пайдалану қажет. Оның үстіне, айдалатын су қат суына химиялық жағынан жақын болып коллекторлардан көмiрсутектерiн ығыстыруға себепші болуы қажет.
      172. Жұмыс агентін айдауға арналған айдау ұңғымасын игеру геологиялық-техникалық қызмет жасаған және жер қойнауын пайдаланушының басшылығы бекiткен жоспар бойынша жүргізіледі.
      173. Жұмысшы агентін айдауды бастау уақыты, бұрғыланған ұңғыманы айдауға қою тізбектілігi, айдаудың көлемiн белгiлеу кен орнын әзірлеуге арналған жобалау құжаттарында анықталады.
      174. Қандай жағдайда да жұмыс агентін айдау, іріктеу аймағындағы қаттық қысымның қанығу қысымынан төмендеуiне жол бермеуімен орындалуы тиіс.
      175. Контур сырты мен контур ішіндегі суландыру кезінде жұмыс агентін айдау, әдетте, кен орындарын игерудiң бастапқы кезеңiнде басталуы тиіс.
      176. Контурішілік суландыру кезінде ұңғымаларды бұрғылауды қиындатпау үшiн, айдау ұңғымасын толықтыру маңындағы ұңғымалардың көпшiлiгi бұрғыланып бiткеннен кейiн басталуы тиіс.
      177. Контурішілік суландыру кезінде айдау ұңғымалары қатарлас орналасса, оларды iске қосуды осының бастапқы кезiнде айдау ұңғымасы мен мұнай өндiру ұңғымасын кезекпен енгізу қажет. Жұмысын өтеп жатқан ұңғымаларды жоғары дәрежедегі іріктеу кезінде жоғары суландыру деңгейіне жеткен соң айдамалау ұңғымасына айналдыру қажет.
      178. Ұңғыма мен қат бойынша жұмыс агентін айдауды мөлшерлеу тоқсанына бiр рет жүзеге асырылады және әрбiр айдау ұңғымасын пайдаланудың технологиялық режимi ретiнде рәсімделеді.
      Айдау ұңғымаларының технологиялық жұмыс режимiнде мыналар көрсетiледi:
      жұмыс агентін айдаудың тәулiктiк көлемi;
      айдалатын агенттің қасиеттеріне қойылатын негiзгi талаптар;
      айдау қысымы;
      белгiленген айдау агенттің нормаларын қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар.
      179. Айдау ұңғымаларының технологиялық жұмыс тәртібі қаттың қысымын бiр қалыпта ұстап тұруды қамтамасыз ететiн цех пен жер қойнауын пайдаланушы геологиялық-технологиялық қызметпен бірлесе отырып жасалады және оның басшылығымен бекітіледі.
      Айдау нормаларын белгілеу кезінде мынадай негiзгi ережелерге сүйену керек:
      егер жұмыс агентін объектiге айдаған сұйықтықтың орнын толтыру 100% кем болса, айдауға қолданған жабдықтардың өнiмдiлiгiнен және iстеп тұрған айдау ұңғымаларының қабылдау мүмкiндiгiне байланысты шығын айдау тапшылығын толтыру (жабу) үшiн сұйықтықтың ыңғайлы айдалуын 30-50% асырып ұстанады;
      егер де алынған сұйықтықтың орны айдау көлемiмен (учаскеде) жетiлдiрiлсе, жұмыс агентін айдау қалпы сұйықтықты алу нормасымен тең болып, сол кезеңдегi уақытта өндiрiп тұрған ұңғымалардың дебиттерiнiң қосылымы болып анықталады, немесе одан бiрнеше есе асады, бiрақ агенттің шығын мүмкiндiгi 10-20% аспауы керек;
      кен орнының мөлшерi үлкен және қаттың арасының тұтассыздығы мол болғанда, айдау қалпы алдымен сүзгiштiк-сыйымдылық қасиеттерi жақын учаскелерде орналасқан айдау ұңғымаларының топтарына белгiленедi, содан кейiн учаске шегiнде орналасқан жеке ұңғымаларға белгiленедi, көп қатты объектiлерде айдау қалпы тұтас объектiге және учаскелерде жеке қаттарға бөлiнiп берiлуi тиiстi;
      көпқабатты объектілерде тұтас объект бойынша және учаскелер үшін айдау нормасы жеке қабаттар арасында бөлінуі тиіс.
      180. Ұңғымалар, объектілер және тұтас кен орны бойынша айдалатын су көлемін дұрыс есепке алу жауапкершілігі жер қойнауын пайдаланушының бірінші басшысы немесе ол уәкілеттеген тұлғаға жүктеледі.

2.1.8. Өндiру және айдамалау ұңғымаларын пайдалану

      181. Мұнай өндiру ұңғымаларын пайдалану олардың өнімдiлiгiмен, суланған дәрежесiне байланысты шапшымалық немесе механикаланған тәсiлдермен жүзеге асырылады. Механикаланған тәсілдің құрамына сорғылық және газлифтік тәсілдердің әр түрлі түр өзгерістері кіреді.
      182. Шапшымалау тәсiлінде, ұңғыманың түбiнен шыққан өнім жердiң бетiне тек қана қаттық энергия есебінен жүзеге асырылады, бұл тәсiл мұнай кенiшiн игерудiң бастапқы кезеңiнде пайдаланылады, құбырлардың табиғи сулануына байланысты өндірілген сұйықтың орташа тығыздылығы артады.
      183. Ұңғымалар өз шамасына қарай суланған сайын, орташа тығыздығы ұлғайып, ұңғыма өнімінің құрамындағы бос газдың үлесі азаяды және осылардың жинағы дебиттің азаюына әкеледі, содан кейін қат қысымы алғашқы деңгейде сақталғанда ұңғымалар атқылауын тоқтатады.
      184. Пайдалану ұңғымалары дебитінің азаюына байланысты шапшымалау тәсілі экономикалық тиімсіз болғандықтан, олар едәуір пайдалы механикалық тәсілге аударылады.
      185. Өндіру ұңғымаларының сипаттамасына, табиғи-климаттық жағдай, пайдалану және жабдықтарды жөндеуді ұйымдастыру жүйесіне байланысты кен орнын игергенде мынадай арнайы сораптар қолданылады:
      штангілі терең сорапты қондырғы;
      электр ортадан тепкіш сораптар қондырғысы.
      186. Ұңғыманы пайдалану қиындаған жағдай (өте қою сұйықтарды сорғанда, өндірілетін өнімдерге шаруашылық қоспалауы көбейгенде, ұңғыманың өте үлкен тереңдігіндегі сұйықтың динамикалық деңгейінің төмендеуі) мынадай арнайы сорап қондырғыларын пайдалану қажет:
      электровинттік сорап қондырғыларын;
      диафрагменттік сорап қондырғыларын;
      гидропоршенді сорап қондырғыларын.
      187. Ұңғымаларды сипаттамасына қарай газлифтілік тәсілмен пайдаланғанда, газдың ресурстарының және ұңғыманың жер үстіндегі газ айдайтын жабдықтардың болуына қарай газлифт пайдаланудың мынадай негізгі сызбасы пайдаланылады:
      сығымдық газлифт;
      сығымсыз газлифт;
      ұңғыма ішіндегі газлифт;
      үздіксіз газлифт;
      кезеңдік газлифт.
      Пайдаланудағы нысандардың сұйықтарын алу деңгейi және қарқыны, өндiру ұңғымаларының түбiндегi және сағасындағы қысым, шапшымалардың шектеулi қысымы және топтық ұңғымаларды механикалық өндiруге ауыстыру, сонымен бiрге механикалық өндiрудiң тәсiлiн таңдау кен орнын игерудiң жобадағы құжаттарына негiзделедi және геологиялық-техникалық шаралардың жобасына сәйкес мұнай-газ өндiру ұйымдары жүзеге асырады.
      189. Ұңғымаларды пайдаланудың барлық тәсiлдерi сорапты-сығымдық құбырлар арқылы жүзеге асырылуы керек. Бұл құбырлардың өлшемi және ұңғымаларға түсiру тереңдiгi, сорылатын сұйықтықтың сипаттамасына, ұңғыманың термобарлық жағдайына, пайдалану тәсiліне тәуелдi және бекiтiлген ұсыныс пен әдiсiмен анықталады.
      190. Ұңғыманы пайдаланудың тәсiлдерiн ұңғыманың жабдықтарын тереңге түсiру тәсiлiн және бiртұтастық өлшемiн таңдау, кен орнын игерудiң және ұңғымаларды пайдаланудың нақты жағдайына үйлестiрiлiп бекiтiлген басшылық құжаттарымен және әдiстермен мұнай газ өндiретiн ұйымдар орындауы тиіс.
      191. Өндiретiн ұңғымаларды пайдалану үшiн жабдықтарды таңдағанда мыналар қамтамасыз етiлуi қажет:
      ұңғыманың сенiмдi және ақаусыз жұмысы;
      ұңғымадан алынатын сұйықтың берілген мөлшерi;
      жабдықтардың жөндеуаралық жұмыс кезеңіндегi және пайдалы қимылының жоғары коэффициентi;
      басқа тәсiлдермен салыстырғанда өте аз шығыны;
      ұңғыманың жұмыс тәртiбi және игерудiң процесiн реттеу және қадағалауды жүзеге асыру мүмкiндiгi.
      192. Ұңғымалардың жұмыс тәртiбiн бiркелкi қамтамасыз ету және шапшымалау мезгiлiн ұзарту, қаттың қуатын аса жақсы пайдалану мақсатымен ұңғымаларды шапшымалық пайдалануда мүмкiн болатын ұңғыма iшiндегi жабдықтардың бірі қарастырылады:
      құбырдың сыртқы кеңiстiгiн берiктейтiн сораптық-сығымдық құбырлар ұстынының астыңғы жағына пакер орнату немесе мұнайдан ажырап шыққан газдың негiзгi бөлігін тұтып алып, осы құбырдың ұстынына бағыттайтын арнайы май құйғыш бекiту;
      құбырдың сыртқы кеңiстiгiнің берiктiлiгiн және мұнай-газ қоспасы ағынын бөлiп тастап, апаттық ахуалдар жағдайында сораптық-сығымдық құбырлар бойынша кескiш-пакер бөлiгiн орнату;
      ұңғымалар жұмысы режимiн реттеyдi және мұнайдан шығатын газдың (жер бетiне көтерiлген кезде) энергиясын неғұрлым толық пайдалануды қамтамасыз ететiн ұңғыма түбiнiң штуцерiн орнату;
      газлифтiлiк клапандарға орналастыру үшiн бiр (немесе бiрнеше) ұңғымалық камералар орнату, олар шапшымалы игеру кезiнде құбыр сыртындағы кеңiстiктен сораптық-сығымдық құбырлар ұстынына газ жiберудi немесе, егер ол шоғырды игеру жобалық құжаттарында қарастырылған болса, шапшылау аяқталғаннан кейiн, ұңғымалар жұмысын газлифтiлiк әдiспен қамтамасыз етедi.
      193. Ұңғымаларды жұмыс агенті ретiнде табиғи газды қолданып сығымсыз газлифтi арқылы өндiруге пайдалануға тек қана пайдаланылмаған газ кәдеге жаратылғанда ғана рұқсат етiледi.
      Ол жағдайда ұңғыманың құрылымы газды ұңғымаларға қойылатын талаптарға сәйкес болуға тиiс.
      194. Ұңғымаларды сораптық пайдалану кезiнде, сораптық жабдықтарды, оларға құм, газ, механикалық қосындылар түсуден сақтандыру үшiн арнайы қорғау құрылымдарын пайдалану қажет (газ айырғыштар, газды және құмды зәкiрлер және басқалар).
      195. Өздiгiнен қызып кететiн шоғырларды игеру ұңғымаларын пайдалану кезiнде жабдықтар жоғары температураға ыңғайланып, жегiштi, тотықтырғышты көмiртегi, күкiртсутегi және басқалай құрамдардың қостотықты мөлшерi басым болса, ұңғыма жабдықтары соған сай таңдалады.
      196. Екi немесе одан да көп объектiлердi бiр ұңғыма арқылы бірдей уақытта бөлiп пайдалану өндірілетін өнiмдер жеке-жеке есебін жүргізуді қамтамасыз ететін ұңғымалық және жер беті жабдықтарын қолдану жағдайында және әрбiр объектiнiң кәсiпшiлiктiк зерттеулерiн жүргiзгенде ғана рұқсат берiледi.
      197. Айдау ұңғымаларының iске қосу тәртiбi мерзімдерi және пайдаланылуы технологиялық сызбаларда және әзірлеу жобаларында белгiленедi.
      198. Мұнайлы шектеменiң iшiнде орналасқан айдау ұңғымалары әуелi өндiрушi ретiнде мұнай жинағыштарға қосылатын етіп пайдаланылады.
      199. Қат бойынша немесе құбыр сыртындағы кеңiстiк бойынша апатты газ жарып өткен ұңғымаларды пайдалануға тыйым салынады.
      200. Шапшымалық немесе механикаланған тәсілге ауыстырылған ұңғымаларды құбыр арасынан пайдалануға тыйым салынады.
      201. Жобалық мәндерден асатын газ факторлы ұңғымаларды пайдалануға рұқсат етілмейді.
      202. Егер жобалау құжаттарында басқасы қарастырылмаса, түпкі қысым мәнінен төмен қысымда ұңғымадан су алуға рұқсат етілмейді.

2.2.1.9. Ұңғымалар жұмысының технологиялық режимiн бекіту және бақылау

      203. Өндiру және айдау ұңғымаларының саны, пайдалануға енгiзу тәртiбi және оңтайлы жұмыс режимiн әзірлеуге арналған жобалау құжаттарында анықталып, қабылданған әзірлеу көрсеткiштерiне қаттардан мұнай, газ және сұйықтық өндiру деңгейiне, қарқынына және динамикасына байланысты белгiленедi.
      204. Қабылданған кен көзiн игерудiң негiзгi көрсеткiштерiн еске ала отырып, ұңғымалар мен қаттардың зертханалық, геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулерiн талдау негiзiнде сұйықтықты алудың технологиялық мөлшерлерi белгiленедi. Әр өндiрушi ұңғымаға және ығыстырушы агенттің қабылдағыштығы, әр ұңғымаға, айдамалау көлемi бұлардың әрқайсысына сәйкес құжат түрiнде рәсiмделедi.
      205. Ұңғыманың пайдалануын бақылау және жасалып жатқан геологиялық-техникалық іс-шараларды есепке алу үшiн мынадай алғашқы геологиялық-техникалық құжаттар болуы қажет:
      өндiрушi және айдаушы ұңғымаларын пайдалану бойынша тәулiктiк рапорты;
      мұнай өнiмiнiң көлемдерiн, өнімнiң суланғандығын, геологиялық-техникалық іс-шаралардың орындалуын есептеу журналы;
      жерүстi мен жерасты жабдықтарының жөнделгендiгiн есепке алу журналы.
      206. Мұнайды, сұйықтықты және газды алудың бекiтiлген нормасынан шыға отырып өндiрушi ұңғыманың техникалық жұмыс режимін өндiрушi ұйымның басшылары қарастырады және бекiтедi. Ол кен өндiру объектiсiнiң тұрақты жағдайына байланысты ай сайын не болмаса тоқсанына бiр рет белгiленедi. Өндіруші және айдау ұңғымасы жұмысының технологиялық режимінің нысаны және режимін белгілеу кезеңділігі жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті органмен келісіледі.
      207. Өндiрушi ұңғымалардың жұмысының технологиялық режимiмен бір уақытта, ұңғымадан және пайдалану объектiсiнен сұйықтықты алу мөлшерiн қамтамасыз етудің геологиялық-техникалық жоспарын жасайды және бекiтедi.
      208. Пайдаланудың тәсілiне байланысты өндiрушi ұңғымалардың жұмыстарының технологиялық режимінде мынадай негізгі өлшемдерi көрсетiледi:
      сұйықтықтың өнiмi, суландырылуы, газ факторы;
      ұңғыманың түбiндегi және сағасындағы қысымы немесе ұңғымадағы сұйықтықтың динамикалық деңгейiнiң жағдайы, штуцер диаметрi, сораптық-сығымдық құбырлардың диаметрiмен (шапшымалық ұңғымаға) түсiру тереңдiгi;
      плунжердiң диаметрi, теңселу саны, жүрiсінің ұзындығы, сораптың түрмөлшерi және түсiру тереңдiгi (сораптық пайдалану үшін);
      газдың меншіктік шығысы және жұмыс iстеу қысымы, iске қосумен жұмыс клапандарының тереңдiктерiндегi қондырғылары (газлифтілік пайдалану үшін);
      пакерлердiң, газ якорлерiнiң, ұңғыма түбi штуцерлерi және басқалардың түрi мен жiберу тереңдiгi.
      209. Өндiрушi ұңғымалардың жұмысының белгіленген технологиялық режимiнiң орындалуын бақылауды жер қойнауын пайдаланушы ұйымның геологиялық және өндiрiстiк-техникалық қызметкерлерi жүзеге асырады.
      210. Дербес өлшеу мен зерттеулер үшін арнайы техникалық құралдармен жабдықталмаған жаңа ұңғымаларды іске қосуға болмайды.
      211. Технологиялық процестерде қолданылатын барлық өлшеу-бақылау аспаптары мен құралдары мемлекеттік өлшемдер бірлігін қамтамасыз ету тізіміне енгізіліп, Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес белгіленген мерзімділікпен тексеріліп отыруы тиіс.
      212. Ұңғымалардың жұмыс режимi бойынша материалдары сақтауға, талдауға және қорытындылауға жатады. Мұнай өндiру цехы белгiленген технологиялық режимдердiң орындалмау себептерiн айқындап, ұңғымалардың және игеру жабдықтарының жұмыстарының тиімділігін арттыратын шаралар ұсынылып, осы шаралардың орындалу қорытындысын талдау, бақылауды жүзеге асырады.
      213. Жер қойнауын пайдаланушы игеру объектілері, алаңдары, пайдалану тәсілдері бойынша ұңғымалардың жұмыс режимін талдау нәтижелерін жинақтап, оларды жыл сайынғы есеп беру құжаттарында көрсетедi.
      214. Жер қойнауын пайдаланушылардың әр айдау ұңғымасы бойынша техникалық құжаттамасы жүргiзiледi, бұлардың iшiнде барлық пайдалану көрсеткiштерi, жүргiзiлген геологиялық-техникалық шаралар және олардың тиiмдiлiгi, ұңғыма сағасының және пайдалану колонналарының берiктiгi және сенiмдiлігi тексерiледi.
      215. Бекіту құбыры тізбегінің және айдау ұңғымаларында циркуляцияның болмауы қысымды қалпына келтіру қисығын талдаумен, тереңдік шығын өлшегішпен, резистив өлшегішпен, электр термометрмен тексеру, радиоактивті изотоптар, кигізбе құбырларды пакермен престеу арқылы анықталады.
      216. Өндіру ұңғымалары мен ұңғыма жабдығының техникалық күйі мынаны қамтамасыз етуі тиіс:
      ұңғымаларды белгілі уақытқа бекітілген технологиялық режимдермен пайдалану;
      ұңғыма режимінің параметрлерін бақылау (сағасы мен құбырарты кеңістігіндегі қысымды өлшеу, сұйықтық пен газ бойынша ұңғыма дебитін, өнімнің сулануын, газдың қысымы мен үлестік шығынын, сорғының қысымы мен өнімділігін өлшеу, саға сынамаларын алу);
      ұңғыма мен ұңғыма жабдығының күйін бақылау, қат сипатының динамикасын анықтау, игеру процесін бақылау және реттеу мақсатымен кәсіпшілік-гидродинамикалық зерттеу жүргізу;
      ұңғымаларды пайдалану кезіндегі қиындықтармен күрес және олардың алдын алу;
      қаттың ұңғыма маңы мен ұңғыманың түпкі маңына әсер ету жұмыстарын жасау.
      217. Ұңғымалар жұмысының технологиялық режимі мен объект процесін бақылауды жүзеге асыру үшін ұңғымалар сағалық және құбырарты 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.), сонымен қатар:
      газлифтілік пайдалану әдісінде саға арматураларын қосымша манометрлермен, шығын өлшегіштермен және газдың қысымы мен шығымын реттейтін басқа құралдармен қамтамасыз етеді;
      сағадағы штангалы тереңдік сорғы қондырғылары ұңғымаларды динамометрлеу, сұйықтық деңгейін эколотпен өлшеу, газ сынамасын алу үшін орнатылады;
      ұңғымаларды электр ортадан тепкіш сорғылармен пайдалану кезінде сағаға олардың жұмысын бақылап, өзгертуге болатын басқару станциясы орнатылады, ал ұңғыма жабдығы сорғыдағы қысым мен температураны өлшейтін арнайы телемеханикалық құрылғы орнатылады;
      ұңғымаларды гидропіспекті сорғылармен пайдалану кезінде сағаға жүктеме агрегатының жүріс санын бақылайтын, сұйықтық қысымы мен тазалық деңгейін бақылайтын аспаптар орнатылады;
      айдамалау ұңғымаларын ұңғымалық және үстіңгі аспаптармен пайдалануда олардың қабылдағыштығы, айдау қысымы және қаттардың сулануы үнемі бақыланады;
      218. Ұңғымаларды өзара қатынасы мен айдалатын агенттің қат бойынша қозғалысын гидротыңдау, геофизикалық әдіс, суға индикаторлар қосу және өндіру ұңғыма өнімінде олардың пайда болуын бақылау әдісімен тексеріледі.
      219. Ұңғымалардағы зерттеу жұмыстарының мерзімділігі мен көлемі бекітілген міндетті кәсіпшілік-геофизикалық зерттеу кешеніне сәйкес, игерудің жобалық құжаттарының талаптарын ескере отырып, жер қойнауын пайдаланушымен бекітіледі.
      220. Өндіру ұңғымаларының технологиялық режимі бұзылған жағдайда жоспарланған ұңғыма жұмысының іс жүзіндегі параметрлерінің түрлі сатыларында ауытқуларды тудыратын себептерді анықтау мен жою бойынша шұғыл шаралар қолданылады (ұңғымадағы құм тығындары, ұңғыма түбіне газ не судың құйылуы, парафин, тұз, гидрат, коррозияның түзілуі).
      221. Құм көп шығарылатын ұңғымаларда түп маңын бекіту бойынша іс-шаралар жүргізіледі. Бекіту әдістері (сүзгі орнату, цементтеу, шайырмен өңдеу) нақты жағдайға қарай таңдап алынады.
      222. Ұңғымалардың түбінде газ немесе судың тесіп шығуы себептеріне қарай технологиялық режимді өзгерту немесе тиісті оқшаулау жұмыстары арқылы жөнделеді.
      223. Басқа қиындықтармен (тұздардың, парафиннің түзілуі, құбыр мен қондырғылардың эрозиялық және коррозиялық тозуы) күресу әдістері мен құралдары олардың тиімділігіне қарай таңдап алынады.
      224. Айдау ұңғымаларын пайдалануда қиындықтардың сипаты мен ауырлығы (ұңғыма сыйдырымдылығының төмендеуі, сыйдырымдылық діңінің әртектілігі, кигізбе колонналардың герметикасының бұзылуы) айдау ұңғымаларының жұмыс режимімен де, оның құрылымының айдаланатын агенттің параметрлері мен сипаттамаларымен де анықталады.
      225. Қатқа газ айдау кезінде айдау ұңғымаларының құрылымы газ ұңғымаларының талаптарына сәйкес келуі тиіс.
      226. Қатқа түрлі жылужеткізгіштерді (ыстық су, бу) құйғанда, құбыр-цемент қоршауы жүйесіндегі термикалық қысымды азайту, әсіресе, ұңғыманың қалыпсыз жұмыс режимінде төмендету шаралары қарастырылуы қажет.
      227. Ұңғымалардың өнімділігін және сыйымдылығын арттыру, қатқа байланысты гидродинамикалық байланысын жақсарту, олардың игерілуін және пайдалануға берілуін тездету мақсатында жер қойнауын пайдаланушылар ұңғыманың оқпантүп төңірегіндегі аймағы мен қаттың ұңғыма маңы бөлігіне әсер ету әдістері жоспарланып, орындалады (қышқылмен өңдеу, қаттың гидровликалық жарылуы, гидродинамикалық әсер).
      228. Нақты әсер ету әдісін таңдауды жер қойнауын пайдаланушы қаттың түпкі аймағы жағдайын, кен мен сұйықтық құрамын зерттеу, сонымен қатар, мердігерлік немесе жөндеу қызметі ұйымдарының ұңғыма мен объектілер бойынша әртүрлі әдістерді жинақтау және зерттеу арқылы жүзеге асырылады.
      229. Ұңғыманы ағымдағы (жерасты) жөндеу кезінде мынадай жұмыстар жүргізіледі:
      ұңғыма құрылғысының 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 оқпантүбін әртүрлі қалдықтардан (құмнан, парафиннен, тұздан, коррозия өнімдерінен) тазалау.
      230. Ұңғыманы толық жөндеу кезінде мыналар орындалуы тиіс:
      түзету-оқшаулау жұмыстары (қаттың кейбір суланған интервалдарының ауытқуы, цемент сақинасының герметикалық еместігін және кигізу ұстынын жөндеу, қаттың түп аймағындағы нашар цементтелген тау жыныстарын бекіту);
      басқа қатқа өту және қаттарды ортақтандыру жұмыстары жүргізіледі;
      ұңғымаларды санаттан санатқа қызметі бойынша өткізу;
      ұңғыманы іске қосу немесе жөндеу жұмыстары кезінде апат жағдайларын болдырмау (сорғы сығымдау құбырларын, электр орталық құрылғыларды, тереңдік штангалық сорғыларды шығару, ұңғы бойын тазалау және т.б.);
      кесіп тастау пакерлерімен, екі қатты қосарлап-бөлек іске қосу, ұңғыманың екінші жиегін шығару жабдықтарымен қамтамасыз етілген ұңғымаларды жөндеу;
      қосымша тескілеу жасау және торпедалау;
      консервация немесе ұңғыманы жою.
      231. 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 түптік аймағына айдамалаушы ұңғымалардың әрекеті аймағынан судың бұзылуына жол бермеуге бағытталған, қаттардағы жөндеу-оқшаулау жұмыстарын қоса алғанда ұңғымалардың түптік аймағына және қаттың ұңғымалық бөлігіне әсер ету бойынша жұмыстар жүргізілуі мүмкін.
      Ұңғыма түбі аймағына және қаттың ұңғыма маңы бөлігіне әсер ету жұмыстары ұңғыманың күрделі және/немесе ағымдық (жерасты) жөнделуіне жатпайды.
      232. Ұңғы сағасы және бойы құрылғылары, жұмыс сұйықтықтарының тығыздығы мұнай-газ шығуын ескертуі қажет.
      233. Ұңғыманы жөндеу жұмыстарын бекітілген жоспар бойынша мұнай-газ өндіру өнеркәсібіндегі өрт қауіпсіздігі ережелеріне, жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау талаптарына, сонымен қатар қолданып жатқан құрылғыларды іске қосу ережелері мен нұсқауларына және технологиялық үрдістерді келтіруге сәйкес жүргізу қажет.
      234. Жүргізілген жөндеу жұмыстары және оның мазмұны, ұңғыманы және оның құрылғыларын аралық жөндеу кезеңі және жүргізілген жұмыстардың техникалық-экономикалық әсері туралы ақпарат жер қойнауын пайдаланушыда пайдалану объектісінің барлық игеру мерзімі бойында сақталуы қажет.
      235. Пайдалану объектiлерiн игеруді бақылауға алу қабылданған игеру жүйесін бағалау, оны одан әрі жетілдіру бойынша ақпараттар алу мақсатында жүзеге асырылады.
      236. Кәсiпшiлiк зерттеулердің мiндеттi кешенiне кiретiндер:
      тұтас объекті бойынша қатты және ұңғыма түбi қысымдарын және көп қабатты қат объектілерін тереңдiк манометрімен және басқа әдiстермен 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 (өнiмөлшеуіштерiмен) орындау;
      пайдалану объектілеріндегі газдың кәсiпшiлiк факторларын өлшеу;
      ұңғыма өнiмiнiң сулануын, сұйықтықтың сынамасын анықтау;
      шығарып тастау бағыттарынан алынған айдамалау ұңғымаларының ұңғыма сағасы манометрлерiмен және жұмысшы агентті айдау көлемін ұңғымаларда санаушы аспаппен немесе шоғырлық сорап станцияларындағы шығыс есептегiштермен өлшеулер, сонымен қатар көп қабатты объектiлердiң жеке қаттарының қабылдағыштығын тереңдiк шығыс есептегiштерiмен немесе басқа тәсiлдермен (термограммамен, радиоактивтiк изотоп айдаумен және т.б.) өлшеулер;
      өндiргiш және айдамалау ұңғымаларды қалыпты және қалыпсыз режимдердегi гидродинамикалық зерттеулер;
      ұңғыманың техникалық жағдайын мұнай, газ, суға қанғыштығын анықтаулар және ұңғыманың техникалық күйiн кәсiпшiл-геофизикалық зерттеулер;
      ұңғыма өнiмiнің тереңдегi және жер бетiндегi сынамаларын алу және зертханалық зерттеулер;
      айдалған судың қалқыма бөлшектерi мен тұз құрамының өлшеулерi.
      237. 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 және жекеленген жоспарлармен жүзеге асырылады.
      238. Пайдалану объектiлерiнiң кен көзiн игеру жөнiндегi бақылау зерттеулерi мұнай-газ өндiрушi ұйымдарының күшiмен немесе олардың тапсырмасымен мамандандырылған ұйымдардың айлық жоспары бойынша орындалады.
      239. Пайдалану объектiлерiнiң кен көзiн игеру жөнiндегi бақылаудың алғашқы мәлiметтерi жер қойнауын пайдаланушыларда кен орнын барлық пайдалану мерзiмiнде сақталады.
      240. Өлшеу кешенiнiң ерекшелiктерi және олардың кезеңдiлiгi мiндеттi түрде пайдалану объектiлерiнiң кен көзiн игеру, жобалау құжаттарында олардың геология-физикалық және кен көзiн игерудiң ұсынылған жүйесi ескерiле отырып негiзделедi.
      241. Кәсiпшiлiктiк зерттеулердiң көлемi мен кезеңдiлiгi кен көзiн игерудiң әр сатысында, әр пайдалану объектiсi бойынша дербес бекітіледi.
      242. Пайдалану объектілерiнiң кен көзiн игерудегi бақылау жөнiндегi зерттеулер кешенi жүйелi және бiржолғы өлшемдер жасауды көздейдi.
      243. Жүйелi зерттеулердiң әрбiр түрiн жүргiзудің 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 түп қысымын өлшеу әр тоқсан сайын бiр реттен сиретiлмей бақыланады.
      2) Ұңғымалардың дебитін өлшеулер мынадай мерзiмдiлiкпен орындалады:
      аз дебиттілер (тәулiгiне 5 т. дейiн) - 15 күнде бiр рет;
      орта және көп дебиттілер - 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.
      244. Газ факторын өлшеу қаттық қысым қанығу қысымынан асқанда жылына бiр рет орындалады. Қат қысымы қанығу қысымынан төмендегенде өлшеулер тоқсан сайын немесе ай сайын орындалады.
      245. Айтылған өлшеулер кешенi әрбір жаңа ұңғыма бойынша бiрден, сондай-ақ қандай да бiр технологиялық немесе техникалық іс-шаралар жүзеге асырылғанға дейiн және одан кейiн орындалады (ұңғы түбін өңдеу, сумен жару, оқшаулау жұмыстары және басқалар), ал одан кейiн – жоғарыда көрсетiлген мерзiмдiлiкпен.
      246. Гидродинамикалық зерттеулер қысымды (деңгейді) қалпына келтiру әдiстерiмен және қалыптасқан алулармен әрбір ұңғыма бойынша оны пайдалануға алған соң және одан кейiн қажет жағдайларда орындалады.
      247. Айдалатын судағы қалқымалы бөлшектердi және мұнай өнімдерi және басқа қосындылар мөлшерiн өлшеулер күн сайын орындалуға тиiс.
      248. 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-шараларды (ұңғы түбі аумағын өңдеу, күрделi жөндеу, жабдықты ауыстыру және т.б.) жүзеге асырылғанға дейiн және одан кейiн орындалады.
      249. Бiр жолғыларға мұнайгаз суға қаныққан қаттарды бағалау үшiн ұңғымаларда жүргiзiлетiн кәсiпшiлiктiк-геофизикалық зерттеулер жатады, олар қажет болған жағдайларда орындалады және де олардың көлемi әсiресе ұңғымалар суланғанда көбейе беруі тиiс. Осыған ұңғымалар мен қаттардың өзара қатынасын, шоғырлар қималарын фотоколориметрлiк зерделеу жөнiндегi гидродинамикалық зерттеулер де жатады және т.б.
      250. Игерудi бақылау, сондай-ақ осы мақсаттарда қолданылатын бақылаулық және пьезометриялық ұңғымаларда жүзеге асырылады, олардың саны мен орналастырылуы өнеркәсiптiк игеру жобасында белгіленедi.

2.2.2. Газ және газ конденсатты кен орындарын жобалау және өнеркәсіптік игеру

      251. Тәжірибелік-өнеркәсіптік жобалар кен орнына толық немесе жекелеген кен шоғырларына, немесе олардың учаскелеріне (блоктарын) жасалуы мүмкін.
      252. Тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің жобасы осы пайдалану кезеңіне кәсіпшілікті жайластыру жобасын құру үшін негіз болып табылады.
      253. Осы жоба мына бөлімдерден тұрады:
      1) I бөлім – Геологиялық-өнеркәсіптік мәліметтер:
      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) II бөлім – Тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруді жүргізудің негізгі көрсеткіштері:
      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) III бөлім – Техника-экономикалық есептеулер:
      жайғастыру;
      кен орнына тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің шығындары;
      салықтар және басқа да төлемдер;
      тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің шығыстары мен кірістерінің есептеулері.
      4) IV бөлім – Газ және газ конденсатты кен шоғырының толық игерілуіне бақылау.
      5) V бөлім – Газ және газ конденсатты кен орындарын әзірлеу кезінде жер қойнауы мен қоршаған табиғи ортаны қорғау.
      6) VI бөлім – Сызбалық қосымшалар:
      шолу карталары;
      тәжірибелік-өнеркәсіптік игеруге енгізілетін өнімді горизонттардың игеруге жобалаған және бұрғыланған барлау ұңғымалары көрсетілген құрылымдық карталар;
      геологиялық-геофизикалық қималар және профильдер.
      254. Егер кен орындарында, қорларын анықтау сенімділігі төмен дәрежедегі және жалпы қордың көп мөлшері (70 пайыздан жоғары) С2 дәрежесінде анықталған кен шоғырлары болса, экономикалық пайдалылық болса, онда негізгі объектілерді игеру жобаларымен қатар тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жобалары жасалуы мүмкін.
      255. Газ және газ конденсатты 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.
      256. Өнеркәсіптік игеруге, геологиялық барлау жұмыстарының барлау-игерімдік сатысында шешілетін міндеттері анықталған газдың, негізгі және қосалқы компоненттердің қоры анықталған және белгіленген тәртіппен бекітілген, қажет жағдайларда тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру жүргізілген кен орындары жатады.
      Игеруге қосуға жоспарланған шоғырда өнеркәсіптік маңызы бар мұнайлы жиек болған жағдайда, олардың өзара байланысы, газ және мұнай бөліктерін кезектеп немесе бірге игеру туралы мәселелер шешілуі тиіс.
      257. Газ және газконденсатты кен орындарын өнеркәсіптік игеруге қосуға рұқсат етіледі, егер:
      1) өнеркәсіптік игеруді жобалауға қажет геологиялық-техникалық мәліметтер 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 игерудің нәтижелері туралы.
      2) ұңғымаларды игеруден 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.
      258. Газ және газ конденсатты кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасының, егер бұл мерзімде 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) I бөлім – Алғашқы геологиялық-кәсіптік мәліметтер:
      геологиялық зерттеулер туралы қысқаша мәліметтер;
      стратиграфия, тектоника және өнімді горизонттардың сипаттамасы туралы қысқаша мәліметтер;
      сынамалы игерудің нәтижелері, егер ол жүргізілмесе, онда барлау ұңғымаларын сынамалау және зерттеу нәтижелері;
      газдың және конденсаттың құрамы бойынша мәліметтер;
      газ құрамындағы газ, конденсат және өзге де компоненттердің қоры туралы мәліметтер;
      кен шоғырларының гидрогеологиялық сипаттамасы мен жұмыстың мүмкін режимі;
      игерімдік бұрғылау процесінде кен орнының геологиялық қатарын нақтылау міндеттері, қажет жағдайда осы міндеттерді барлау ұңғымаларын бұрғылау және сейсмикалық түсіру жүргізу арқылы шешу.
      2) II 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 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 ғимараттардың 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) III бөлім – Техникалық-экономикалық есептеулер:
      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 игеру шығындары;
      салықтар және басқа да төлемдер;
      газ және газ конденсатты кен орындарын игерудің барлық жоспарланған кезеңіне кіріс және пайданы есептеуді қамтиды.
      4) IV бөлім – Газ және газ конденсатты кен шоғырының толық игерілуіне бақылау.
      5) V бөлім – Газ және газ конденсатты кен орындарын әзірлеу кезінде жер қойнауы мен қоршаған табиғи ортаны қорғау.
      6) VI бөлім – Сызбалық қосымшалар:
      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 принциптік схемасы;
      жер үсті құрылыстарының орналасқан орнымен газ жинақтаушы желілерінің принциптік схемасы.
      259. Газ және газ конденсатты кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасы оны белгіленген тәртіпте бекіткеннен кейін газ және газконденсатты кен орындарын әзірлеуді жүзеге асыру негізінде негізгі құжат болып табылады.
      260. Құрамында күкіртсутек және күкірт органикасы бар газ және газконденсатты кен орындарын өнеркәсіптік игеру жобасын жүзеге асыруды бастағанға дейін күкірт тазарту немесе осы газдарды экологиялық қауіпсіз пайдаланудың барлық мәселелерi шешiледі. Сонымен қатар, осы жобаны жүзеге асырудың басталуына дейін табиғи газдың этан, пропан-бутан, қос тотықты көмiртегi, гелий және басқа да компоненттерін пайдаланудың мақсаттылығы мен бағыты оларды өнеркәсіптік қамтыған жағдайда белгіленуі тиіс.
      261. Газ құрамындағы конденсат мөлшері (5 г/м3 кем) болған жағдайда оны кәсіпте кәдеге жаратудың мақсаттылығы мәселесi шешiлуi қажет.
      262. Құрамында 100 г/м3 аса конденсаты бар газ конденсатты кен орындарын жобалау кезінде қаттық қысымды ұстаумен игеру әдістері қарастырылады.
      263. Игеру әдісін таңдау әр жағдайда гидродинамикалық, термодинамикалық және техника-экономикалық есептер негізінде мынадай өлшемдерге негiзделуi тиіс:
      газдың алғашқы баланстық қорының, тұрақты конденсаттың және сұйытылған газ шамасына;
      тұрақты конденсат құрамының кезең және жылдар бойынша игеру әдісіне байланысты өзгеруiне;
      игеру әдісіне байланысты игерудің аяғына қарай қаттағы тұрақты конденсаттың жиынтық шығынына;
      кезең және жылдар бойынша газ және конденсатты ықтимал өндiру олардың тауарлық сипаттамасының игеру әдісіне байланысты өзгеруіне.
      264. Газ және газ конденсатты кен орындарын өндірілген газ (сайклинг-процесс), су, жанып кеткен газ т.б. конденсаттан тазартылған кері айдауды пайдаланумен, қысымды ұстаумен, айдамалау агентінің көлемін, айдамалау ұңғымаларының саны мен орналасуын, оның сыйдырымдылығын, 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.
      265. Егер газ конденсатты шоғырда өнеркәсіптік маңыздылығы бар мұнай жиегі және қаттың газды бөлігінде жоғары қаныққан мұнай болса, онда қатқа ықпал технологиясымен бірге мұнай жиегін өңдеу нұсқасын қарастыру қажет, мұндай жағдайда мұнай газ бүркемелерінде газбен бір жола жүзеге асырылатын болады.
      266. Газ және газ конденсатты кен орындарын әзірлеу процесінде жаңа ұңғымаларды бұрғылау және осы кен орындарын әзірлеу барысын қадағалау есебінен ақпараттар толығып отырады. Мәселелер туындаған жағдайда, бұрын қабылданған игеру жобасы елеулі өзгерiстерді талап етсе, белгіленген заңнамалық тәртіппен бекітуге жататын игеру жобасына толықтырулар жасалады.

2.2.2.1. Газ және газ конденсатты кен шоғырын игеру мониторингі

      267. Мониторинг жүйесіне мыналар кіреді: жүйелік және бақылау өлшемдері мен қаттық, забойлық 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.
      268. Зерттеу нәтижелерінің негізінде мыналар анықталады және кезең-кезеңмен нақтыланады:
      кен шоғырының жұмыс режимі мен оның температуралық режимі;
      көмірсутек шикізатының бастапқы және ағымды 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.
      269. Статикалық қысымдарды өлшеу ұңғымалардың барлық қоры бойынша кезеңділікпен жүргізіледі. Игерудің бірінші кезеңінде, өндеудің аяқталу сатысында кезеңділігін бірте-бірте бір жылға дейін өзгерте отырып, тоқсанында кемінде бір рет жүргізілуі қажет.
      270. Ұңғымалары көп кен орындарында және қысымды қалпына келтіру үшін ұзақ уақыт қажет болса (бес тәуіліктен көп) өлшеу кезеңділігі өзгертілуі мүмкін.
      271. Біртекті емес коллекторларды өндеу кезінде кен шоғырының түрлі бөліктеріндегі қаттық қысым әр түрлі төмендейді, сондықтан едәуір айырымымен аймақта статикалық қысым өлшемдерін олардың бірдей тоқтауымен ұңғыма топтары бойынша жүргізу орынды.
      272. Ұңғымалардың сағасындағы статикалық қысым өлшемдерін қысымды қайта қалпына келтіру қисықтарымен сәйкестендіру қажет. Оның кезеңділігі өнімді горизонттың – қат қысымын қалпына келтіру уақытының ерекшеліктеріне байланысты белгіленеді.
      273. 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.
      274. Игеруді қадағалау, сондай-ақ осы мақсатта пайдаланылатын бақылау мен пьезометриялық ұңғымаларда жүзеге асырылады, олардың саны мен орналасқан жері өнеркәсіптік игеру жобасында белгіленеді.
      275. 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.
      276. Пьезометриялық ұңғымаларға өнімді горизонтты оның суға қаныққан бөлігі шеңберінде аршитын ұңғымалар жатады. Оларда контурдан тыс және астыңғы жиек су деңгейінің төмендеуіне бақылау жүргізіледі.
      277. 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.
      278. Қадағалау және пьезометриялық ұңғымалар бойынша өлшемдерді кем дегенде 1,5-2 айда бір рет өткізіп отыру қажет.
      279. Ірі кен орындарында контурдан тыс, қаттың кен орнынан алып тасталынған бөлігінде қысымның түсу қарқынын қадағалау үшін бірқатар пьезометриялық ұңғымалар бұрғыланады.
      280. 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.
      281. Әр суланған газ ұңғымасы бойынша сулану себептерін анықтау жөнінде зерттеу жүргізу қажет.
      282. Игеру процесінде қат суларының кен шоғырларына өтуі гидрохимиялық, кәсіптік-геофизикалық және гидродинамикалық мониторинг әдістері арқылы жүзеге асырылады.
      283. 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.
      284. 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.
      285. Газ өндіру есебі кәдеге жаратылған газдың, ұңғымаларды зерттеу және түрлі үрлеу жұмыстары кезінде кеткен газдың, сондай-ақ апаттық фонтандыру кезінде кеткен газдың есебін көрсетуі қажет. Осы және өзге де ықтимал шығындар жер қойнауын пайдаланушылар орындайтын қорлар балансында міндетті түрде көрсетілуі тиіс.
      286. 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.
      287. 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.
      288. Графикалық түрде тәуелділікті көрсету үшін осындай жиілікпен тұрақты конденсаттың негізгі физикалық-химиялық қасиеттері анықталуы қажет: қат қысымы – конденсаттың үлесті және молекулалық салмағы.

2.2.2.2. Газ конденсатын өндіруді арттыру үшін кен шоғырлары мен кен орындарының игерілуін реттеу жөніндегі шаралар

      289. Кен шоғырлары мен кен орындарын жалпы игеруді реттеу газ конденсатын өндіруді арттыру жөніндегі міндетті жұмыс жағдайы болып табылады.
      290. 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, забойлық 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 айдамалау ұңғымаларын, егер олар бастапқыда жүктелген міндеттерді орындаса, пайдалану ұңғымасына көшіру арқылы кен шоғырларын қамтуды арттыру.
      291. 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).
      292. Кен орындарын игеру процесінде бұрын өндірілмеген горизонттарға, соның ішінде бұрғылау немесе жалғастырылған барлау жұмыстары процесінде қайта ашылған пайдалану объектілеріне біріктіруге рұқсат етіледі.
      293. 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 арттыра 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.
      294. 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.
      295. 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.
      296. 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.
      297. 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;
      забойлық қат аумағында газ сүзгісінің тұрақты жылдамдығы – өнімді коллектордың ықтимал бұзылуы жағдайында, сондай-ақ саз ерітіндісінен қаттың забойлық 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.
      298. Ішіне фонтан құбырларын түсірусіз пайдалану колоннасы бойынша газ ұңғымаларының пайдаланылуына рұқсат етілмейді. Қат қысымы пайдалану коллонасының қысу қысымынан жоғары болмаған жағдайда пайдалы өнім беретін қаттар үшін газ құрамында коррозиялық компонентердің болмауы, ұңғымадан конденсациялық және қаттық сұйықтықтың толық шығарылуы үшін құбыр арқылы үрлеуге рұқсат етіледі, бірақ бұл ретте жағдайда ұңғыманың оқпанында құм тығындары түзілмесе.
      299. Фонтан құбырларының диаметрі мыналарға байланысты анықталады:
      ұңғыманың жұмыс дебиті;
      оқпанында қысым мен температураның рұқсат етілген айырмасы;
      фонтан құбырларындағы қажетті жылдамдық алу;
      пайдалану колоннасының диаметрі.
      300. Газ және газ конденсатты ұңғымалардан сұйықтық пен механикалық қоспаларды жою үшін көбіктенетін үсті-белсенді заттар, кіші диаметрлі құбырлар, гидродинамикалық диспергаторларды қолдану ұсынылады.
      301. Фонтан арматурасы газ ұңғымаларын пайдаланудың кез келген тәсілінде ұңғымаға құрал-жабдықтарды түсіру, сондай-ақ температура мен ұңғыма құйылысында газ қысымын өлшеу мүмкіндігімен қамтамасыз етілуі тиіс.
      302. 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.

2.2.3. Көмірсутек шикізаты кен шоғырларын игеруді реттеу

      303. 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.
      304. Игеруді реттеу және жетілдіру нәтижесінде:
      әзірлеу объектісінен көмірсутек шикізатын жылдық өндіру динамикасын қарастырылған жобалық құжатпен қамтамасыз ету;
      көмірсутек 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.
      305. Игеруді реттеу негіздемесі және әдісін таңдау мен тәсілдері алдыға қойылған мақсаттар мен міндеттерге және нақты геология-физикалық шарттарға байланысты болады.
      Игеруді реттеу қабылданған қағидаларды ескере отырып, реттеу тәсілдерін таңдау, яғни пайдалану объектісін дренаждау процесін басқару жөніндегі іс-шараларға ғылыми негізделген бағытты таңдау қажет.
      306. Түрлі геология-физикалық шарттар үшін өзіндік қағидалар бар. Су басуды қолдану кезінде мына қағидалар қолданылуы мүмкін:
      мұнай немесе айдалған су фронты контурларының бір қаты пайдалану объектілерінің орталық қатарына біртекті тасымалдануы;
      бір қаты пайдалану объектілерінің ауданы бойынша өткізу бір текті еместігі;
      шоғырдың әлдеқайда өнімді бөліктерінің жылдам өндірілуі өткізу қабілеті төмен блоктарға су айдау арқылы шоғырды "табиғи" түрде бөлу және қайта өңдеу;
      барлық қаттардың жылдамдығы бірдей болып, мұнай (айдалған су фронттары) контурларының көп қаты, фильтрациялық қабілеті ұқсас қаттар бойынша жиналған объектілерде өткізу;
      әр төменде жатқан қаттың оның үстіндегі қатқа қарағанда өнімділігін жылдамдату, кейін көп қатты объектілерде суланған қаттарды сөндіру, қаттардың қалыңдығы мен өткізгіштігі астынан үстіне қарай артқан кезде;
      шоғырда үлкен мұнай жиегінің болуы жағдайында шоғырдың барлық ауданы бойынша су мұнай контактісінің біртекті көтерілуіне қатысты қамтамасыз ету.
      Реттеу қағидалары басқа да геологиялық-физикалық шарттар кезінде қолданылады.
      307. Таңдалған қағида негізінде өңдеуді жетілдіру жұмыстарын ұйымдастыру әлдеқайда аз экономикалық шығындармен қойылған мақсаттарға жетуді қамтамасыз етеді.
      308. Өндірісті реттеу пайдалану объектісінің ағымдағы жағдайына қарай жүйеде маңызды өзгерістерсіз немесе оған түзетулер енгізусіз бұрғыланған ұңғымалар арқылы жүзеге асырылуы мүмкін.
      309. Реттеудің іске асыралатын жүйе шеңберінде оларды өзгертусіз өңдеуді реттеудің негізгі әдістері мен тәсілдеріне мыналар жатады:
      айдама ұңғымаларының жұмыс істеу режимдерін өзгерту, оның ішінде жұмыс қысымын айдауды арттыру немесе шектеу, ұңғымалар арасында айдауды тоғысу қысымымен және тағы басқаларымен өзгерту арқылы тарату;
      өндіріс ұңғымаларының жұмыс режимдерін өзгерту, соның ішінде жеке ұңғымалар немесе ұңғыма топтары бойынша сұйықтық шығаруды арттыру немесе шектеу, мұнай өнімдерін сыртқы қатар ұңғымалардан ішкі қатар ұңғымаларға алмастыру, қатты суланған немесе ластанған ұңғымаларды сөндіру, сұйықтықты шығару және;
      аршуды жақсарту және өңдеу объектісі қатының префорациясы аралықтарын өзгерту;
      ұңғымаларды гидродинамикалық тұрғыдан жетілдіру үшін ұңғымаларды қышқылмен өңдеу арқылы ұңғыманың аумағына ықпалы, үсті-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 шығынын профильдік, әр интервалды 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 айдамалау 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 айдамалау ұңғымаларын бұрғылау арқылы өндіруші ұңғымаларға айдауды жақындату;
      су айдау ошағын ұйымдастыру;
      сүзілу ағындарының бағытын өзгерту және циклдік су айдау.
      310. Жер қойнауын пайдаланушы игерудің жобаланған жүйесін жетілдіруді осы жобалық құжатты әзірлеу үшін жасаған жобалық ұйымның келісімі бойынша жүзеге асырады.
      311. 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);
      қатты объектіні қалыңдығы жұқа объектілерге бөлу және олардың әрқайсысында өзіндік дербес ұңғымалар бұрғылау;
      қатқа ықпал жасау әдісін немесе су айдау түрін өзгерту;
      айдау қысымын едәуір ұлғайту.
      312. Игеру жүйесін өзгерту жөнінде іс-шаралар бұрын бекітілген жобалық құжаттарға қосымша ретінде жасалады немесе міндетті түрде экономикалық және технологиялық тиімділігі бағаланған жаңа жобалау құжаттары жасалып, белгіленген тәртіппен өндіруге арналған келісімшартқа кейіннен өзгеріс енгізумен бекітіледі.

2.3. Көмiрсутектi кен орындарын әзірлеу кезінде авторлық қадағалау

      313. Авторлық қадағалауды жыл сайын қабылданған жобалық шешімдердің іске асырылуы үшін көмірсутек шикізаты кен орнын өндіруге арналған жобалық құжатты жасаған жобалық ұйым жүргізеді.
      314. 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.
      315. Авторлық қадағалау бойынша жыл сайынғы есепте мына ережелер көрініс табуы тиiс:
      қол жеткiзiлген технологиялық параметрлердің нақты мәнінің мұнай және сұйықтық өндiру деңгейлерi, айдаған электр тасушылар көлемiн, бұрғыланған және өндiру жұмысын атқарып тұрған ұңғымалар қорының, орташа дебиттiң және ұңғымалардың сыйымдылығы, қат қысымы мен түпкі қысымдардың динамикасы, жобаға сәйкестілігі (немесе сәйкес емессіздігі), игеру объектісі өнімінің ағымдағы сулануы;
      нақты және жобалау көрсеткiштерi арасындағы айырмашылықтарды және (немесе) жобалау шешiмдерiнiң орындалмау себептерiн ашу;
      жобалау шешiмдерiне қол жеткізуге және игеру жүйесiн меңгеру жолында жiберiлген кемшiлiктердi жоюға бағытталған ұсынымдар берілді;
      жекелеген жобалау шешiмдерiн және көрсеткiштерiн өзгерту туралы өндiрiстiк ұйымдардың ұсыныстары (егер ондай болса) жөнiнде қорытындылар берілді.
      316. Көмiрсутектерi кен орнын игерудi талдау геологиялық-кәсіптік, геофизикалық, гидродинамикалық және өзге де ұңғымалар мен қаттарды пайдалану объектісін әзірлеу процесінде зерттеу нәтижелерін кешенді зерделеуді, сондай-ақ осы негізде көмірсутек шикізатын өндіру және шығаруды оңтайландыру коэффициентін ұлғайту мақсатында әзірлеу жүйесін жетілдіру жөнінде ұсыныстарды дайындаумен көмірсутегі шикізаты қорларын ағымдағы орналастыруды белгілеу үшін әзірлеу көрсеткіштерінің және өнiмдi қабаттарда жүрiп жатқан процестердiң динамикасын көрсетеді.
      317. Жұмыстардың мерзiмдiлiгi авторлық қадағалау нәтижелерiнен туындайтын немесе кезектi жобалау құжатын жасау қажеттiлiгiне байланысты айқындалады. Iрi және күрделi кен орындары бойынша олардың игерілуін талдауды екi-үш жылда бiр рет жүргiзу орынды.
      318. Талдау нәтижесiнде бағаланатындар:
      игерiлудегi объектілердiң энергетикалық жағдайы, оның iшiнде қаттық қысымның динамикасы, алынғанның орнын айдаумен толтыру, табиғи режимдер және басқалар;
      көмірсутек шикізатын, сұйықты, өнiмнiң сулануы, жұмыс агентін айдау және басқалары және олардың жобалау құжаттарына сәйкестiгi, газдың жылдық өндiру динамикасының сипаттамасы;
      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 есебiнен, ал контурішiлiк сулану болғанда қатқа айдалатын жұмыс агентінің есебiнен шоғырға судың сiңу сипаты;
      нақты шоғыр немесе объект үшiн зор маңызы бар басқа мәселелер:
      суық суды айдаудан қат температурасының төмендеу сипаты мен салдарларын зерделеу, қат тұздар, парафиндердің түзiлуi, сазды бөлшектердiң iсінуi, қаттық қысымның азаю себептерi, сіңу қасиеттерінің төмендеуі, сұйықтықтың жедел алынуы және резервтегі қордың есебінен қосымша ұңғымалардың бұрғылауын жүргізу және басқалар.
      319. Игеруді талдау жұмысы объектілердегі болашақ жобалық жұмыстар көрсеткіштерінің орындалуына арналған ұсынымдарды жүзеге асыру бойынша техникалық-экономикалық көрсеткіштердің гидродинамикалық есептеулерін (математикалық модельдерін) жасаумен аяқталады.
      320. Егер игерудің нақты және жобалық көрсеткіштері арасында айтарлықтай (5 пайыздан аса) айырмашылықтар болып, игеру жүйесіне елеулі өзгерістер енгізу қажет болса, онда игеруді талдаудың нәтижелері кен орындарын пайдалану жөніндегі орталық комиссияның қарауына жатады.
      321. Жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті орган бекіткеннен кейін, игеруді талдау 3 жыл бойы игеру жөніндегі технологиялық құжат болып саналады. Осы мерзімде жер қойнауын пайдаланушы игерудің жаңа жобасын белгіленген тәртіппен бекітеді.
      322. Пайдалану объектісінің динамикалық геологиялық-кәсіпшілік моделі – геологиялық-техникалық кешеннің ағымдағы жай-күйінің белгілі бір күнге бейнеленетін картографикалық, графикалық, кестелік және өзге де материалдар кешені – пайдаланылатын объекті және игерудің техногендік жүйесімен түзілген күрделі жүйе.
      323. Осы модельді жер қойнауын пайдаланушылар жыл сайын, ал түптеп келгенде, игеруге іргелі талдау жүргізгенде немесе екінші қайта жобаланғанда жасалуы мүмкін.
      324. Объектінің құрылыс ерекшеліктеріне және динамикалық геологиялық-кәсіпшіліктік бастапқы ақпараттың сипатына байланысты модель бірнеше түрлі кескінде көрінуі мүмкін. Динамикалық модельдеу кезінде міндетті түрде мынадай материалдар әзірленеді:
      модельдердің мерзіміне жасалған сызбалық геологиялық қатарлар, оның ішінде:
      изобарлардың карталары, онда аймақтар бойынша және пайдаланудағы біртұтас объект бойынша орташа қысымның есебі;
      мұнай-газды шектеулердің бастапқы және ағымды жағдайлары, онда суланған белдемдер толығымен және ішінара көрсетілген;
      мұнай-газбен қаныққан қаттардың қалдықтар карталары;
      ұңғымалардың ағымдағы және жинақталып алынған мұнай мен судың карталары (игерудің карталары);
      геологиялық профильдер, онда ағымдағы әртүрлі мұнайгаз, сумен қаныққан белдемдер бөліп көрсетілген (суландырылмаған, ішінара және толығымен суландырылған);
      пайдалану жұмыстарының басталуынан осы кезеңге дейінгі игеру сызбалары, онда абсолюттік және тиесілі мәндерде негізгі жылдық технологиялық көрсеткіштердің динамикасы бейнеленген (мұнай, сұйықтық өндіру, өнімнің суланғандығы, жұмысшы себепкері айдау, өндіруші және айдаушы ұңғымалардың қоры, қорлардың алыну дәрежесі, мұнай мен суықтық бойынша ұңғыманың дебиті, қаттық қысым);
      ұңғымалар қорының сырын ашатын кестелер (жұмыс iстеп тұрғандары, тоқтаңқырап тұрғандары, тоқтатылғандары, жабылғандары және басқалары).
      Изобарлар карталары, игеру карталары, онда тоқсан сайынғы ұңғымалар бойынша жасалатын ұңғымалардың қабылдағыштығы, айдау көлемдерi көрсетiледi.
      325. Көп қатты объектілердiң динамикалық моделi көрсетiлген сызбалық және кестелiк материлдар әрбiр қатқа бөлек жiктеп, жалпы бiр объектiге тұтас бiрiктiрiп жасалады. Жiктеу дәрежесi объектiнiң құрылыс ерекшелiктерiне де (қаттардың саны мен бiртексiздiк сипаты), олардың әрбiреуi бойынша қолда бар ақпараттың санына да байланысты.
      326. Статикалық және динамикалық геологиялық-кәсiпшiлiктiк модельдер негiзiнде математикалық модель жасалады, ол зерделенген процестiң сипатын физикалық көзқарас тұрғысынан бейнелейтін теңеулер жүйесiн бiлдiредi.
      327. Математикалық модельдеу жолымен мұнай-газ айырып алу процесiнiң одан әрі дамуына болжау жасалады, ол осы қалыптасқан игеру жүйесi кезiнде және геологиялық-техникалық әрі технологиялық шаралар кешенiнiң бұрын жүргiзiлiп, жүзеге асырылған кезi.
      328. Кен орнын игеру бiткеннен кейiн жасалатын динамикалық геологиялық-кәсiпшiлiктiк модель әрбiр пайдалану объектiлерiнiң (шоғырдың) алаңдары мен қималары бойынша көмiрсутектерi қорларының қазылып алынбай қалған барлық қалдықтарының жатқан орындарын бейнелеуге тиiс.

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

      329. Жер қойнауын қорғауға: жер қойнауынан мұнай мен газды өндiрудiң толықтығын қамтамасыз ету, ұтымды және жан-жақты пайдалану, жер қойнауының жоғарғы бөлiктерiнiң энергетикалық ахуалының қасиеттерiн, техногендiк процестердi (жер сiлкiну, сырғыма, су басу, топырақтың шөгуi) болдырмайтын жағдайда сақтау; ұңғымаларды бұрғылау, жайғастыру және игеру негiзiнде мұнайдың, судың және газдың қатаралық ағыны әсерiнде; сонымен қоса өндiрiс қалдықтарын және қалдық суларды iске асыруда жер асты су көздерiнiң ластануына жол бермеу.
      330. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау шаралары төмендегiлердей қарастырылады:
      мұнай, мұнай-газды, газды және газконденсатты кен орындарын игерудiң және жайғастырудың жобалау алдындағы және жобалық құжаттарында;
      жер қойнауын пайдалануға арналған келiсiмшарттарда.
      331. Табиғатты қорғау іс-шараларын іске асыру талаптарын сақтау және бақылау жер қойнауын пайдаланушыға жүктеледі.
      332. Мұнай, газ, конденсат орындарын игеру инженерлiк-геологиялық, гидрогеологиялық, геоэкологиялық және басқа да зерттеулердiң қорытындылары негiзiнде жүргiзiледi. Қосымша жүргiзiлетiн жұмыстардың қажеттiлiгiн табиғатты қорғау нормативтік құжаттарының талаптарын жобалау ұйымдары белгілейді.
      333. Мұнай, мұнай-газды, газды және газконденсатты кен орындарын барлау, бұрғылау және игеру кезінде тек экологиялық таза технологиясы мен химиялық өнiмдерi, жоғары сапалы технология мен жабдық егер әлемдік стандарттардың талаптары қазақстандықтан төмен болмаса, оның iшiнде жоғары құрамдағы күкiртқышқылының деңгейi Қазақстан Республикасының және әлемдік стандарттарға сәйкес келсе қолданылады.
      334. Жобада таңдап алынған технологиялық параметрлердің экологиялық қауіп дәрежесі бойынша ең мықты әлемдік аналогтармен салыстырылған бағасы беріледі.
      Көмірсутек шикізаты кен орнын өнеркәсіптік игеру бойынша жобалау құжатында міндетті түрде ілеспе газды қайта өңдеу (кәдеге жарату) жөніндегі бөлім қамтылуы тиіс.
      335. Қоршаған ортаның ластануы мен әсер етуінің негiзгi көздеріне мыналар жатады:
      ұңғыманы бұрғылау кезiнде: бұрғы және цемент ерiтiндiлерiн химиялық дәнекермен дайындау (гидроциклон, вибросит), айналу жүйесі; сорғы блогы; ұңғыма сағасы; жуу сұйықтығын сақтайтын қосалқы қамбалар, бұрғылау қалдықтары (қойыртпақ, ағын сулар, бұрғы ерiтiндiсi) жанар-жағармай және олардың қамбасы, бұрғылау мен тампонаж ерітіндiлерiн дайындайтын химиялық заттар, пайдаланған сулар басқа да қалдықтар;
      ұңғымаларды сынау кезiнде: құбырдың сыртындағы кеңiстiкпен кигiзбе құбырлардың ақаулықтар арқылы кешен арасындағы ағындысы, атқылау арматурасы, жандыру қондырғысы, мұнай, газ, конденсат минералданған қат суы, ұңғымадағы апат кезiндегi лақтыру өнiмдерi (қатты флюидтер, тампонаж қоспалары);
      ұңғымаларды консервациялау және жою кезiнде: бағандардың саңлаусыздығы, кигiзбе құбырлар, атқылау арматурасы, жоғарғы қысымды жапқыш, қайта шапшылағанда қаттың үгiлуi, газ бен қаттың, судың, газ бүркемесiнiң шығуы мұнай, газ, конденсат, минералданған су.
      336. Ұңғылардың берiктiгi, технологиялық қауiпсiздiк жағынан қоршаған ортаға зиян келмейтiндей деңгейде болуы керек, ол үшiн ұңғылар көп жылға төзiмдi, сапасы жоғары, жер бетiнен белгiленген төмендiкте орнатылуы стандартқа сәйкес келуi керек.
      337. Ұңғыларды бұрғылау электр жетектерiн пайдалану арқылы жүзеге асырылады. Егер бұрғылау жұмыстары дизельгенератор немесе дизель жетегі арқылы атқарылса, атмосфераға шығарылатын газдар аз деңгейде болуы қажет.
      338. 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.
      339. Бұрғылау жұмыстарын жүргiзбес бұрын бу өткiзу жолдарын, айналу жүйесiн, бұрғы ерiтiндiсiн дайындау және тазарту блоктары, химиялық реагенттер сақтау қоймалары, бұрғылау мұнараның орны, ағу мүмкiндiгi бар жанар-жағармай қоймасы, тағы да басқа улы заттары бар ғимараттар тексерiлiп, жұмысқа жарайтын дәрежеге келтiрiлуi қажет.
      340. Ауыл шаруашылығына пайдаланылатын құнарлылығы жоғары жерлерде, бұрғылау жабдықтарды құруға дайындық жұмыстарын жүргізу кезiнде, болашақта бүлiнетiн жердi қалпына келтiру үшiн құнарлылығы жоғары жер қаты алынып, бөлек сақталынады.
      341. Ұңғымаларды орнатуға бөлiнген учаскелерден тысқары жерлерде өсiмдiктерге және жер бетiне зиян келтiруге рұқсат етілмейді.
      342. Бұрғылау қалдықтарының бұрғылау алаңының аумағына түсуін және улы заттардың табиғи объектiлерге көшуін болдырмау үшiн оларды ұйымдасқан түрде жинау, сақтау инженерлiк жүйесі мен технологиялық алаңдарды гидроизоляциялау көзделеді.
      343. Ұңғымалардың құрылысы қамбасыз дайындау және бұрғылау ерітіндісін тазарту мен ұңғыманы бұрғылау тәсілін қатаң қолданумен жүзеге асырылады. Құйма қамбаларының құрылысы қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті органмен және Қазақстан Республикасының басқа да мемлекеттік органдарымен келісім бойынша олардың құзыреті шегінде рұқсат етіледі.
      344. Бұрғылау және кәріз суағарларын су қоймаларына және жер асты сулы қаттарына ағызуға тыйым салынады. Мемлекеттiк бақылау органдарының рұқсатын алған жағдайда бұрғылауды, пайдаланған суларды, тұзсыз және бальнеологиялық суы жоқ, жер асты қатына айдауға болады.
      345. Жер қойнауын пайдаланушы пайдаланылған бұрғылау процесінде қайта пайдалану, қоршаған ортаға қайтару үшін өңделген бұрғылау ерiтiндiсiн, бұрғылаудың ағынды суларын және бұрғыланған таужынысты (үгіндіні) мұнай мен газ саласындағы уәкілетті орган бекіткен нұсқаулыққа сәйкес кәдеге жарату, бейтараптандыру жұмыстарын жүргiзедi.
      346. Сулы горизонттарды бұрғылау кезінде шаруашылық-ауыз сумен жабдықтаушы көздер ретінде қоршаған ортаны қорғау және денсаулық сақтау саласындағы уәкілетті органмен келісілген токсикологиялық сипаттамалары болуы тиiс бұрғы және цемент ерiтiндiсiн дайындау үшін қолданылатын химиялық реагенттер пайдаланылуы мүмкін. Сулы қаттардың астасу аралығы тұйықталуға тиісті.
      347. Жұтылу жағдайларында ұңғымаларды бұрғылау кезiнде құрамында шаруашылық ауызсуы бар ерітінділер мен материалдардың қатқа түсуіне жол берілмейді. Бұл ретте, тез қататын қоспалар, әр түрлi құрылғылар және технологиялық процестер, сондай-ақ бұрғылаудағы көбiктi, ауалы ерiтiндiлер және басқалар қолданылады.
      348. Ұңғымаларды сынау алдында мыналар тексерiліп, қамтамасыз етiледі: берiктiлiгi және шығу жүйесiнiң сенiмдiлiгi, сынау ұңғымаларының (сеператорлардың) өнiмдердi бөлу қоңдырғысы, мұнай қоймаларының судан оқшаулануы, өлшеу құрылғысы, сыйымдылықтар, алаулар, айырғыштың алаңқайы және оның қоршауы.
      349. Ұңғымаларды сынау процесінде өндiрiлген мұнай, конденсат, минералданған су ыдысқа жиналып, белгiленген тәртіппен келiсiлген жерлерге жөнелтiледi. Теңізде барлау ұңғымаларын сынау кезінде экологиялық сараптама нәтижесі бойынша көмірсутектерді алауда жағу қоршаған орта үшін газды кәдеге жаратудың ең қауіпсіз әдісі деп танылды.
      350. Кен орнын игеруге дайындау кезiнде барлық мұнай-газ қаттарында сынамалау бойынша оларда судың болуына жұмыстар жүргiзiледi. Осы қаттарды сынамалау кезінде су алған жағдайда, олардың химиялық, газ құрамын зерттеу, су түсу көзін нақтылау жөнінде зерттеу жұмыстары жүргізіледі және қажет болған жағдайда, оқшаулау жұмыстарынан кейiн оларға қайта сынамалау жүргізіледі.
      351. Пайдалану құбырының сыртындағы цемент ерiтiндiсiнiң көтерiлу биiктiгi жер қойнауын қорғау жобасы мен талабына жауап берсе, онда ұңғымаларды игеру және сынау жұмыстары орындалады.
      352. Жоғарғы қысымды, атқылау және ашық шапшылау қаупi бар қаттарды аршығанда, ұңғыманың орнатылған сағасы атқылауға қарсы қондырғылармен жабдықталады, ұңғыманы бұрғылау техникалық жобаға сәйкес жуу сұйықтығын қолдану арқылы жүргізіледi.
      353. Күкiртсутекті қаттарды аршу персоналдың қатты бұрғылау мен аршуға дайындығы тексерiлгеннен және белгіленгеннен кейін және көмірсутегі шикізатының (ашық фонтан) авариялық шығарындысы жағдайында ықтимал газданушылық аймағында жұмысшылар мен тұрғындарды қорғау жөнінде іс-шаралардың орындалуын тексергеннен кейiн жұмысты жүргізуге жауапты адамның басшылығымен жүргізіледі.
      354. Мұнай-газ белгісі байқалған кезде ұңғыманың сағасы саңылаусызданады және одан әрі аварияларды жою жоспарына сәйкес жұмыстар жүргiзіледi.
      355. Ұңғымада күкiртсутегiнің болуы кезінде бұрғылау ерiтiндiсi күкiртсутегiн бейтараптандырғышпен өңделедi.
      356. Өнімдi кәдеге жаратуға мүмкiндiк болмаған жағдайда жануын үнемі ұстаумен газды ауаға жағусыз немесе бейтараптандырып барлау және пайдалану ұңғымаларын игеруге және зерттеуге рұқсат етілмейді.
      357. Ұңғыманы игеру және гидродинамикалық зерттеу жөнінде жұмыстың аяқталуы бойынша жұмыс аймағының ауа құрамында күкiртсутегiнiң болуы және саға арматурасының саңлаусыздығы тексерiледi.
      358. Мұнай-газ белгісі байқалған кезде ұңғымаларды жөндеу жұмыстары дереу тоқтатылып, ұңғыма бейтараптандырғышпен өңделген сұйықпен қайта бастырылады.
      359. Техникалық жағдайларға байланысты бұрғылау аяқталмаған ұңғымаларда (авария немесе сапасы төмен желі) бұрғыланған қимасында мұнай-газды су қаты анықталса, онда сол қаттардың арасында көмірсутекті шикізат пен сұйықтықтың құйылысын болдырмау мақсатында оқшаулау жұмыстары жүргізіледі.
      360. Көмірсутек негізіндегі бұрғылау ерітінділерін қолдану кезінде қоршаған ауа ортасының (ізбес-битум, инвертті эмульсия және басқалар) газданушылығын болдырмау жөнінде шаралар қабылданады. Газданушылығын бақылау үшін роторда, ерітінді дайындау блогында және сорғы үй-жайларында ауа ортасына өлшеу жүргізіледі, ал газданушылық байқалған кезде оны жою жөнінде шаралар қабылданады.
      361. Ашық фонтанды тоқтату жөніндегі жұмыстарды белгiленген тәртiппен жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті орган құрған штаб әзірленген арнайы жоспар бойынша жүргiзедi.
      362. Бұрғылау қондырғысы үй-жайлары бергіштен күкiртсутегiне шекті рұқсат етілген концентрациясына жеткенде қосылатын сорма желдеткiштермен жабдықталуы тиіс. Бұрғылау қондырғысы үй-жайларын желдеткiш жабдықтармен жарақтандыру кестесi өндірістік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті органның аумақтық органдарымен келiсiледі.
      363. Ұңғымаларды бұрғылау, игеру (сынау) және жабдықтарды бөлшектеу жұмыстары аяқталғаннан кейін жобалау шешiмiне сәйкес жер учаскесiн қалпына келтiру (рекультивация) жөнінде жұмыстар жүргiзiледi.
      364. Ең шеткi пайдалану ұңғымасынан, сондай-ақ көмірсутегі кен орнының әр объектісінен, өлшемi қазiргi санитарлық қағида бойынша белгіленетін санитарлық-қорғау аймағы анықталады. Күкiртсутегi бар көмірсутегі шикізаты кен орындары үшін ықтимал авариялық шығарындылар көлемінен және күкiртсутегiнiң шашырауы жағдайларынан шыға отырып, санитарлық-қорғау аймағы анықталады.
      365. Сейсмикалық әрекеттердiң нақты ошағын айқындау және зерттеу заңдылығын, оның уақытында кеңiстiкте жылжуын, жер сiлкiнiсiнiң механизмiн анықтау үшiн, сейсмикалық белсенділігінің нақты ошақтарын табу мақсатында игеру кен орындары ауданының сейсмикалық және геодинамикалық режимiн қадағалау жүзеге асырылады.
      366. Өндiру және айдамалау ұңғымаларын игеру мен пайдалану көмірсутегі шикізатының ашық атқылауына, қатқа айдалынатын судың шығын болуына жол бермеу ұңғыманы тиістi жабдықтау кезінде жүргiзiледi.
      367. Ұңғыма түрлерін пайдалану құбырларының саңлаусыздығының бұзылуымен, қатаралық ағындарының болуымен, құбыр сыртындағы цемент тастарының болмауымен, сағалық ернемектiк қосылыстарын өткізумен, сондай-ақ ақау ұңғымаларды игеруге, сынауға және пайдалануға рұқсат етілмейді.
      368. Ақау ұңғымаларды 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 ақау ұңғымаларында жүзеге асырылады.
      369. Әр жаңа кен орындарында көмірсутегі шикізатын өндiруді қарқындандырудың кез келген әдісін нақты жүзеге асыру ұңғыманың колонна бүтіндігін және цемент қоршауын қамтамасыз ететін негiзгi процес өлшемдерiн негіздеу мақсатында жүргізілген тәжiрибелiк зерттеулер болады.
      370. Көмірсутегі шикізатының кен орындарын игеру кезінде химиялық реагенттердi (индикаторларды) қолданудың қажетті жағдайы шоғырдың геологиялық қатарын және гидрогеологиялық жағдайын зерделеу болып табылады.
      371. Қатқа әсер ету үшін химиялық реагенттерді таңдау кезінде олардың қауіптілік сыныбын, судағы ерігіштігін, ұшпалығын ескеру қажет.
      372. 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 ықтимал жылысуы мен төгiлуiнің, негізгі процесті жүргізу технологиясының бұзылуының, пайдалану құбырлары саңлаусыздығының алдын алу қажет.
      373. Қатқа ингебиторлық тұз шөгiндiлерiн және парафин шөгiнділерін, беткі-активті заттарды, демульгаторларды айдағанда, олардың жер үстiне тасып төгiлуiне жол бермеу үшiн арнайы техника пайдаланылады.
      374. Ұңғыманы бұрғылағаннан, жерасты және күрделі жөндегеннен кейiн игеру сұйықтың төгілуін, ашық атқылауын болдырмайтын саңлаусыздандыратын құрылғымен ұңғыманы жабықтау кезінде жүргізілуі қажет.
      375. 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, гидрогеологиялық зерттеулер жүргiзу қажет.
      376. Өндiруші ұңғымаларды пайдалануды тоқтату туралы мәселенi шешу көмірсутегі шикізаты кен орындарын әзірлеу және ұйғымаларды пайдалану тиімділігі шегін белгілеу бойынша қолданыстағы ережеге сәйкес қабылданады.
      377. Егер кен орнын игеру кезiнде жер қойнауындағы көмірсутегі шикізатының қайтарымсыз жоғалуына әкелуі мүмкін көмірсутегі 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.
      378. Газды кешендi дайындау қондырғыларына қосылған пайдалану ұңғымалары атмосферада газ шығарындысынсыз және жағусыз бақылау сепараторларын пайдалану арқылы зерттелуi тиіс.
      379. Күкіртсутегі әсері жағдайында пайдаланылатын технологиялық, ішкіұңғылық жабдықтарды, пайдаланатын және лифтілік бағаналарды коррозиядан қорғау үшін коррозиялы-берік маркалы болат және коррозия ингибиторлары қолданылуы, сондай-ақ коррозия ингибиторын қолданбай-ақ, тоттанбайтын коррозиялы-берік болат, арнайы жабын және өнімнің коррозиялық белсенділігін азайтатын технологиялық әдістер пайдаланылуы тиіс.
      380. Коррозиялық белсенді ортада пайдаланылатын, ішкіұңғылық жабдықтар, технологиялық аппараттар, шеген құбырлары және басқа да жабдықтар, сульфидтік шытынауға берік болуы тиіс.
      381. Қондырғыларда, үй-жайларда және өндірістік алаңдарда, жұмыс аумағына күкіртсутегінің тарау мүмкіндігі болғанда, ауа кеңістігін автоматты стационарлық газдабылберумен, сондай-ақ күкіртсутегінің жиналу мүмкіндігі бар жерлерде кезеңдік газдабылберушілермен немесе газталдауыштармен бақылау жүзеге асырылады.
      382. Қат қысымын қолдау жүйесінің сенiмдiлiгiн арттыру жөнінде шаралар қабылданады. Қолданыстағы сарқынды 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.
      383. 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.
      384. Қат суларын далаға, жоғары су көздерiне ағызуға, жерасты суларын ластауға әкелетін жерасты горизонттарға айдауға, сондай-ақ құрамында күкiртсутегi бар сұйықтарды бейтараптандырмай ашық су кәріздеріне ағызуға рұқсат етілмейді.
      385. Күкiртсутегiнің жоғары құрамымен қат сулары жабық ыдыстарда өңделуi және ұсталуы тиіс.
      386. Өндiрiстiк ағындарды жер астына көму оларды шаруашылық-ауыз су және бальнеологиялық мақсаттар үшiн пайдаланылатын немесе пайдаланылуы мүмкін жерасты суы жоқ тоғыту ұңғымаларына, сенімді оқшауланған жұтылу горизонттарына айдамалау арқылы жүзеге асырылады.
      387. Өндiрiстiк ағындарды жұтылу горизонттарына жерасты көму басқадай шешiм болмаған жағдайда ғана рұқсат етіледі:
      шоғырларды суландырмай игеру кезінде;
      суландыру жүйесiнің құрылысына дейін бастапқы өндiру кезiнде өндiрiстiк 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 өндiрiстiк ағындарды тазартудың ақталмаған күрделі технологиясы кезінде.
      388. Өндірістік ағындарды терең көмуді жүргізу үшін оның аумағында қалдықтарды жинау және жоюға, олардың жер қойнауындағы жағдайы мен орын ауыстыруын бақылауға арналған үстіңгі және жерасты құрылыстар кешені орналастырылатын арнайы объект (полигон) құрылады.
      389. 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.
      390. Терең көму қауіпсіздігі:
      геологиялық орта қасиеттерімен, жер қойнауындағы геохимиялық және физика-химиялық үрдістердің сипатымен, сондай-ақ оған айдалатын қалдықтардың техногендік әсерімен;
      таужыныстарында жасанды ыдыстарға немесе коллекторларды өнеркәсіптік қалдықпен толтыру технологиясы;
      инженерлік құрылыстардың және бақылау жүйелерінің жағдайымен анықталады.
      391. Өндірістің сұйық қалдықтарын көму, сарқынды суларды түсіру Қазақстан Республикасының экологиялық заңнамасының талаптарына сәйкес жүзеге асырылады.
      392. Кәсіпшілік аумағында мұнай шлам қамбаларын орналастыруға рұқсат етілмейді, бар шлам жинақтағыштардың ішіндегісі қайта өңдеуге немесе кәдеге жаратуға жатады, кейіннен жойылған қамбалардың аумағындағы жер қайта қопсытылады.
      393. Жер қойнауын пайдаланушы жерасты суларының жағдайына инженерлік ұңғымалар желісі арқылы (кен орнының периметрі бойынша), сондай-ақ шлам жинақтағыштары орналасқан ауданда бақылауды жүзеге асырады.

3. Қатты және кең таралған пайдалы қазбаларды барлау және өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану
3.1. Қатты және кең таралған пайдалы қазбаларды барлау

      394. Жер қойнауы пайдаланушы пайдалы қазбаларға барлау жүргізу кезінде мыналарды қамтамасыз етуі тиіс:
      геологиялық барлау жұмыстарын жобалау құжаттарына және келісімшарттың жұмыс бағдарламасына қатаң сәйкестікте жүргізуі;
      геологиялық барлау жұмыстарының барлық кезеңінде келісімшарттың аумағы шектерінде барлық пайдалы компоненттерін зерттеу кешенділігі;
      геологиялық барлау жұмыстары кезенділігін жүргізу дәйектілігі;
      зерттелетін жер қойнауын пайдалану объектісіне сәйкес барлау әдісін таңдау, барлау желісінің тығыздығы және барлаудың таңдалған техникалық құралдарының оңтайлайлығы;
      геофизикалық зерттеу, пайдалы қазбаларды сынамалау деректерінің дұрыстығы және олардың мерзімділігі (атызды, кернді, шламды);
      сынама алу тәсілдерінің негіздемесі, алу әдістері, талдау жұмыстарының сапасы;
      барлау деректерінің, сынамаларды алу және өңдеу, талдау жұмыстарының сапасын бақылау нәтижелерінің сенімділігі;
      барлық келісімшарт аумағындағы геологиялық зерттеудің толықтығы және минералдану ауқымының байқалуы;
      пайдалы қазбалардың сапасын және технологиялық қасиеттерін негізгі және ілеспе пайдалы қазбалардың және оның компоненттер кешенін анықтаумен жан-жақты зерттеу;
      геологиялық құжаттаманың орындалу уақытылылығы мен сапасы (сынамалау жоспарлары, геологиялық карталары және олардың тілімдері, кенді денелердің, аймақтардың геологиялық контурларын енгізу, тау-кен барлау қазылымдарының суреттемесі);
      келісімшарт талаптарына сәйкес келісімшарт аумағын қайтарудың уақытылығы.
      395. Сынама алу геологиялық барлау жұмыстарын және сынама алуды жүзеге асырушы негізгі ұйымның тиісті геологиялық құжаттамасымен сүйемелденеді.
      396. Ішкі және сыртқы геологиялық сынамалау бақылауын жүргізу кемінде тоқсанына бір рет жүзеге асырылады.
      397. Іздестіру-бағалау жұмыстары кезінде минералдық-технологиялық және кіші технологиялық сынамаларды алуға рұқсат етіледі.
      398. Кенорындарында, кендердің бірнеше өнеркәсіптік түрлері болған кезде технологиялық сынаманы алу және оларды зерттеу кеннің әр түріне жеке жүргізіледі.
      399. Барлау жұмыстарын жүргізу минералдық шикізаттың ақталмаған шығындарын және оның сапасын төмендетуді жоятын әдістермен және тәсілдермен жүзеге асырылады.
      400. Барлау жүргізу процесінде өткен барлық барлау қазылымдары құжаттанады. Геологиялық құжаттамада жер қойнауын сенімді зерттеу үшін қажетті барлық дәлелдер көрсетіледі.
      401. Бағалау жұмыстары процесінде белгіленген заңнамалық тәртіппен бекітілген жобалық құжаттардың негізінде кенорнын тәжірибелік-өндірістік пайдалануды жүргізуге рұқсат етіледі.

3.2. Қатты және кең таралған пайдалы қазбаларды өндіру

      402. Өндіруге жер қойнауын пайдалану құқығына ие жер қойнауын пайдаланушы пайдалы қазбалар қорының мемлекеттік сараптамасын өткізгеннен кейін ғана өндіруді бастауға құқылы. Пайдалы қазбалардың барланған қорларын игеру пайдалылығы туралы мемлекеттік сараптаманың қорытындысы мемлекеттік есепке алудың негізі болып табылады.
      403. Жер қойнауын пайдалану жөнінде операцияларды жүргізу кезінде жер қойнауын пайдаланушы:
      лицензиялық келісімшарт талаптары мен бекітілген жобалау құжаттары шешімдерінің орындалуын;
      келісімшарт аумағы шектерінде игеруге жататын жер қойнауынан барлық пайдалы қазбалардың барынша және экономикалық мақсатты алынуын;
      өндірістік маңызы бар оқшауланған кенді денелерді, қаттар мен шоғырларды игеру мүмкіндігін;
      кенорыны қорын оларды өңдеу қиындығына әкелетін қауіпті техногендік процестердің білінуінен, өндірістік бағасының төмендеуінен, пайдалы қазбаларды алу толықтығы мен сапасының төмендеуінен қорғауды;
      кенорнын игеру кезінде жер қойнауынан алынған және қалған негізгі және бірге астасқан пайдалы қазба қорларының, минералдық шикізат және өндіріс қалдықтарының анық есебін;
      пайдалы қазбаларды өндірудің және кен өңдеудің барлық кезеңдерінде жер қойнауының минералдық ресурстарын ұтымды және кешенді пайдалануын;
      бай учаскелерді іріктеп игеруге жол берместен пайдалы қазбаларды жер қойнауынан алудың толықтығын қамтамасыз етуді;
      пайдалы қазбалар қорларының аршылған, дайындалған және алуға дайын нормативтерінің сақталуын;
      өндірістік және тұрмыстық қалдықтарды жинау және орналастыру кезінде олардың су жинау алаңдарында және пайдалы қазбаларға астасқан жерлерінде жиналуын болғызбау мақсатында экологиялық және санитарлық-эпидемиологиялық талаптарды;
      пайдалы қазбалар қорларының шамасын және құрылымын сенімді бағалау үшін жер қойнауын алдын ала геологиялық зерттеудің толықтығы;
      кенорынын игеру кезінде бекітілген сапасының сақталуын қамтамасыз етеді.
      404. Болашақта олардың алынуы кезінде қиындықтарды, осы қорлардың толық немесе ішінара жоғалуын туындататын пайдалы қазбалар қорларының қалуына жол берілмейді.
      405. Көп компонентті минералдық шикізатты оны кешенді пайдалануды қамтамасыз етпей-ақ өңдеуге жол берілмейді.
      406. Өндірілген пайдалы қазбалардың геологиялық және маркшейдерлік көлемі және сапасының деректерін, өңдеу өндірісінің есептік деректері бойынша түзетуіне жол берілмейді.
      407. Аршу және дайындау-кесу жұмыстарын жүргізудің таңдап алынған тәсілдері, көлемдері мен мерзімдері аршылған, дайындалған және алуға дайын қорларының белгіленген нормативтерін қамтамасыз етуі тиіс.
      408. 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 қазбалардың жеке алуын жүргізеді;
      оларды өндіру мен шығындарының есебін жүргізеді;
      өндірілген пайдалы қазбалардың тұтынғанға дейін бөлек жиналуын және сақталуын қамтамасыз етеді.
      409. Кенорнын (шахта алаңын) аршу және игеру процесінде пайдалы қазбалардың балансты және баланстан тыс қорларымен оған жанасқан дене учаскілерінің (қаттар, кен шоғырлары) бүлінуіне жол берілмейді.
      410. Пайдалы қазбалардың алуға дайын қорларының көлемі мен сапасының, пайдалану шығындарының және құнарсыздануының нормативтері алыну бірліктері бойынша белгіленуі тиіс.
      411. Кенорнын 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.
      412. Кенорнын ашық және жерасты 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 әзірленуде.
      413. Өндіру жұмыс процесінде жер қойнауын пайдаланушылар:
      пайдалы қазбалардың алуға дайын қорларының көлемі мен сапасының, пайдалану шығындарының және құнарсыздануының нормативтері алыну бірліктері бойынша белгілейді;
      тазарту оқпантүптерінде жүйелі геологиялық қадағалау жүргізеді және тау-кен жұмыстарын жедел басқару үшін уақытылы геологиялық болжауды қамтамасыз етеді;
      өндіру және шығындар нормативтерінің есебін әр алыну бірлігі бойынша жүргізеді;
      пайдалы қазбалардың уақытша белсенді емес қорларының құрылуына, қосылатын таужыныстарының контактілерінде және кіші қалыңдықты дене учаскілерінде (шоғырларда, қаттарда) шығындарға жол берілмейді;
      нормативтен жоғары шығындарды және құнарсыздануды болдырмау жөнінде 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% кем болмауы тиіс көлемде жүзеге асырылуы тиіс;
      тау массиві, геологиялық-тектоникалық бұзылыстар және кенорнын игеру кезінде туындаған басқа да құбылыстардың жағдайына үнемі бақылау жүргізеді.
      414. Өндіру (тазарту) жұмыстарын жүргізу кезінде тыйым салынады:
      пайдалы қазбалар баланстық қорларын негізделмеген шығындарына әкелетін кенорнының мол немесе жеңіл алынатын учаскілерін 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 кеулеуіне;
      нормативтен жоғары шығындар мен құнарсыздануына;
      алыну бірліктерінің белгіленген мерзімдерінің бұзылуына.
      415. Кенорнын аршу, дайындау және өндіру жұмыстары, оның ішінде тәжірибелік-өндірістік өндіру жобалау құжаттарына қатаң сәйкестікте жүргізілуі тиіс.
      Тау-кен геологиялық және тау-кен техникалық жағдайларының өзгеруі кезінде жобалау құжаттарына уақытылы және белгіленген тәртіпте тиісті толықтырулар мен өзгерістер енгізіледі.
      416. Кенорнын игеру жобасы кен өндіру ұйымымен, пайдалы қазбалардың бекітілген қорларының және белгіленген тәртіппен берілген тау-кен бөлігі актісінің болуы кезінде әзірленеді.
      Кенорнын игеруге жобалау құжаттарында:
      жерүсті және жерасты құрылыстарының орналасуы; пайдалы қазбалар кенорнын аршу тәсілдері мен игеру жүйесі; негізгі балансты және солармен бірге астасатын пайдалы қазбалар қорларын жер қойнауынан ең толық, кешенді алуды, ұтымды және тиімді пайдалануды қамтамасыз ететін өнеркәсіптік процестерді механикаландыру және автоматтандыру құралдарын қолдану;
      келісімшарттық аумақ шектерінде кенорны қорларын толық игергенге дейінгі мерзімде пайдалы қазбалардың өндіру көлемдерімен және сапалық 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 өлшемдерінің негіздемесі;
      жер қойнауындағы немесе кейіннен оларды өндірістік игеру үшін баланстан шектелген қорларын сақтау;
      құрылыс материалдарын өндіру үшін құрылыс материалдары немесе шикізат ретінде тау-кен қазылымдарын толтыру үшін өндірістің қатты қалдықтарын пайдалану мүмкіндігі;
      сапасыз өңдеу өнімдерін және өндіріс қалдықтарын оларды кейіннен пайдалану мақсатында бөлек қатпарлануы;
      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 зерттеу (егжей-тегжейлі және өндірістік барлау) геологиялық және маркшейдерлік жұмыспен қамтамасыз ету;
      сорғытқы 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 жерлердің қайта өңдеу жөніндегі шаралар;
      пайдалы қазбалар шығындарын алдын алу жөніндегі іс-шаралар;
      өндірілген және өңделген минералдық шикізат көлемі мен сапасының сенімді есебі бойынша техникалық құралдар және іс-шаралар, сондай-ақ олардың шығындары мен өндірістік қалдықтары қарастырылады.
      Қабылданатын техникалық шешімдер тиісті кесте құжаттарымен сүйемелденеді.
      Жер қойнауын пайдаланушыға лицензияның немесе келісімшарттың талаптарымен ұсынылған пайдалы қазбалар қорларын жер қойнауында қалдыруға тыйым салынады.
      417. Олардың өнеркәсіптік маңызының жойылуына немесе толық жоғалуына әкелетін кенорындарының, кенді денелердің және шоғырлардың ең мол жерлерін және жеңіл жететін учаскелерін іріктеп игеруіне әкелетін аршу және игеру жүйесінің нұсқаларына жол берілмейді.
      418. Егер пайдалы қазбалардың баланстық 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.
      419. Екі және одан көп жер қойнауын пайдаланушының пайдалы қазбалардың ірі кенорындарын игеруге, негізгі және бірге астасатын пайдалы қазбалар қорларын жер қойнауынан ең толық алуын, сондай-ақ бірге өндірілетін және уақытша пайдаланбайтын пайдалы қазбалардың есебі және сақтау бойынша шараларды қамтамасыз ететін кенорнын шахталық (ашық қазба) алаңдарына тиімді бөлуді, шахталық (ашық қазба) алаңдарын құру және іске қосу кезектілігін қарастыратын кенорнын игерудің кешенді жобасы әзірленіп жатыр.
      420. Тәжірибелік-өндірістік игеру жобасы мыналарды қамтуы тиіс:
      осы учаскеде пайдалы қазбалардың кенорны бойынша орташасы негізгісінен жоғары болмайтын құрамымен жұмыс жүргізу үшін беру учаскесін таңдауды;
      тау-кен геологиялық жағдайлары мен минералдық шикізат сапасы туралы қосымша деректерді әзірлеу және алу процестерін бақылау бойынша зерттеулер кешені;
      сынамаланатын технологияның тиімділігін бағалау үшін қажетті тәжірибелік-өндірістік игеру ұзақтығын;
      тәжірибелік-өндірістік игеру технологиясын;
      технологиялық жабдықтарға, машиналар мен механизмдерге қажеттігін;
      тәжірибелік-өндірістік игеру кезінде пайдалы қазбаларды өндіру көлемін;
      тәжірибелік-өндірістік өндірудің болжанатын технологиялық және экономикалық тиімділігі.
      Тәжірибелік-өндірістік өндіру көлемі мен мерзімдері жер қойнауының алдын ала мемлекеттік сараптамасының нәтижелері бойынша белгіленеді.
      421. Жобалау құжаттарының негізінде әр алу бірлігіне, олардың игеруіне жергілікті жоба әзірленуде. Алу бірлігін игерудің жергілікті жобасы жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі уәкілетті органның аумақтық бөлімшілерімен келісіледі.
      422. Алу бірлігінің локальдық жобасында техника-экономикалық есептер мыналарға негізделеді:
      алу бірлігінің оңтайлы өлшемдері, пайдалы қазбалардың шығын және құнарсыздану нормативтері, алыну бірлігінің шекті игеру мерзімдері;
      қажетті толықтығын және сенімділігін 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 әр алу бірлігіне паспорт жүргізіледі.
      Өндіру есебі әр алу бірлігі бойынша жүргізіледі.
      423. Игеру жобалары:
      кенорнының 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 кенорнын толық барлауды қосуы мүмкін.
      424. Кенорындарын игеру кезінде жер қойнауын, тау-кен қазылымдарын, ойық және үйінді еңістерін, топырақтардың және кентіректердің жағдайын, олардың деформациясын уақытылы анықтау, қызмет көрсету өлшемдері мен мерзімдерін белгілеу, пайдалы қазбалар шығындарын азайту мақсатында, сондай-ақ тау-кен жұмыстарын жүргізудің қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін жүйелі қадағалау жүргізіледі.
      425. Өндіру жұмыстары геологиялық және маркшейдерлік қызметтермен сүйемелденеді:
      толық көлемде және сапалық деңгейде белгіленген геологиялық және маркшейдерлік құжаттарды жүргізеді;
      тазарту жұмыстарын жүргізу кезінде пайдалы қазбаларды толық және сапалы алу көрсеткіштерінің есебін және шынайылығын 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;
      жерүстінің, 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;
      әр 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.
      Өндіру кезіндегі жер қойнауынан пайдалы қазбаларды алу көрсеткіштері есебінің уақытылылығы мен шынайылығына жауапкершілік жер қойнауын пайдаланушыға жүктеледі.
      426. Бекітілген қорлармен және игеру кезінде алынған нақты мәліметтердің айырмашылығы болған жағдайда барлау мен өндіру салыстыру материалдары жер қойнауының мемлекеттік сараптамасына ұсынылады.
      427. Жер қойнауын пайдаланушы пайдалы қазбалардың, әр жылдың бірінші қаңтарындағы жағдайы бойынша қорлардың алғашқы және жиынтық есебі негізінде қорлардың жылсайынғы есептік балансы жасалады. Оған, қорлардың, олардың өсу нәтижесінде өзгеруін, сондай-ақ өнеркәсіптік маңызын жоғалтуы ретінде немесе кейінгі геологиялық барлау жұмыстарында және кенорнын игеруде расталмаған шығынға жазуды негіздейтін материалдары қоса беріледі.
      428. 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 белгіленген заңнамалық тәртіппен бекітіледі.
      429. Барлық техногендік минералдық түзілімдер, қалдықтар және өңдеу өнімдері (қалдық және шламқоймалары, таусылған кен, таужынысы, қойыртпақ үйінділері және тағы басқалары), белгіленген заңнамалық тәртіпке сәйкес паспорттауға және есепке алуға жатады.
      430. Өңдеуге белгіленген минералдық шикізаттардың ұтымды және кешенді пайдалануына қойылған 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 кәсіпорынына минералдық шикізаттарды жеткізудің тәртібі және ырғақтылығы, алдын ала теңелетінін немесе араластыруын жүргізу үшін қажетті қор құру көздейді;
      өңдеу кәсіпорынына түсетін бастапқы шикізат көлемін анықтау өлшеумен жүзеге асырылады.
      431. Көп құрамды минералдық шикізатты оны пайдалануды кешенді қамтамасыз етпестен өңдеуге тыйым салынады, егер ол жобада көзделмесе.
      432. 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 тыйым салынады.
      433. Минералдық шикізатты өңдеу кәсіпорыны түсетін шикізаттың есебін, барлық өңдеу өнімдері мен қалдықтары бойынша шығындарды және компоненттерін үйлестіруге бақылау жүргізеді.
      Деректердің сенімділігі технологиялық және тауарлық баланстарды құру арқылы тексеріледі.

3.3. Қатты пайдалы қазбаларды игеру кезінде авторлық қадағалау

      434. Авторлық қадағалауды жылсайын қабылданған жобалық шешімдерді іске асыру үшін өндіруге жобалау құжатын жасаған жобалық ұйым жүргізеді.
      435. Авторлық қадағалау кезінде игеруді мониторингтеуде алынған ағымдағы ақпарат пайдаланылады, ал қадағалау нәтижелері жылсайын есеп түрінде баяндалады.
      436. Авторлық қадағалау бойынша жылсайынғы есепте мына ережелер көрініс табады:
      технологиялық параметрлерінің нақты қол жеткен мәндерінің сәйкестігі (немесе сәйкес еместігі) көрсетіледі;
      нақты және жобалық көрсеткіштерінің арасындағы айырмашылықтар және (немесе) жобалық шешімдерінің орындалмау себептері ашылады;
      жобалық шешімдерге қол жеткізуге және әзірлеу 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.

4. Жерасты суларын барлау және өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану
4.1 Жерасты суларын барлау

      437. Геологиялық барлау және пайдалану жұмыстарын жүргізетін жер қойнауын пайдаланушылар:
      толық кешенді зерттеу және қайтымсыз су шығынының және ұңғыманы пайдалануда сапалық қасиеттерінің жетіспеушілігін алдын-алуға қол жеткізетін жерасты су кен орындарын барлау және өндіру;
      су тасымалдаушы қаттардың ластану мүмкіндігін жою;
      егер бұл жобада қарастырылмаса, түрлі қаттар суларының ығысу және бір қаттан келесісіне (өте төменгі арынмен) ағу мүмкіндігін жою;
      жерасты суларын бақылаусыз реттелмей шығуына жол бермеу, ал апаттық жағдайларда су шығынын жою бойынша жедел іс-шаралар қабылдау;
      пайдалы компоненттері бар жерасты суларын кешенді пайдалану;
      барлау және пайдалану жұмыстары процесінде жарамсыз болып қалған жер учаскелерінде қайта құру жұмыс кешендерін жүргізу;
      438. Ауыз су және шаруашылық-тұрмыстық сумен қамтамасыз ету үшін қолданылатын немесе қолданылуы мүмкін жерасты су объектілерінің су жиналатын аудандарында қалдықтарды, қоқыстарды, зираттарды, мал қорымдарын және басқа да жерасты суларына әсер ететін объектілерді көмуге рұқсат етілмейді.
      439. Жерді жерасты су объектілерінің күйіне әсер ететін немесе әсер етуі мүмкін ағынды сулармен суландыруға тыйым салынады.
      440. Бұрғылау, оның ішінде өздігінен құйылатын және барлау ұңғымалары, сондай-ақ пайдалануға жарамсыз немесе тоқтатылған ұңғымалар реттеуші құралдарымен жабдықтауға, белгіленген тәртіпте консервациялау немесе жоюға жатады.
      441. Өзге пайдалы қазбаларды барлау және өндіруге арналған жер қойнауларын пайдалану кезінде, табиғатты пайдаланушы Қазақстан Республикасының заңнамасымен бекітілген тәртіпте жерасты сулары объектілерін қорғау бойынша шараларды қабылдауы және бұл туралы қоршаған ортаны қорғау жөніндегі су қорын пайдалану және қорғау жөніндегі, жер қойнауын зерттеу және пайдалану жөніндегі құзыретті мемлекеттік органдарға және санитарлық-эпидемиологиялық қызметтің мемлекеттік органына хабарлауы қажет.
      442. Аршылған жерасты су тасымалдаушы қаттар олардың ластануын болдырмайтын сенімді оқшаулаумен қамтамасыз етіледі.
      443. Ұңғымалар ауыз-су және тұрмыстық сумен қамтамасыз ету не болмаса емдік мақсаттар үшін жарамды немесе қолданылатын сутасымалдаушы қатты ластаушы көзі болуы мүмкін жағдайларда, өндірістік, емдік, минералдық және термалдық ағынды сулардан арылу үшін жұту ұңғымаларын бұрғылауға рұқсат етілмейді.
      444. Қажетті жерүсті су көздері жоқ және ауыз-су сапасына сай жеткілікті жерасты су қорлары бар аудандарда бұл суларды бекітілген заңнамалық тәртіпте ауыз-су және тұрмыстық сумен қамтамасыз етумен байланысты емес мақсаттар үшін уақытша пайдалануға рұқсат етіледі.
      445. Жер қойнауын пайдаланушы бұрғылау кезінде:
      барлық су тұтқыш қаттар мен өткізгіш қаттарды оқшаулауды;
      барлық құбырлардың саңылаусыздығын және олардың сенімді цементтелуін қамтамасыз етуге міндетті.
      446. Ұңғымаларды бұрғылау процесінде керн, электрлік каротаж және термокаротаж мәліметтері бойынша анықталған су тұтқыш сипатты барлық қаттар олардан өндірістік су ағынын алу мүмкіндігін анықтау мақсатында нақты зерттелуі қажет.
      447. Сынау кезінде жерасты 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.
      448. Бұрғылау ұңғымаларын толық немесе бөлшектеп жою не болмаса консервациялау кезінде соңғылары қоршаған ортаны қорғауды қамтамасыз ететін қауіпсіз күйге келтіріледі.
      449. Техникалық себептерден бұрғылау аяқталмаған, бірақ қимасында су тұтқыш қаттары бар ұңғымаларда саңылаусыздыққа тексерумен бірге цементті құю жолымен қаттарды оқшаулау қажет. Цементтеудің қанағаттандырарлықсыз жағдайында ұңғымада оның техникалық жағдайына байланысты оқшаулау-жөндеу немесе оқшаулау-жою жұмыстары жүргізілуі қажет.
      450. Ұңғымада "төменнен жоғары" әдісі бойынша бірнеше өнімді қаттарды кезекті сынау кезінде әрбір объект бөлек сыналуы қажет. Сынаудан кейін қат оның саңылаусыздыққа міндетті тексерілуімен цементті көпір орнату арқылы оқшауланады.

4.2. Жерасты суларын өндіру

      451. Өндіруге арналған жобалық құжат сәйкесінше және жерасты суы кен орындарын өңдеу негізінде жүзеге асырылатын негізгі құжат болып табылады.
      Жоба суды пайдалану объектісінің құрылысы және пайдалану үшін барлық қажетті мағлұматтарды, сонымен қатар алып тасталатын сулардың сапалық көрсеткіштері (химиялық, бактериологиялық, радиологиялық), санитарлық-қорғау және басқа белдеулер мен аймақтардың өлшемдері және олардың құрамын айқындау шарттарды, учаскенің жалпы геологиялық-гидрогеологиялық жағдайы, жерасты суларының шоғырлану тереңдіктері, жерүсті және жерасты суларының гидравликалық байланыстары, аэрациялық белдеудің литологиялық-фациалдық құрамы туралы, сондай-ақ жерасты суларының бекітілген қорлары мен құралу шарттары туралы мәліметтер, жер қойнауы және жерасты сулары күйінің мониторингі.
      452. Жерасты суларының кен орындарын өңдеу жобасы (орталықтандырылған ауыз су және шаруашылық-тұрмыстық сумен қамтамасыз ету су қақпаларының құрылысы және/немесе пайдалану):
      жерасты сулары кен орнының қысқаша геологиялық-гидрогеологиялық сипаттамасын;
      пайдалану және бақылау ұңғымаларын орналастыру орындарын белгілеуді;
      пайдалану және бақылау ұңғымаларының құрастырылымына және аталған ұңғымалар оқпанымен қиылысатын су тұтқыш қаттарды оқшаулау бойынша жұмыстарға талаптарды;
      ұңғыма сүзгілерінің құрастырылымын 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.
      453. Жерасты суларының су қақпалары жобаларында жерасты су деңгейлерін, шығымдарын, температурасын және химиялық құрамын бақылау үшін бақылау ұңғымаларының режимді торы қарастырлады.
      Ұңғымалар жобаларында бұрғылау тәсілдері белгіленеді және олардың құрастырылымы анықталады (тереңдігі, құбыр колонналарының диаметрлері, су қабылдау бөлімінің түрі, сукөтергіштер және ұңғымалар оголовкалары), сонымен қатар оларды сынау тәртібі.
      454. Жерасты суларын пайдалану кезінде келесі су қақпасы жабдықтары қолданылады: су қақпалы ұңғымалар, шахталық құдықтар, құрамдастырылған су қақпалары, сәулелік су қақпалары, кеніштер шегені.
      455. Су қақпалы жабдықтар, су тасымалдауыштар және су дайындау станциялары тәулігіне максималды суды пайдалануда орташа сағаттық шығынға жабдықталады.
      456. Ұңғыма конструкциясы:
      су шығымын, деңгейін өлшеу, су сынамасын алу мүмкіндігін;
      ұңғымаларды пайдалану барысында регенерация өткізу кезінде жөндеу жұмыстарын жүргізуді қарастырады.
      457. Минералды сулар кен орындарын өңдеудің технологиялық схемасы:
      су қақпалы жабдықтарды пайдаланудың оңтайлы режимін және бекітілген пайдалану қорларының шегінде минералды суларды таңдауды қамтамасыз ететін кен орынды 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 қақпалы жабдықтарды, айдау жүйелерін, тасымалдау, резервтеу және минералды суларды алдын-ала өңдеу (тұрақтандыру, қайнату, суыту және тағы басқалар тәсілдер) тәсілдерін;
      минералды су кен орындарына барлау бойынша жүргізілетін іс-шаралар;
      судың химиялық құрамының ерекшеліктеріне байланысты бальнеотехникалық жүйелерді жобалау және пайдалану ерекшеліктері;
      барлық тұтынушыларды минералды сулармен үздіксіз қамтамасыз ету және кен орындарды пайдаланудың рационалды жүйесін құру бойынша іс-шаралар кешені;
      кен орнын жайластыру схемасы;
      минералды су кен орындарын өңдеуді бақылау жөнінде гидрогеологиялық қадағалаулар кешені (жерасты 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 бойынша іс-шараларды белгілейді.
      458. Жерасты суларын су және санитарлық заңнамада қарастырылған жағдайларды қоспағанда табиғи емдік ресурстары бар шаруашылық қажеттіліктерге пайдалануға рұқсат етілмейді.
      459. 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 тір түрдегі минералды суды шығаруды қамтамасыз етуі қажет. Оның құрылымын қиындату және ол үшін трубаралық кеңістікті пайдалану жолымен бір ұңғымадан құрамы жағынан әртүрлі минералды суларды шығаруға жол берілмейді.
      460. Оң пьезометриялық деңгейдегі минералдық суларды тарту кезінде ұңғыма құрылымы егер қордың есеп шартымен сәйкес келсе, пайдаланудың есептелген мерзімінде өзі ағатындай етіп қамтамасыз етуі керек.
      461. Әрбір тарту құрылғыларының барлық негізгі гидрогеологиялық және гидрохимиялық мәліметтері, оның құрылымы және пайдаланылуы туралы нұсқаулықтары жайлы мәліметтер жазылған төлқұжаты болады.
      462. Жылы су көздерін жасау жобасында анықталған жылы суды кешендік пайдалану және барынша тартумен байланысты негізгі технологиялық және технико-экономикалық мәселелердің және пайдалы қазба мен қоршаған ортаны қорғау талаптарын есепке ала отырып, оптималды технико-экономикалық көрсеткіштер кезіндегі барлық бағалы сәйкес құрамдардың кешенді шешімі келтіріледі.
      463. Жылы су көздерін әзірлеу жобасы мына бөлімдерді қамтиды:
      ұңғыманы іздеу-барлау және дұрыс пайдалану кезінде алынған геологиялық-кәсіпшіліктік бастапқы деректерді;
      жасаудың таңдалған жүйесін, жылдық өндіру деңгейін негіздеу, ұңғыманың технологиялық жұмыс тәртібі, пайдалану кезінде суды орнымен жұмсау және жобаны жасаудың тиімді мерзімі, қаттық қысымын сақтау мақсаттылығын;
      жүйе негіздемесін және пайдаланылған суды төгу орнын;
      ұңғыманы зерттеу және жасалуын бақылау бойынша жұмыс көлемі және бағдарламасы;
      кәсіпті орналастыру жобасын жасау үшін бастапқы деректер.
      464. Жылы су көздерін орналастыру жобасы мақұлданған технологиялық сызбалар 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 (спарациялау, дегазациялау, тазалау, тұздан тазартуға арналған техникалық шаралар);
      тұтынушыларға (өңдеушілерге) пайдалану немесе тасымалдау үшін (олардың өнеркәсіптік ерітіндісі кезінде) пайдалы құрамдарын өңдеу мен дайындау;
      жабдықтың шіруімен күрес үшін жасалатын шаралар мен құралдары;
      ұңғыманың жұмысын (пайдалану, бақылау, пьезометриялық) бақылау мен реттеуге, сондай-ақ су орнын жасау кезеңіндегі ағымдық бақылауға қажетті шаралар мен құралдары;
      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.
      465. Өнеркәсіптік су ірку құрылысы және пайдалануын жасау сәйкес жерасты суларының орнын пайдалану учаскесін мұқият барлау мәліметтері немесе көмірқышқыл шикізат орнын барлау мәліметтері негізінде жүзеге асырылады.
      466. Өнеркәсіптік су ірку құрылысы және пайдалану жобасы мыналарды қамтиды:
      пайдаланылатын және бақыланатын ұңғыманың орналасу орнын көрсету;
      пайдаланылатын және бақыланатын ұңғыманың құрылымдарына және көрсетілген ұңғымалардың ұңғысымен түйісетін су сақтағыш көкжиектерді бейтараптандыру жөніндегі жұмыстарға қойылатын талаптар;
      пайдаланылатын және бақыланатын ұңғыманың сүзгілер құрылымын сипаттау және олардың орналасу аралықтарын көрсету;
      пайдаланылатын және бақыланатын ұңғыманың аузындағы жабдықтарға қойылатын талаптар;
      пайдаланылатын және бақыланатын ұңғыманы бұрғылау технологиясына және бұрғылау жұмыстары кезінде бақылауға қойылатын талаптар;
      тәжірибелік жұмыстарды жүргізуге қойылатын талаптар;
      өнеркәсіптік су ірку құрылысының тәртібіне және оның күзетілуіне қойылатын талаптар;
      өнеркәсіптік су орындарының шекараларындағы жерасты сулары тәртібін ұйымдастыру және бақылау жүргізуге, алынатын судың есебін жүргізу, ұңғымадағы су құрамы мен қасиетінің деңгейін бақылауды жүзеге асыруға қойылатын талаптар.
      467. Жерасты суларының су ірку құрылыстарын су реттегіш қондырғылары, су есептегіш құралдары болмаса, сондай-ақ санитарлық күзет орнатылмаса, жерасты сулары объектілерінің күйін көрсететін бақылау пункттері құрылмаса, пайдалануға беруге рұқсат етілмейді.
      468. Өнімді қатын пайдалану басқа өнімділік қатына зияны тимейтін барлық жағдайларда, барлық талаптарын міндетті түрде сақтай отырып жүзеге асырылуы қажет.
      469. Бір ұңғымада жерасты сулары бар бірнеше өнімді горизонттарды біріккен-бөлек пайдалануға жол берілмейді.
      470. Өнімді горизонттарды пайдалану кезінде пайдаланылушы көкжиектің суларын жоғары немесе төмен су сорғыш көкжиектерде жатқан сулармен араластыруға жол берілмейді.
      471. Жоғары газдалған суларды тартып, беруді қамтамасыз ететін тарту құрылғылары газбөлгіштермен және газжинағыштармен жабдықталады. Газы көп су тарту құрылғыларын мәжбүрлі түрде пайдалану газ фазасының үлкен айқындалу тереңдігіндегі сорғыштардың көмегімен жүзеге асырылуы мүмкін.
      472. Эрлифттік құрылғыларды (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.
      473. Жылы, өнеркәсіптік және емдік минералды жерасты суларының орны пайдаланылған суды спорттық-сауықтыру мақсаттарына қолданылмайтын кәдімгі канализациялық желіге жерүсті су қоймаларына немесе шаруашылыққа пайдаланылмайтын жабық жерасты тереңдіктеріне төгу тәрізді арнайы су пайдалану мәселесі шешілгенде ғана игерілуге рұқсат етіледі.
      474. Жерүсті және жерасты жабдықтары температураның қатуын, ұңғымадағы қысым мен дебитті, ұңғыма ұңғысындағы тереңдік құралын түсіруді қамтамасыз ету үшін пайдалану, бақылау және зерттеу кезінде, соның ішінде пайдалануға берілген кезінде де ыңғайлы және қауіпсіз болуы тиіс.
      475. Жылы суды, буды және минералды құрамдарды шығаруды есепке алу тұтынушыны қамтамасыз ету және бекітілген технологиялық тәртіпті сақтау, су ірку құрылысының аймағының күйін, жерүсті және ұңғымалық жабдықты бақылау, су шығару орнындағы жұмыстарды бақылауды қамтамасыз ету мақсатында жүргізіледі.
      476. Жерасты суларының орнындағы барлық ұңғыма құрылымдары бақылау-өлшеу жұмыстары үшін тиісті жағдайларды қамтамасыз етуі қажет. Бірдей уақытта бірнеше қатарды пайдаланатын ұңғымаларда әр қат бойынша жеке-жеке дебиті мен температурасын өлшеп, тексеру жүргізілуі қажет.
      477. Жерасты суларының кенін есепке алу әр ұңғымадағы (сағасында немесе жинақтау пунктінде) су шығынын қолданыстағы нормативтердің талаптарына жауап беретін өлшеу арқылы жүргізіледі.
      478. Автоматтандырылған су ірку құрылыстары мен кәсіптерінде су мен бу шығынын өлшеу тіркелген жиі тексеріліп тұратын бақылау-өлшеу құралдары арқылы жүргізіледі.
      479. Пайдалы құрамы бар жерасты 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.
      480. 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 түрде арнайы коррозиялық зерттеу жүргізуді (ғылыми-зерттеу ұйымдарын тарта отырып) ұйымдастыру қажет.
      481. Ауыз су және тұрмыстық-шаруашылық үшін пайдаланылатын немесе пайдаланылуы мүмкін жерасты 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.
      482. Жерасты су объектілеріне зияны тиетін болса, жерді ағын сулармен суаруға жол берілмейді.
      483. Егер ұңғымалар жарамды немесе ішуге және тұрмыстық су жабдықтарына немесе емдік мақсаттардағы су көкжиегін ластайтын ұңғыма болса, онда өнеркәсіптік, емдік минералдық және жылы ағын суларды төгу үшін мұндай сіңіргіш ұңғымаларды бұрғылауға жол берілмейді.
      484. Сіңіргіш ұңғымаларды, соның ішінде пайдалы қазбаларды шаймалайтын жерасты ұңғымаларын бұрғылау пайдалы қазбалар мен қоршаған ортаны қорғау мемлекеттік органдарымен, су ресурстары және санитарлық бақылау басқармасымен осы ұңғымаларды бұрғылау ауданында арнайы зерттеулер жүргізгеннен кейін берілетін оң қорытындының бар болған жағдайында ғана рұқсат етіледі.
      485. Өзара байланысы бар ұңғымалардың бірінде дебиттің азаюы немесе су берілуі толық тоқтап қалса, онда екі ұңғыманың бірі жабылуы немесе жойылуы керек.
      486. 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 ұңғысында тұз жиналып қалғанда.
      487. Ұңғыманың күрделі жөнделуіне байланысты барлық жұмыстарды техника қауіпсіздігін сақтай отырып, өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті органдардың аумақтық органдарымен келісім бойынша жер қойнауын пайдаланушылар жүргізеді.
      488. Жерасты су объектілерін пайдаланумен байланысты су ірку құрылыстарын орналастыру, жобалау, құрылысын салу, пайдалануға беру және пайдалану кезінде аумақты су алып кетуді, шөлге айналуды, жердің батпақтануын, топырақтың көшіп кетуін болдырмау шаралары қарастырылады.
      489. Сіңіргіш ұңғымалар мен құдықтарды су көздерін санитарлық күзету аймағының 1 және 2 белдемесінде орнатуға жол берілмейді.
      490. Сіңіргіш ұңғымалар мен құдықтарға радиоактивті заттары бар пайдаланылған суды төгуге жол берілмейді.
      491. 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.
      492. 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.
      493. Пайдаланылған суды тарту көкжиегін таңдаудың негізгі шарты тартылатын суды күндізгі кеңістіктен, бальнеологиялық немесе өнеркәсіптік маңыздағы ащы және минералды сулардан алшақтатып тұратын сенімді су өткізбейтін қондырғы, және мынадай түрлердің болуы – тартылатын суды қабылдауға және сыйдыруға қабілетті коллекторлар болып табылады.
      494. Пайдалы қазбалар орнын жасау кезіндегі жерасты суларының дренажын жүзеге асыру мен жобаны құрастыру кезінде бақылаудың ұсталуы мен әдістері таулы массивтің құрғау қарқыны туралы, бұзылған гидродинамикалық тәртіптің барлық алаңындағы жерасты 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.

4.3. Жерасты суларын игеру кезіндегі авторлық қадағалау

      495. Авторлық қадағалауды жылсайын қабылданған жобалық шешімдерді іске асыру үшін өндіруге жобалау құжатын жасаған жобалық ұйым жүргізеді.
      496. Авторлық қадағалау кезінде алынған ағымдағы ақпараттар пайдаланылады, ал қадағалау нәтижелері жыл сайын есеп ретінде баяндалады.
      497. 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 әзірлеу 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.