ИПС "Әділет"

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

Сноска. Преамбула – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Утвердить прилагаемые Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр.

2. Департаменту развития нефтяной промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

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

2) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его копии в бумажном и электронном виде на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

3) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания;

4) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

5) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2), 3) и 4) настоящего пункта.

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

5. Настоящий приказ вводится в действие с 29 июня 2018 года и подлежит официальному опубликованию.

Министр энергетики
Республики Казахстан

К. Бозумбаев

"СОГЛАСОВАН"
Министр по инвестициям и развитию
Республики Казахстан
_____________ Ж. Касымбек
18 июня 2018 года

"СОГЛАСОВАН"
Министр финансов
Республики Казахстан
_____________ Б. Султанов
20 июня 2018 года

"СОГЛАСОВАН"
Министр национальной экономики
Республики Казахстан
_____________ Т. Сулейменов
19 июня 2018 года

Утверждены
приказом Министра энергетики
Республики Казахстан
от 15 июня 2018 года № 239

Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр

РАЗДЕЛ I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Настоящие Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр (далее – Правила) разработаны в соответствии с пунктом 11 статьи 121 и пунктом 3 статьи 184 Кодекса Республики Казахстан от 27 декабря 2017 года "О недрах и недропользовании" (далее – Кодекс).

2. Настоящие Правила устанавливают требования к разведке и разработке месторождений углеводородов и разработке месторождений урана, расположенных на территории Республики Казахстан, и предназначены для использования компетентным органом Республики Казахстан, уполномоченным органом в области углеводородов, уполномоченным органом в области урана и их территориальными органами, недропользователями (операторов, доверительных управляющих) и организациями.

По иным видам полезных ископаемых требования данных Правил не распространяются.

3. Положения настоящих Правил распространяются на всех недропользователей (операторов, управляющих компаний, доверительных управляющих) независимо от форм собственности и даты заключения контрактов на недропользование, в том числе соглашений о разделе продукции, за исключением случаев, предусмотренных настоящими Правилами.

4. Проектные документы в сфере недропользования по углеводородам и в области добычи урана, утвержденные до вступления в силу настоящих Правил, действуют до окончания срока их действия и порядок ведения разведки и разработки по этим проектам регулируется положениями настоящих Правил, за исключением глав 4, 6, 10,.

5. В Правилах используются следующие основные понятия:

1) углеводороды - нефть, сырой газ и природный битум;

2) нефть - сырая нефть, газовый конденсат, а также углеводороды, полученные после очистки сырой нефти и обработки горючих сланцев, нефтебитуминозных пород или смолистых песков;

3) залежь углеводородов - часть недр, содержащая изолированное природное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором и покрышкой из непроницаемых пород;

4) месторождение углеводородов - залежь или совокупность залежей, относящихся к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади, отчет по подсчету запасов которых получил положительное заключение предусмотренной Кодексом государственной экспертизы недр;

5) геологические запасы – запасы углеводородов, находящиеся в залежах;

6) запасы углеводородов – масса нефти, конденсата, а также объем газа в залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 200С) условиям;

7) опробование пласта - комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценку характера насыщенности пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта и дебита скважин. Опробование пластов проводится как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и в эксплуатационной колонне;

8) испытание скважины – временная эксплуатация скважины в исследовательских целях в период разведки и доразведки участка добычи в период добычи;

9) независимые скважины – первоочередные поисковые или оценочные скважины, бурение которых проводят для выяснения основных черт строения залежи (совокупности залежей) и их размещение намечается по данным геофизических исследований, результатам поискового бурения;

10) зависимые скважины – поисковые или оценочные скважины, целесообразность бурения и точки заложения которых определяются по результатам бурения независимых скважин или других геологических исследований, предусмотренных в проекте разведочных работ с целью уточнения геологического строения залежи;

11) Пробная эксплуатация - работы, проводимые с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин для составления проекта разработки месторождения. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию скважин и добычу углеводородов в исследовательских целях;

12) разработка (промышленная разработка) месторождения углеводородов – добыча углеводородов, проводимая в период добычи;

13) сложные проекты разведки углеводородов – проекты, к которым относятся:

морские проекты, предусматривающие разведку и (или) добычу любых углеводородов на участке (участках) недр, который (которые) полностью или частично расположен (расположены) в пределах казахстанского сектора Каспийского или Аральского моря;

газовые проекты на суше, предусматривающие разведку и (или) добычу углеводородов на участке (участках) недр, содержащем (содержащих) газовую или газоконденсатную залежь или месторождение с долей объема нефтенасыщенной части двадцать пять процентов и менее от общего объема углеводородов залежи или месторождения;

проекты на суше, предусматривающие разведку и добычу углеводородов на любом участке недр, с не менее чем одним из следующих параметров: содержащем запасы нетрадиционных углеводородов; абсолютная глубина самой верхней точки, выявленной (выявленного) залежи (месторождения) углеводородов составляет не менее 4500 метров; содержание сероводорода в обнаруженной (обнаруженном) залежи (месторождении) составляет в пластовом флюиде 3,5 и более процента; обнаруженная (обнаруженное) залежь (месторождение) характеризуется аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности 1,5 и более, который определяется как отношение пластового давления к гидростатическому давлению с плотностью жидкости 1000 кг/м³ в стволе скважины; обнаруженная (обнаруженное) залежь (месторождение) располагается под солевыми отложениями толщиной более 100 метров; обнаруженная залежь относится к неструктурным ловушкам;

14) базовые проектные документы в сфере недропользования по углеводородам –проект разведочных работ; проект пробной эксплуатации; проект разработки месторождения углеводородов;

15) технические проектные документы – документы, разрабатываемые на основе базовых проектных документов, включая, но, не ограничиваясь, следующими проектными документами: проект сейсмических работ; технический проект на бурение скважин; проект обустройства, проект консервации участка недр; проект ликвидации или консервации технологических объектов; проект ликвидации последствий недропользования по углеводородам;

16) подсчет запасов углеводородов - детальное изучение недр, объединяющее в себе все сведения, полученные в процессе поисков, оценки, пробной эксплуатации и промышленной разработки залежей углеводородов, по результатам которого подсчитывается количество и дается оценка качества запасов углеводородов;

17) оперативный подсчет запасов углеводородов – оценка запасов углеводородов по вновь обнаруженным залежам углеводородов на основе первичных сведений, полученных в процессе проведения поисков и оценки залежей углеводородов;

18) геологические запасы урана –запасы урана, находящиеся в залежах;

19) запасы урана, принятые к отработке – часть балансовых геологических запасов, которые могут быть извлечены из недр существующими системами и технологиями, применяемыми при разработке месторождений. По степени подготовленности к добыче запасы подразделяются на:

вскрытые – часть промышленных запасов в эксплуатационных блоках, разбуренная технологическими скважинами;

подготовленные – часть запасов из числа вскрытых, в пределах которых выполнены все объемы подготовительных работ, предусмотренные проектом отработки (бурение технологических скважин, обвязка их поверхностными и подземными коммуникациями, закисление блока);

готовые к добыче – часть запасов из числа подготовленных, из которых начата добыча металла.

20) уран - природный уран, содержащий по массе около 99,28 процента изотопа урана-238, около 0,71 процента изотопа урана-235 и около 0,01 процента изотопа урана-234";

21) опытно-промышленная добыча урана – добыча урана, проводимая на начальной стадии периода добычи с целью получения дополнительной информации о свойствах минерального сырья и типах руд, горно-геологических условиях их извлечения из недр и технологии их переработки, выбора параметров закисления и способа эксплуатации месторождения;

22) залежь урана – залежь, не имеющая четких геологических границ как в разрезе, так и в плане, контуры которой проводятся по данным опробования с учетом бортового содержания и бортового метропроцента;

23) месторождение урана – часть недр, содержащая природное скопление урановых залежей, запасы которых подсчитаны и оценены в результате проведения разведки.

Сноска. Пункт 5 с изменением, внесенным приказом Министра энергетики РК от 24.09.2024 № 337 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

РАЗДЕЛ II. РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 2. ТИПЫ И ВИДЫ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

6. По начальному природному фазовому состоянию углеводородов в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

7. К однофазным относятся:

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

2) газовые залежи, содержащие только природный газ, состоящий из низкомолекулярных углеводородов;

3) газоконденсатные залежи, содержащие газ с углеводородным конденсатом в газовом состоянии.

8. Двухфазные залежи в начальном природном виде содержат в пластах одновременно нефть и свободный газ, залегающий над нефтью в виде газовой шапки либо газоконденсатную часть залежи и нефтяную оторочку.

9. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн от общего объема залежи углеводородов в целом к двухфазным залежам относятся:

1) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой при Vн≥0,75;

2) газонефтяные или газоконденсатнонефтяные при 0,5≤Vн<0,75;

3) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные при 0,25<Vн<0,50;

4) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой при Vн≤0,25.

10. 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 проектом разработки месторождения углеводородов.

11. Месторождения углеводородов подразделяются, в зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн в общем объеме углеводородов всех залежей месторождения, на:

1) нефтяные (в том числе газонефтяные) при 0,5≤Vн≤1;

2) нефтегазовые (в том числе нефтегазоконденсатные) при 0,25≤Vн<0,50;

3) газовые или газоконденсатные при Vн<0,25.

12. Допускается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатной частей нефтегазоконденсатного месторождения с компенсацией сбалансированных отборов в виде поддержания пластового давления закачкой агента, при наличии запасов газоконденсатной части более 70% от общего объема запасов залежи.

Глава 3. ПОРЯДОК РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДОВ

13. Разведкой углеводородов является комплекс работ, связанных с поиском и оценкой залежей углеводородов, включая их пробную эксплуатацию.

14. Разведочные работы выполняются в период разведки и подразделяются на поисковые и оценочные работы.

15. Поисковыми работами признаются работы, проводимые в целях обнаружения залежей углеводородов, определения прогнозных ресурсов, их предварительной геолого-экономической оценки и обоснования дальнейших геологоразведочных работ.

16. Поисковые работы включают:

1) полевые геолого-геофизические исследования;

2) бурение и исследование поисковых скважин:

3) отбор керна, проб флюидов и их лабораторные исследования.

17. Общее количество и точки заложения поисковых и/или оценочных скважин с выделением независимых и зависимых скважин обосновываются и устанавливаются в базовых проектных документах работ.

18. Проект разведочных работ, в зависимости от цели планируемых работ, может не включать бурение и/или испытание скважин.

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

Сноска. Пункт 19 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

20. При опробовании пласта и испытании скважин каждый продуктивный пласт тестируется самостоятельно, а при обеспечении раздельного замера основных параметров при различных режимах – допускается совместное тестирование нескольких пластов одновременно. При этом получают следующие данные:

1) начальное пластовое давление и температуру;

2) возможные в условиях последующей разработки дебиты скважин и забойные давления;

3) общие для каждой скважины и удельные (то есть на 1 метр нефтенасыщенной толщины) коэффициенты продуктивности исследования горизонтов по нефти и жидкости;

4) средний для дренируемой части горизонта коэффициент проницаемости;

5) коэффициент проводимости горизонта;

6) коэффициент газопроводности;

7) коэффициент пьезопроводности.

21. При выделении в разрезе поисковых или оценочных скважин продуктивных пластов (объектов испытания в скважине), испытание объектов в скважине производится на срок, установленный проектом разведочных работ. Допускается испытание каждого продуктивного пласта (объекта испытания в скважине) на срок не превышающий 90 (девяносто) дней для каждого объекта испытания с проведением комплекса промыслово-геологических и гидродинамических исследований.

22. При каждом открытии новой залежи (совокупности залежей) недропользователь в течение месяца со дня такого открытия направляет в уполномоченный орган по изучению недр заявление о подтверждении обнаружения.

23. Недропользователь в течение месяца со дня подтверждения обнаружения уполномоченным органом по изучению недр обязан письменно уведомить об этом компетентный орган и начать разработку дополнения к проекту разведочных работ, предусматривающего проведение работ по оценке.

24. При проведении работ по разведке недропользователь обязан обеспечить:

1) оптимальность применяемых технологических средств при проведении разведки в соответствии с изучаемым объектом недропользования;

2) своевременное и достоверное отражение всех деталей работ, получаемых данных и результатов исследований в геологической документации.

25. Оценочными работами признаются работы, проводимые в целях оконтуривания и оценки обнаруженных залежей, подсчета запасов по промышленным категориям и оценки целесообразности их вовлечения в промышленную разработку.

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

Сноска. Пункт 26 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

27. В период разведки недропользователь имеет право на проведение пробной эксплуатации обнаруженной залежи (совокупности залежей) в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проектом пробной эксплуатации.

28. Необходимость проведения пробной эксплуатации залежей углеводородов определяется недропользователем. Пробная эксплуатация может не проводиться при наличии данных, достаточных для подсчета запасов углеводородов и проектирования разработки месторождения.

29. Пробная эксплуатация проводится с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин и составления проекта разработки месторождения углеводородов.

30. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию скважин и добычу углеводородов в исследовательских целях для определения параметров, необходимых при проектировании системы разработки.

31. Для проведения пробной эксплуатации недропользователь обязан выполнить оперативный подсчет запасов углеводородов и получить положительное заключение государственной экспертизы недр.

32. Пробная эксплуатация залежи (совокупности залежей) углеводородов проводится в соответствии с проектом пробной эксплуатации, утвержденным недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз.

33. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части от общего объема залежи углеводородов, предусмотренных в пункте 9 настоящих Правил, проект пробной эксплуатации разделяется на:

1) проект пробной эксплуатации нефтяных и газонефтяных залежей;

2) проект пробной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей.

34. При проведении пробной эксплуатации залежи (совокупности залежей) углеводородов, при необходимости, предусматривается бурение и эксплуатация опережающих добывающих и нагнетательных скважин на участках залежей с запасами, подготовленными для добычи в соответствии с классификацией запасов и прогнозных ресурсов, указанных в Правилах стадийности геологоразведки, утверждаемых уполномоченным органом в области изучения недр.

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

Сноска. Пункт 35 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 4. ПРОЕКТ РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

36. Проект разведочных работ составляется в течение одного года со дня регистрации контракта на разведку и добычу углеводородов.

37. Проект разведочных работ разрабатывается на весь период разведки.

38. Проект разведочных работ должен содержать:

1) описание видов, способов, технологий, объема и сроков выполнения работ по разведке углеводородов по каждому блоку;

2) мероприятия по обеспечению рационального использования и охраны недр;

3) информацию о сроках, условиях и стоимости выполнения работ по ликвидации последствий разведки углеводородов.

39. Проект разведочных работ должен включать весь объем и сроки выполнения работ, заявленных недропользователем в программе работ.

40. В проекте разведочных работ обосновываются:

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

2) задачи разведочных работ;

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

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

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

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

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

8) объемы и сроки выполнения разведочных работ;

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

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

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

12) обоснование объемов планируемых работ с указанием участков разведки.

Сноска. Пункт 40 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

41. Проект разведочных работ в соответствии с планируемыми работами должен содержать требования по изучению:

1) литолого-стратиграфического разреза, положения в нем нефтегазоносных продуктивных пластов, контуров и непроницаемых разделов, основные закономерности в условиях залегания продуктивных пластов;

2) гидрогеологической характеристики разреза месторождения с выделением водонапорных систем и описанием физико-химических свойств вод всех испытанных водоносных пластов;

3) характеристики покрышек залежей, их вещественный состав и свойства;

4) термобарических закономерностей в разрезе месторождения;

5) положения межфлюидных контактов;

6) литологические свойства пород-коллекторов;

7) фильтрационно-емкостные и продуктивные свойства пород-коллекторов, их изменчивость в объеме и по площади залежей, гидрофобность и гидрофильность пластов-коллекторов;

8) величины начальных пластовых давлений и температур;

9) физико-химические свойства нефти в пластовых условиях и изменения основных свойств нефти в зависимости от изменения давления, температуры и объема, в том числе по данным стандартной и ступенчатой сепарации, а также дифференциального разгазирования;

10) физико-химических свойств нефти в стандартных условиях, по данным отбора и исследования поверхностных проб и разгазирования проб пластовой нефти;

11) средних значений коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их флюидов, изменения вязкости от температуры, определение реологических свойств (для залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти);

12) физико-химических свойств газа в пластовых и поверхностных (стандартных и/или нормальных) условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость, давление начала конденсации, динамика дифференциальной конденсации и другие);

13) физико-химических свойств конденсата (усадка сырого конденсата, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный состав и фракционный);

14) физико-химических свойств и химического состава пластовой воды.

42. Перечисленные сведения получают по данным полевых геолого-геофизических исследований, бурения скважин, геофизических исследований и опробования пластов в скважинах, литологического изучения пород, лабораторного исследования свойств углеводородов и керна, испытания скважин (объектов в скважине) и иной информации, обобщенной за весь период разведочных работ.

43. В случае необходимости проведения оценки обнаруженной залежи (совокупности залежей), такие работы предусматриваются в дополнении к проекту разведочных работ.

44. Проект разведочных работ (изменения и дополнения к нему) составляется в соответствии с требованиям по содержанию, структуре и оформлению, установленным в нормативно-технических документах, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов.

45. Работы по разведке углеводородов осуществляются с соблюдением положений проекта разведочных работ и требований настоящих Правил.

Глава 5. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗВЕДКЕ УГЛЕВОДОРОДОВ

46. Исключен приказом Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).
47. Исключен приказом Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

48. Авторский надзор за реализацией проектных решений при разведке углеводородов ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект разведочных работ.

49. В случае необходимости замены ранее привлеченной недропользователем проектной организации на иную при проведении авторского надзора такая замена допускается с согласия автора проектного документа.

50. Корректировка проектных показателей осуществляется в рамках авторского надзора за реализацией проектных решений при разведке углеводородов в следующих случаях:

1) изменения графика бурения без уменьшения количества независимых проектируемых скважин, предусмотренного в базовом проектном документе;

2) корректировки местоположения проектируемых скважин;

3) изменения видов и объемов исследовательских работ;

4) корректировки объектов испытания и их количества в пробуренных и проектируемых поисковых и оценочных скважинах.

Сноска. Пункт 50 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

51. Корректировка проектных показателей при авторском надзоре оформляется совместным протоколом между недропользователем и автором проекта.

52. При составлении отчета по авторскому надзору используется информация, полученная при проведении работ, а результаты оформляются в виде информационного отчета.

Сноска. Пункт 52 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

53. В информационном отчете по авторскому надзору отражаются следующие положения:

1) соответствие фактически достигнутых значений технологических параметров проектным значениям;

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

3) рекомендации по достижению проектных решений и устранению недостатков, выявленных при проведении разведочных работ.

54. Отчет по авторскому надзору составляется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению авторских надзоров за реализацией базовых проектных документов, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

Сноска. Пункт 54 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

55. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений при разведке углеводородов не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.

Сноска. Пункт 55 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

Глава 6. ПРОЕКТ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ (СОВОКУПНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ)

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

Сноска. Пункт 56 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

57. Проект пробной эксплуатации составляется в течение трех месяцев со дня принятия недропользователем решения о необходимости ее проведения.

58. В зависимости от фазового состояния углеводородов проект пробной эксплуатации залежи (совокупности залежей) подразделяется на:

1) проект пробной эксплуатации нефтяных и газонефтяных залежей;

2) проект пробной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей.

59. Ввод в пробную эксплуатацию залежи (совокупности залежей) допускается, если:

1) утвержден проект пробной эксплуатации и получены положительные заключения, предусмотренные Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз;

2) утвержден отчет по оперативному подсчету запасов углеводородов с контурами обнаруженной залежи (совокупности залежей) и получено положительное заключение государственной экспертизы недр;

3) определены контуры обнаруженной залежи в целях пробной эксплуатации залежи;

4) при наличии нефтяной оторочки в газовых и газоконденсатных залежах, выполнена и обоснована оценка ее промышленного значения и характера связи с газовой частью залежи;

5) при наличии в газовых и газоконденсатных залежах нефтяной оторочки промышленного значения решен вопрос о порядке разработки газовой и нефтяной частей залежи;

6) проект пробной эксплуатации предусматривает установку необходимых промысловых сооружений;

7) урегулированы вопросы транспортировки и/или реализации газа (для газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей);

8) при наличии в газе сероводорода и сероорганики в количествах, превышающих 10 ppm, введены необходимые очистные установки.

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

1) цели, задачи и сроки пробной эксплуатации;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сноска. Пункт 60 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

61. Началом пробной эксплуатации считается дата начала реализации утвержденного проекта пробной эксплуатации и получившего положительное заключение государственной экспертизы базовых проектных документов в сфере недропользования по углеводородам.

62. Получаемая в периоды испытания скважин и пробной эксплуатации залежи углеводородное сырье является добытым при разведке. При этом для целей подсчета запасов учет добычи углеводородного сырья должен вестись с начала разведки.

63.Добыча должна проводиться методами и способами, исключающими потери углеводородов, не предусмотренные базовым проектным документом, в соответствии с положительной практикой пользования недрами.

64. При проведении добычи углеводородов недропользователь обеспечивает:

1) оптимальность и безопасность применяемых технических средств;

2) охрану месторождения углеводородов от проявлений опасных техногенных процессов, приводящих к осложнению;

3) достоверный учет добытых и оставляемых в недрах запасов углеводородов;

4) извлечение углеводородов в порядке, предусмотренном проектом пробной эксплуатации.

65. Годовые объемы добычи при реализации проекта пробной эксплуатации не регулируются и могут изменяться в зависимости от фактических результатов пробной эксплуатации скважин, при условии соблюдения режимов эксплуатации скважин, установленных проектом пробной эксплуатации или авторским надзором к нему.

66. Технологические решения на период пробной эксплуатации должны приниматься с учетом задач доразведки и стратегии освоения объекта разработки.

67. Проект пробной эксплуатации (изменения и дополнения к нему) залежи (совокупности залежей) составляется в соответствии с требованиями по содержанию, структуре и оформлению, установленным в нормативно-технических документах, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов.

68. Запрещается проведение работ по пробной эксплуатации, не указанных в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте пробной эксплуатации, а также при отсутствии такого проекта пробной эксплуатации.

69. Пробная эксплуатация осуществляется с соблюдением положений проекта пробной эксплуатации и требований настоящих Правил.

Глава 7. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ (СОВОКУПНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ)

70. Исключен приказом Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

71. Авторский надзор за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект пробной эксплуатации.

Сноска. Пункт 71 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

72. Корректировка проектных показателей осуществляется в рамках авторского надзора за реализацией проектных решений при проведении пробной эксплуатации залежи (совокупности залежей) в следующих случаях:

1) изменения графика бурения без уменьшения количества проектируемых скважин, предусмотренного в базовом проектном документе;

2) корректировки местоположения проектируемых скважин;

3) корректировки режимов эксплуатации скважин;

4) изменения вида и объемов исследовательских работ;

5) корректировки объектов испытания и их количества в пробуренных и проектируемых оценочных и опережающих добывающих скважинах.

Сноска. Пункт 72 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

73. Корректировка проектных показателей оформляется совместным протоколом между недропользователем и автором проекта.

74. При составлении отчета по авторскому надзору используется информация, полученная при проведении работ по пробной эксплуатации, а результаты оформляются в виде информационного отчета.

Сноска. Пункт 74 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

75. В отчете по авторскому надзору за реализацией проекта пробной эксплуатации отражаются следующие положения:

1) соответствие фактически достигнутых значений технологических параметров проектным значениям;

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

3) рекомендации по достижению проектных решений и устранению недостатков, выявленных при проведении пробной эксплуатации.

Сноска. Пункт 75 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

76. Авторский надзор выполняется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению авторских надзоров за реализацией базовых проектных документов, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

77. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.

Сноска. Пункт 77 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

Глава 8. ПОДСЧЕТ (ОПЕРАТИВНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

78. Исключен приказом и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

79. Подсчет (оперативный подсчет) запасов углеводородов составляется в соответствии с нормативно-техническим документом, утверждаемым уполномоченным органом по изучению недр.

80. Организация деятельности ГКЗ РК, ее состав, регламент работы и ведение делопроизводства определяются положением о государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан, утверждаемым уполномоченным органом по изучению недр.

Глава 9. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

81. Ввод месторождений углеводородов в разработку допускается если:

1) проведены разведочные работы;

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

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

4) проведена пробная эксплуатация (при необходимости);

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

6) определены пространственные границы участка добычи;

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

8) выполнено обустройство месторождения;

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

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

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

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

Сноска. Пункт 81 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

82. Ввод в разработку нефтяных месторождений (залежей) без утилизации попутного газа, а газовых месторождений - без переработки (утилизации) добываемого газа не допускается.

Запрещается добыча углеводородов без переработки всего объема добываемого сырого газа, за исключением случаев предусмотренных в пункте 4 статьи 147 Кодекса.

83. Добыча должна проводиться методами и способами, исключающими потери углеводородов, не предусмотренные базовым проектным документом, в соответствии с положительной практикой пользования недрами.

84. При проведении добычи углеводородов недропользователь обеспечивает:

1) оптимальность и безопасность применяемых технических средств добычи;

2) охрану месторождения углеводородов от проявлений опасных техногенных процессов, приводящих к осложнению при их добыче, снижению экономической эффективности добычи углеводородов;

3) достоверный учет добытых и оставляемых в недрах запасов углеводородов, продуктов их переработки и отходов производства, образующихся при добыче;

4) соблюдение норм и стандартов, применяемых методов и способов добычи;

5) выполнение экологических и санитарно-эпидемиологических требований при складировании и размещении отходов добычи и продуктов переработки углеводородов;

6) извлечение углеводородов в порядке, предусмотренном проектом разработки месторождения.

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

Сноска. Пункт 85 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

86. Пространственные границы участка (участков) добычи углеводородов (за исключением верхней границы) при закреплении участка (участков) добычи после завершения периода разведки по контракту на разведку и добычу углеводородов определяются в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительное заключение государственной экспертизы недр отчетом по подсчету запасов.

87. Разработка месторождения углеводородов, проводится в соответствии с проектом разработки месторождения углеводородов и изменений и дополнений к нему или анализом разработки месторождения.

88. Проект разработки месторождения углеводородов базируется на результатах разведочных работ и подсчета запасов углеводородов.

89. Если по результатам технико-экономических расчетов прогнозируется изменение конечных коэффициентов извлечения, конечные коэффициенты извлечения переутверждаются ГКЗ РК.

90. Для месторождений, содержащих газовые и нефтяные залежи, может составляться единый проект разработки или, в случае целесообразности, отдельные проекты разработки для различных типов залежей, указанных в пункте 9 настоящих Правил.

91. В период добычи углеводородов допускается проведение доизучения (доразведки) участка добычи с целью уточнения геологического строения и запасов месторождения углеводородов.

92. В случае проведения доразведки участка добычи, в рамках которой обнаружена новая залежь или участки залежи, допускается проведение испытания выявленных продуктивных пластов, на условиях, предусмотренных при испытании объектов в скважине при разведке углеводородов.

93. Работы по доразведке проводятся в соответствии с проектом разработки месторождения углеводородов. В случае, если при этом недропользователем на участке добычи обнаружена новая залежь, ее разработка производится в соответствии с дополнением к проекту разработки месторождения после подсчета запасов и утверждения их в установленном порядке.

94. Для промышленной разработки месторождений углеводородов составляются также технические проектные документы, которые основываются на проекте разработки месторождения.

95. Изменения и (или) дополнения, вносимые в проект разработки месторождения, затрагивающие параметры составленных на их основе технических проектных документов, влекут необходимость внесения изменений и (или) дополнений в соответствующие технические проектные документы.

96. Технический проект по обустройству месторождения, согласно Кодексу составляется на основе проекта пробной эксплуатации, проекта разработки месторождения или анализа разработки месторождения в соответствии с требованиями соответствующего уполномоченного органа в области строительства.

97. Обустройство месторождения предусматривает строительство промысловых и иных объектов, необходимых для добычи, подготовки, хранения и транспортировки углеводородов от места добычи и хранения до места перевалки в магистральный трубопровод и (или) на другой вид транспорта.

98. При проектировании и строительстве объектов обустройства месторождения углеводородов должны соблюдаться меры по безопасному функционированию этих объектов, локализации и минимизации последствий возможных аварийных ситуаций.

99. Запрещается проведение работ по добыче углеводородов, не указанных в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте разработки месторождения, а также при отсутствии такого проекта.

Положение части первой настоящего пункта не распространяется на операции по добыче углеводородов, осуществляемые в процессе пробной эксплуатации.

Глава 10. ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

100. В зависимости от фазового состояния углеводородов проект разработки месторождения подразделяется на:

1) проект разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений;

2) проект разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

101. Проект разработки месторождения углеводородов включает:

1) геолого-физическую характеристику месторождения;

2) геолого-промысловую и технологическую основу для проектирования, включая гидродинамическую модель, либо аналитическую модель или модель материального баланса;

3) технологические показатели вариантов разработки;

4) технико-экономический анализ проектных решений;

5) технику и технологию добычи углеводородов;

6) базовые требования к конструкциям скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

7) комплекс исследований за разработкой пластов и состоянием скважин;

8) мероприятия по доизучению (доразведке) месторождения;

9) обоснование целесообразности ввода газоконденсатного месторождения в промышленную разработку без поддержания пластового давления;

10) раздел по переработке (утилизации) сырого газа.

102. Проект разработки месторождения составляется на весь период рентабельной добычи углеводородов на таком месторождении.

103. Проект разработки месторождения должен содержать описание видов, способов, технологий, объема и сроков проведения промышленной разработки месторождения.

104. Проектирование разработки месторождений углеводородов базируется на результатах разведочных работ и запасов, подсчитанных в соответствии с установленным порядком и получившим положительное заключение государственной экспертизы недр по отчету по подсчету запасов.

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

Сноска. Пункт 105 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

106. Выбор рациональной системы разработки месторождения углеводородов осуществляется путем рассмотрения различных вариантов по технологии разработки и другим параметрам и технико-экономической оценки этих вариантов.

107. В проекте разработки месторождения углеводородов обосновываются:

1) выделение эксплуатационных объектов;

2) способы и режимы эксплуатации скважин;

3) системы размещения и плотности сетки скважин;

4) виды воздействия на пласт;

5) забойные давления добывающих и нагнетательных скважин;

6) выбор агента для закачки в пласт;

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

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

9) коэффициент компенсации по залежам;

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

11) отношение пластового давления к забойному давлению;

12) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам;

13) объемы добычи углеводородов;

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

15) показатели ввода эксплуатационных скважин.

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

Сноска. Пункт 107 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

108. Выделение на месторождениях 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.

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

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

111. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений осуществляется на режимах двух типов: на естественных и искусственных режимах восполнения пластовой энергии.

112. Первый тип режимов включает в себя естественный водонапорный режим, при котором вода из законтурной водоносной области поступает в пределы нефтяной или газовой залежи и вытесняет нефть или газ, а также в разных соотношениях: упругий и газонапорный режимы, упруговодонапорный, режим растворенного газа и т.д.

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

Сноска. Пункт 113 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

115. В качестве вытесняющего агента применяются:

1) вода из различных природных источников и попутная промысловая вода после ее подготовки до требуемого качеств, исходя из результатов лабораторных исследований по химическому составу вод, расчетной и опытной совместимости различных вод между собой и на керне, определения коэффициента вытеснения нефти в пластовых условиях;

2) вода, обработанная различными химическими реагентами, горячая вода, пар, и другие энергоносители обычно в виде оторочек, вытесняемых водой, исходя из результатов лабораторных исследований по определению глинистой составляющей породы, коэффициента вытеснения нефти в пластовых условиях;

3) углеводородный газ и другие газы (обычно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений), исходя из результатов лабораторных исследований по определению состава и свойств газа, его растворимости в нефти, коэффициента вытеснения нефти в пластовых условиях.

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

117. 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.

118. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации строении пласта для достижения проектного коэффициента извлечения углеводородов.

119. 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, а также для оценки выработки запасов.

120. Плотность сетки скважин выбирается с учетом геолого-физических факторов, основными из которых являются:

1) удельные запасы нефти на единицу площади;

2) свойства пластового флюида (нефти и газоконденсатной смеси);

3) характер и степень неоднородности продуктивных пластов;

4) фильтрационные свойства пород-коллекторов.

121. Рациональная плотность сетки скважин определяется путем анализа технико-экономических показателей по нескольким вариантам разработки, полученным на основе гидродинамических расчетов. Рациональной считается такая плотность сетки и соответственно такое общее количество скважин, при которых достигается максимум экономического эффекта при возможно более полном извлечении запасов углеводородов.

122. На месторождениях с двумя и более объектами системы размещения добывающих и нагнетательных скважин должны увязываться между собой таким образом, чтобы создать оптимальные условия перевода скважин с объекта на объект и общего поверхностного обустройства месторождения.

123. Характер размещения нагнетательных скважин при закачке воды и других агентов определяет вид системы заводнения, а в более общем случае вид воздействии на пласт, которые применяются:

1) при равномерном распределении нагнетательных скважин по всей площади объекта формируются пятиточечная, обращенные семиточечная и девятиточечная или другая система площадного внутриконтурного воздействия на пласт;

2) при неравномерном распределении нагнетательных скважин по площади объекта формируется избирательная система внутриконтурного воздействия;

3) при размещении нагнетательных скважин рядами в законтурной области или вдоль контура нефтегазоносности формируется законтурное или приконтурное воздействие (заводнение);

4) 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;

5) в отдельных случаях рядные (блоковые) системы внутри контурного воздействия дополняются очаговым и/или сочетаются с законтурным (приконтурным).

124. Размещение нагнетательных скважин и вид воздействия в целом определяются особенностями геологического строения объекта, свойствами пластовых флюидов и другими геолого-физическими факторами.

125. Забойное давление добывающих скважин определяется, исходя из максимума общего дебита на проектную скважину (добывающие и нагнетательные), с учетом снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения и снижения коэффициента продуктивности по конденсату при снижении забойного давления ниже давления начала конденсации согласно данным специальных исследований скважин, проведенных в период пробной эксплуатации в соответствии с настоящими Правилами. Зависимость уменьшения коэффициента продуктивности от уровня снижения забойного давления относительно давления насыщения устанавливается по результатам гидродинамических исследований методом установившихся отборов на этапе пробной эксплуатации/начала промышленной разработки. При этих исследованиях должно быть предусмотрено не менее трех режимов с забойными давлениями ниже давления насыщения с обязательным замером дебитов нефти и газового фактора.

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

Сноска. Пункт 126 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

127. При отсутствии соответствующих исследований для обоснования забойного давления в проектном документе должна быть разработана "Экспериментальная программа исследовательских работ по определению рационального забойного давления в добывающих скважинах данного месторождения", выполнение которой должна контролироваться авторским надзором. До реализации и получения результатов данной программы, забойное давление следует поддерживать не ниже текущего давления насыщения.

128. Не допускается эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже предусмотренных в проекте разработки месторождения, дополнений к нему и в анализе разработки месторождения.

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

130. При наличии в газовой или газоконденсатной залежи, намечаемой к вводу в разработку, нефтяной оторочки промышленного значения, определяется последовательность или одновременность эксплуатации газовой и нефтяной частей, исходя из характера их возможной взаимосвязи.

131. При проектировании разработки газоконденсатных месторождений с низким содержанием конденсата (менее 5 г/м³) необходимо определить целесообразность его утилизации на промысле.

132. При проектировании газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100 г/м³ рассматриваются методы разработки с поддержанием пластового давления.

133. В проекте разработки месторождений углеводородов на основе газогидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов определяется динамика основных технологических и экономических показателей: годовая добыча углеводородов и попутнодобываемых воды, газа и других агентов закачки, содержание их в продукции, фонд скважин по категориям, в том числе новых скважин из бурения, объем закачки агентов, накопленные величины указанных показателей, капитальные и текущие экономические затраты и другие.

134. В проекте разработки месторождения углеводородов рассматриваются не менее трех вариантов разработки месторождения в том числе с вариантом, учитывающим применение новых технологий по повышению нефтеотдачи.

135. Базовым вариантом является вариант разработки на режиме истощения пластовой энергии для первоначального проектного документа или реализуемый вариант утвержденного проекта.

136. Для первоначального проектного документа второй вариант должен предусматривать систему поддержания пластового давления.

137. В случае если базовый вариант предусматривает реализацию ранее утвержденного проекта, то второй вариант должен предусматривать оптимизацию и совершенствование существующей системы разработки.

138. Третий вариант и последующие варианты предусматривают применение новых технологий, направленных на повышение коэффициента извлечения углеводородов. Внедрение новых технологий может предусматриваться в масштабе всего месторождения или его отдельного участка в рамках опытно-промышленного испытания.

139. Рекомендуемый для реализации вариант разработки месторождения выбирается на основе технико-экономического анализа показателей различных вариантов разработки месторождения, отличающихся по технологии, количеству скважин и другим параметрам системы разработки месторождения.

140. При необходимости в проектах разработки (дополнений к нему) предусматривается проведение опытно-промышленного испытания, которая предусматривает ввод в эксплуатацию небольших участков крупных залежей на промышленно разрабатываемых месторождениях.

141. Опытно-промышленное испытание проводится для испытания новых или ранее известных технологий, но требующих апробации в геолого-физических условиях рассматриваемого месторождения в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектом разработки месторождения или дополнением к нему.

142. Перед разработкой проектных решений по опытно-промышленному испытанию проводятся комплексные лабораторные исследования для оценки целесообразности предлагаемой новой или ранее известной технологии. Внедрение новой технологии осуществляется при обязательном научном сопровождении с оценкой ее эффективности.

143. В проекте разработки месторождения (дополнении к нему) для опытно-промышленного испытания обосновываются:

1) выбор представительного участка залежи для проведения работ;

2) количество и расположение добывающих и нагнетательных скважин;

3) технология опытно-промышленного испытания;

4) потребность в специальных оборудовании и агентах воздействия на пласт;

5) комплекс исследований по контролю процесса разработки и получения дополнительных данных о геолого-физических свойствах объекта;

6) продолжительность опытно-промышленного испытания, необходимая для оценки эффективности апробируемой технологии;

7) уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытных работ;

8) основные требования к системе промыслового обустройства;

9) предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

144. Государственная экспертиза проекта разработки месторождения осуществляется центральной комиссией по разведке и разработке месторождений углеводородов Республики Казахстан (центральная комиссия) с привлечением независимых экспертов, обладающих специальными знаниями в области геологии и разработки и не заинтересованных в результатах экспертизы.

145. В случае необходимости изменения условий, видов и объемов работ по разработке месторождения такие изменения подлежат включению в проект разработки месторождения углеводородов посредством внесения изменений и (или) дополнений.

146. В проекте разработки месторождения углеводородов указываются условия и порядок формирования суммы обеспечения исполнения обязательств по ликвидации последствий добычи, размер отчислений и периодичность выплат.

147. Проект разработки месторождения углеводородов (изменения и дополнения к нему) разрабатывается в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению проекта разработки месторождения углеводородов, утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

Глава 11. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

148. Мониторинг исполнения проектных документов на разработку месторождения включает в себя сопровождение работы недропользователя по проектному документу в рамках авторского надзора с представлением отчета в уполномоченный орган в области углеводородов.

Сноска. Пункт 148 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

149. Корректировка проектных показателей осуществляется в рамках авторского надзора за реализацией проекта разработки месторождения углеводородов в следующих случаях:

1) изменения графика ввода скважин без изменения общего проектного фонда скважин, предусмотренного в базовом проектном документе;

2) корректировка местоположения проектируемых скважин, при наличии обоснованной необходимости;

3) изменения видов и объемов исследовательских работ;

4) корректировки объектов испытания и их количества в пробуренных и проектируемых эксплуатационных скважинах, и оценочных скважинах в рамках мероприятий по доразведке месторождения.

Сноска. Пункт 149 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 20.02.2024 № 74 (вводится в действие с 28.02.2024).

150. Корректировка проектных показателей оформляется совместным протоколом между недропользователем и автором проекта.

151. При авторском надзоре используется информация, полученная при разработке, а результаты оформляются в виде информационного отчета.

152. В авторском надзоре отражаются следующие положения:

1) степень реализации проектных решений и соответствие фактических технологических показателей и принятых в проекте разработки месторождений (вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей), а также заключения о мероприятиях и предложениях недропользователей, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти;

2) степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения извлечения углеводородов;

3) выполнение проектных мероприятий по доразведке месторождения;

4) рекомендации по корректировке местоположения скважин, изменению очередности их бурения (замены одной скважины другой), проведению новых видов исследований, дополнительному отбору керна из интервалов пласта, исследованиям пластовых флюидов, увеличению продолжительности опробования оценочных скважин, количества объектов опробования и т.п., в случаях обоснованной необходимости увеличения видов и (или) объемов работ, отсутствия каких-либо изменений представлений о геологическом строении, термобарических и гидродинамических условий и выявленных недостатков в освоении системы разработки месторождения, незначительных (менее 10%) расхождений фактических показателей разработки эксплуатационных объектов месторождения от проектных величин, без изменений и дополнений в проектный документ;

5) рекомендации по изменению проектных решенийв рамках дополнения к проекту или нового проектаразработки, в случае обоснованной необходимости изменения видов, способов, технологий, объема и сроков проведения разработки месторождения;

6) рекомендации по достижению проектных решений и устранению выявленных недостатков в освоении системы разработки и (или) по проведению внеочередного анализа разработки для определения необходимости изменения отдельных проектных решений и показателей проекта разработки месторождения.

153. Анализ выполнения следующих показателей разработки месторождения:

1) плотность сетки эксплуатационных скважин;

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

3) коэффициент компенсации по залежам;

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

5) отношение пластового давления к забойному давлению;

6) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам;

7) объемы добычи углеводородов;

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

9) показатели ввода эксплуатационных скважин.

154. Авторский надзор выполняется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению авторских надзоров за реализацией базовых проектных документов, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

155. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений при разработке месторождения углеводородов не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.

Глава 12. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

156. 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 углеводородов и процессов, протекающих в продуктивных пластах, на предмет выявления необходимости совершенствования системы разработки месторождения.

157. В результате анализа разработки месторождения оцениваются:

1) данные о геологическом строении месторождения с оценкой изменения запасов углеводородов;

2) энергетическое состояние разрабатываемых объектов, в том числе динамика пластового давления, компенсация отбора закачкой и другие;

3) характеристики динамики добычи углеводородов, жидкости, обводненности продукции, закачки рабочего агента и другие, и соответствие их базовым проектным документам;

4) состояние фонда скважин и его соответствие проектному документу;

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

6) 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;

7) контроль режимов работы скважин, забойных давлений эксплуатационных и нагнетательных скважин;

8) другие вопросы, имеющие важное значение для конкретной залежи или объекта: изучение характера и последствий снижения температуры пластов от закачки агента; снижение фильтрационных свойств, в том числе из-за выпадения в пласте солей, парафинов, разбухания глинистых частиц, изменение пластового давления; изменение газового фактора, эффективность и целесообразность проведенного форсированного отбора жидкости, бурения скважин и другие.

158. В рамках анализа разработки допускается проектирование опытно-промышленных испытаний по внедрению новых технологий по повышению коэффициента извлечения углеводородов на отдельных участках месторождения.

159. Завершается анализ разработки выполнением расчетов технико-экономических показателей разработки месторождения, при необходимости с использованием гидродинамических моделей залежи (совокупности залежей), с учетом реализации рекомендуемых мер по регулированию процесса и сопоставлением их с проектными показателями утвержденного варианта разработки.

160. Гидродинамическая модель месторождения - комплекс картографических, графических, табличных и других материалов, отражающих на определенную дату состояние разработки объектов эксплуатации на месторождении. Гидродинамическую модель рекомендуется составить и использовать при проектировании и анализах разработки месторождений углеводородов с геологическими запасами нефти более 100 млн.т и природного газа - более 50 млрд.м³; Данная модель может обновляться недропользователем ежегодно.

161. При анализе разработки в обязательном порядке проводится пересчет суммы обеспечения исполнения обязательств недропользователя по ликвидации последствий добычи, пересчет размера отчислений и периодичность выплат.

162. В случае существенных (более десяти процентов) расхождений между фактическими и проектными показателями разработки месторождения и при наличии обоснованного вывода по результатам анализа разработки месторождения углеводородов о необходимости внесения изменений в проект разработки месторождения результаты анализа подлежат государственной экспертизе базовых проектных документов.

163. В случае вынесения центральной комиссией положительного заключения по анализу разработки месторождения углеводородов проектные решения и показатели такого анализа расцениваются в качестве проектных решений и показателей проекта разработки месторождения на период разработки, утверждения и проведения государственной экспертизы изменений и дополнений к проекту разработки месторождения, который не должен превышать три года.

164. Анализ разработки месторождения углеводородов выполняется в соответствии с нормативно-технической документацией по составлению анализа разработки месторождения, разрабатываемой и утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.

Глава 13. КОНСТРУКЦИИ И БУРЕНИЕ СКВАЖИН, ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ

165. Все операции по бурению скважин осуществляются в соответствии с техническим проектом на бурение скважин. Технические проекты на бурение скважин составляются проектной организацией, имеющей лицензию на выполнение соответствующих работ.

166. Технические проекты на бурение скважин составляются в соответствии с требованиями, изложенными в нормативно-технической документации на бурение скважин, утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов. Не допускается проведение работ по бурению скважин без утвержденного технического проекта.

167. Не допускается проведение работ по бурению скважин без утвержденного технического проекта.

168. Проектирование бурения скважин основывается на следующих положениях:

1) бурение скважин осуществляется по групповым или индивидуальным техническим проектам на бурение скважин;

2) технический проект является основным документом, регламентирующим процесс бурения скважин;

3) в проектах предусматривается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех требований базовых проектных документов и проектных документов на разведку и добычу углеводородов;

4) при проектировании бурения скважин руководствуются действующими нормативными документами по всем основным видам работ и охране окружающей среды. Технический проект составляется на основании задания на проектирование бурения скважин, которое составляется недропользователем на основе базовых проектных документов и проектных документов на разведку и добычу углеводородов;

5) ответственность за полноту и достоверность исходных данных на проектирование несет недропользователь, а за качество проекта – недропользователь и проектная организация;

6) бурение скважин осуществляется на основе подрядных договоров между буровой организацией и недропользователем или самим недропользователем при наличии соответствующей лицензии;

7) изменения к техническому проекту в целях повышения качества и безопасности работ производятся по требованиям уполномоченных органов в области охраны окружающей среды, в области углеводородов, а также иных государственных органов в пределах их компетенции;

8) допускается, без внесения изменений в технический проект по согласованию с проектной организацией, отклонение глубины по стволу скважины и длины обсадной колонны от предусмотренных в техническом проекте в пределах ±250 м (для наклонно-направленных и горизонтальных скважин ±300 м);

9) контроль за исполнением технического проекта осуществляют заказчик и проектная организация, составившая технический проект;

10) ответственность за реализацией проекта бурения скважины несет недропользователь и буровая организация.

169. Технические проекты на бурение скважин утверждаются недропользователем.

170. Все операции по бурению скважин проводятся в соответствии с требованиями утвержденного технического проекта на бурение скважин.

171. Способы бурения и соответствующие им бурильные трубы, долота, режим бурения, тип и рецептура бурового раствора должны соответствовать требованиям утвержденного технического проекта бурения скважин.

172. В техническом проекте бурения скважин предусматривается и обосновывается способ вскрытия бурением продуктивных отложений с различными пластовыми давлениями на разрабатываемых месторождениях.

173. Вопросы технологии бурения предварительно приводятся в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов и детально рассматриваются в технических проектах на бурение скважин.

174. Объем запасного бурового раствора определяется в техническом проекте.

175. 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.

176. Особенности бурения 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 технических проектах на бурение скважин в соответствии с базовыми проектными документами и проектными документами на разведку и добычу углеводородов.

177. Конструкции скважин представляют собой комплекс обсадных колонн с необходимыми диаметрами и длинами, зацементированными заколонными пространствами, определенным оборудованием при скважинной области продуктивных пластов и оборудованием устья скважин.

178. Конструкции скважин обеспечивают надежность, технологичность и безопасность их бурения и эксплуатации, в том числе:

1) максимально возможное использование продуктивности объектов разработки в процессе эксплуатации скважин за счет оптимальных диаметров эксплуатационных колонн и конструкций забоя;

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

3) безопасное ведение работ без аварий и осложнений на всех этапах бурения и эксплуатации скважин;

4) получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

5) охрану недр, 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;

6) максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин;

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

8) возможность установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств.

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

180. Конструкции нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа предварительно обосновываются в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов, и детально в технических проектах на бурение скважин.

181. Конструкции оценочных скважин на месторождениях углеводородов с доказанной продуктивностью должны отвечать требованиям для возможного использования их при эксплуатации.

182. Конструкции и профили скважин предварительно приводятся в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов и детально рассматриваются и обосновываются в технических проектах на бурение скважин.

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

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

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

186. Выбранный тип профиля наклонно-направленного ствола скважины, компоновка низа бурильной колонны, параметры режима бурения, темпы углубления ствола скважины и комплексы других мероприятий обеспечивают:

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

2) качественное бурение скважины при минимальных затратах времени и средств;

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

4) минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не превышающими допустимые величины;

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

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

187. Профили горизонтальных стволов скважин в продуктивном пласте обосновываются при проектном решении проведения пробной эксплуатации или промышленной разработке месторождения горизонтальными скважинами.

188. Бурение многоствольных, наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным участком ствола, производится по индивидуальным техническим проектам бурения скважин, предусматривающим обеспечение выполнения всего геофизического комплекса исследований.

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

190. 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.

191. Не допускается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора.

192. 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.

193. 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:

1) герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

2) вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

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

4) срезания бурильной колонны;

5) контроля за состоянием скважины во время глушения;

6) расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

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

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

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

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

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

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

199. 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.

200. На месторождениях, содержащих сероводород, углекислый газ и другие агрессивные соединения, применяются коррозионно-стойкие обсадные трубы и тампонажный цемент.

201. Качество цементирования обсадных колонн и разобщения пластов контролируется специальными геофизическими исследованиями. В случаях отсутствия цементного камня за колонной более чем 50% от высоты расчетного подъема, необходимо провести работы по восстановлению цементного камня за колонной.

202. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить:

1) контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;

2) контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;

3) получение данных о распределении цемента за колонной;

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

5) выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.

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

204. Сообщение продуктивного пласта со стволом скважин обеспечивается путем перфорации зацементированной колонны, установки фильтра без его цементирования или путем оставления открытого забоя.

205. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией является наиболее распространенным способом.

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

207. Способы вскрытия пласта и интервалы перфорации намечает геологическая служба организации-заказчика после получения материалов геофизических исследований фактического разреза скважины до спуска колонны.

208. 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.

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

210. Во время перфорации устанавливается наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

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

212. Опробование поисковых и (или) оценочных скважин (пластов в скважине) после спуска эксплуатационной колонны производится с целью получения информации о характере притока и является составной частью процесса бурения.

213. Освоение добывающих скважин производится с целью получения промышленных притоков углеводородов и является составной частью процесса бурения.

214. Работы по опробованию или освоению скважин начинают только при соблюдении технологических условий и обеспеченности техническими средствами и материалами, предусмотренными техническими проектами на бурение скважин.

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

216. Комплекс работ по опробованию или освоению скважин должен обеспечивать:

1) максимальную очистку призабойных зон пласта от промывочной жидкости;

2) сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

3) предупреждение прорыва подошвенной воды и газа из газовой шапки;

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

5) предотвращение неконтролируемых газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов;

6) предотвращение деформации эксплуатационной колонны;

7) охрану недр и окружающей среды.

217. На опробование или 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.

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

219. Исследования проб пластовой жидкости должны выполняться (после освоения) для каждой скважины, выводимой из бурения. Комплекс исследований должен предусматривать определение полного перечня параметров, в том числе, – давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, вязкости, плотности пластовых флюидов, составов выделившегося газа и дегазированной нефти, построение зависимости основных параметров пластовой нефти от давления (дифференциальное или ступенчатое разгазирование).

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

221. 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.

222. Выбор способа эксплуатации, подбор, установка скважинного оборудования, а также дальнейшие работы по повышению продуктивности поисковых, оценочных или добывающих скважин и достижению намеченной приемистости нагнетательных скважин осуществляются недропользователем в соответствии с базовыми проектными документами на разведку и добычу углеводородов.

223. Бурение скважин считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на их бурение и планом опробования или освоения.

224. Порядок передачи скважин, законченных бурением, от подрядчика заказчику определяется подрядным договором на бурение скважины, заключенным между ними.

225. По законченным бурением скважинам буровая организация представляет заказчику (недропользователю) следующие документы, оформленные актами сдачи-приемки работ:

1) акты о заложении скважин;

2) проект бурения скважин (типовой геолого-технический наряд);

3) акты о начале и окончании бурения скважин;

4) акты об измерении альтитуды устья обсадной колонны;

5) материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;

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

7) 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;

8) акты испытания всех обсадных колонн на герметичность;

9) планы работ по опробованию или освоению каждого объекта;

10) акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала перфорации, способа перфорации и количества отверстий;

11) акты опробования или освоения каждого объекта с приложением данных исследования (дебиты, давления, продуктивность, анализы нефти, воды, газа);

12) меру и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования, глубины установки пусковых клапанов (отверстий);

13) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважин;

14) описание керна;

15) паспорт скважин с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях и конструкции;

16) акты о натяжении колонны;

17) акты об оборудовании устья скважин;

18) акты о сдаче геологических документов по скважинам;

19) акт рекультивации земельного участка.

226. Технический проект на бурение скважин разрабатывается на основе положительной практики пользования недрами в соответствии с настоящими Правилами и нормативно-технической документации по составлению технического проекта на бурение скважин.

227. Изменения и (или) дополнения, вносимые в проект разведочных работ, проект пробной эксплуатации или проект разработки месторождения, затрагивающие параметры составленных на их основе технических проектов на бурение (строительство) скважин, влекут необходимость внесения изменений и (или) дополнений в соответствующие Проекты на бурение (строительство) скважин.

228. Запрещается проведение операций по недропользованию без соответствующего утвержденного недропользователем и получившего положительные заключения предусмотренных экспертиз Проекта на бурение (строительство) скважин.

229. В период разведки и разработки углеводородов скважины бурятся в соответствии с их назначением.

230. Назначение скважин может меняться в процессе разведки и промышленной разработки углеводородов на основании утвержденных решений в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов.

231. Скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам экономически нецелесообразна, в установленном порядке временно выводятся из эксплуатационного фонда в консервацию в соответствии с Правилами консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, и добычи урана, утверждаемыми уполномоченными органами в области углеводородов и добычи урана.

232. Все скважины, выполнившие свое назначение, дальнейшее использование которых в другом качестве признано нецелесообразным или невозможным, в установленном порядке подлежат ликвидации в соответствии с Правилами консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, и добычи урана, утверждаемыми уполномоченными органами в области углеводородов и добычи урана.

Глава 14. НАЗНАЧЕНИЕ СКВАЖИН

233. В период разведки и добычи углеводородов бурятся и выделяются скважины в соответствии с их назначением.

234. Поисковые скважины проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью поиска и открытия залежей углеводородов.

235. Оценочные скважины проектируются и бурятся на площадях, где установлено обнаружение месторождения с целью геологического изучения и оконтуривания залежей углеводородов, получения исходной информации для подсчета запасов углеводородов и проектирования разработки.

236. Эксплуатационно-оценочные скважины выполняют узконаправленные задачи по изучению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполнению в них промыслово-исследовательских работ по определению параметров залежи.

237. Эксплуатационные скважины проектируются и бурятся при реализации пробной эксплуатации (опережающие эксплуатационные скважины) и промышленной разработке месторождения:

1) добывающие (нефтяные и газовые) - для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды;

2) нагнетательные - для проведения воздействия на залежь с целью поддержания пластового давления путем закачки воды, газа (их смеси) или других рабочих агентов вытеснения, для закачки газа или попутных полезных компонентов второй группы, выделяемых из полезных ископаемых, с целью временного хранения, а также для добычи углеводородов в период отработки.

238. Контрольные наблюдательные скважины проектируются и бурятся для осуществления систематического контроля над изменением межфлюидальных (водонефтяного, газонефтяного, газоводяного) контактов и за изменением других параметров (в том числе нефтегазоводонасыщенности пласта) в процессе разработки залежи.

239. Контрольные пьезометрические скважины проектируются и бурятся для контроля за изменением пластового давления и температуры.

240. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации строения пласта для достижения проектного коэффициента извлечения углеводородов.

Глава 15. ПОРЯДОК ОСВОЕНИЯ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

241. Система воздействия на пласт представляет собой комплекс технических средств по обеспечению предусмотренных базовыми проектными документами и проектными документами на разведку и добычу углеводородов на разработку технологий извлечения запасов углеводородов из недр.

242. В комплекс технических средств воздействия на пласт входят: источники рабочего агента, нагнетательные скважины и соответствующее наземное оборудование.

243. Система воздействия на пласт обеспечивает:

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

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

3) 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;

4) возможность постоянного контроля за качеством и свойствами рабочего агента;

5) надежность функционирования, в первую очередь с точки зрения герметичности.

244. 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.

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

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

1) закачку рабочего агента при предусмотренном давлении нагнетания в соответствующем объеме;

2) надежное разобщение пластов и объектов разреза;

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

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

248. Для обеспечения эффективной работы нагнетательной скважины выполняется комплекс мер по обеспечению приемистости скважин в необходимом объеме по всей заданной толщине эксплуатационного объекта, в частности, восстановление природных фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, при необходимости их улучшение, а также создание необходимого пускового давления нагнетания.

249. 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 кратковременного пуска их в эксплуатацию для добычи на максимально допустимых дебитах с подключением к системе сбора продукции от товарного парка.

250. 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.

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

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

2) аэрация жидкости в процессе обратной промывки скважины;

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

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

5) гидропескоструйная перфорация с последующим гидравлическим разрывом пласта;

6) обработка призабойной зоны кислотами и растворами поверхностно-активных веществ;

7) тепловая обработка призабойной зоны и другие.

252. 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.

253. 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 углеводородов из коллектора.

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

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

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

257. 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.

258. 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.

259. 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.

260. В технологическом режиме работы нагнетательных скважин указывается:

1) суточный объем закачки рабочего агента;

2) основные требования к свойствам закачиваемого агента;

3) давление нагнетания;

4) мероприятия по обеспечению установленных норм закачки.

261. Технологический режим работы нагнетательных скважин составляется геолого-технологической службой недропользователя на основе базовых проектных документов, проектных документов на разведку и добычу углеводородов и анализа разработки месторождения и утверждается его руководством.

262. При установлении норм закачки исходят из следующих основных положений:

1) 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;

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

3) 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;

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

263. Для оценки влияния воздействия на пласт различных применяемых технологий (закачка воды, закачка газа, ПТВ и т.д.) необходим постоянный контроль за свойствами пластового флюида. Количество скважин, периодичность отборов проб и виды исследований разрабатываются в программе исследований по контролю за разработкой в базовом проектном документе.

Глава 16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

264. 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.

265. Недропользователь обязан принять на баланс все ранее пробуренные скважины, находящиеся на территории участка недр, проводить по ним мониторинг в соответствии с Кодексом.

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

Сноска. Пункт 266 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

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

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

Сноска. Пункт 269 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

270. 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:

1) установки электровинтовых насосов;

2) установки диафрагменных насосов;

3) установки гидропоршневых насосов.

271. При эксплуатации скважин с высоковязкими жидкостями и с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции недропользователю необходимо разработать оптимальные режимы работы насосных установок в осложненных условиях и провести подбор необходимых защитных приспособлений.

272. При эксплуатации скважин газлифтным способом в зависимости от их характеристики, ресурсов газа и наличия скважинного и наземного оборудования для закачки газа используются следующие основные схемы газлифтной эксплуатации:

1) компрессорный газлифт;

2) бескомпрессорный газлифт;

3) внутрискважинный газлифт;

4) непрерывный газлифт;

5) периодический газлифт.

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

274. 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.

275. Выбор типоразмера и глубины спуска скважинного оборудования в составе выбранного способа эксплуатации скважин должен выполняться недропользователями.

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

1) надежную и безаварийную работу скважин;

2) заданную норму отбора жидкости из скважин;

3) высокий коэффициент полезного действия и межремонтный период работы оборудования;

4) минимальные затраты по сравнению с другими способами;

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

277. 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:

1) 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;

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

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

4) 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.

278. 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.

279. 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).

280. 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).

281. 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.

282. Порядок, сроки ввода и эксплуатация нагнетательных скважин определяются в базовых проектных документах.

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

284. Не допускается эксплуатация нефтяных скважин, в которых произошел неуправляемый прорыв газа по пласту, или по заколонному пространству.

285. Не допускается эксплуатация фонтанных или переведенных на механизированный способ скважин через межтрубное (затрубное) пространство.

286. Не допускается эксплуатация скважин с газовым фактором, превышающим проектные значения, указанные в базовых проектных документах и проектных документах на разведку и добычу углеводородов.

287. Не допускается форсированный отбор жидкости в скважинах при давлениях ниже допустимого значения забойного давления, если проектным документом не предусмотрено иное.

Глава 17. ПОРЯДОК УСТАНОВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

288. Количество, порядок ввода в эксплуатацию и усредненный оптимальный режим работы добывающих и нагнетательных скважин определяются базовыми проектными документами и проектными документами на разведку и добычу углеводородов в зависимости от принятых показателей: уровня, темпа и динамики добычи углеводородов и жидкости из пластов и закачки в них вытесняющих агентов.

289. С учетом принятых основных показателей разработки, а также ограничений и рекомендаций, предусмотренных базовыми проектными документами, проектными документами на разведку и добычу углеводородов или анализом разработки, недропользователем 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.

290. Для контроля за эксплуатацией скважин, а также учета добываемой продукции и выполняемых геолого-технических мероприятий недропользователь обязан вести и хранить на протяжении всего периода операций по недропользованию следующую первичную документацию по месторождению в электронном и бумажном формате, в том числе при его пробной эксплуатации:

1) ежесуточный рапорт по учету (измерению) добытой нефти, воды, газа и газоконденсата на скважине по форме согласно приложению 1 к настоящим Правилам;

2) ежесуточный и ежемесячный рапорт по учету (измерению) добытой нефти, воды, газа и газоконденсата по месторождению по форме согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

291. Технологические режимы работы добывающих скважин составляются недропользователем ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стабильности условий разработки объекта. 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.

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

1) дебит жидкости, нефти, газоконденсата, газа, обводненность, газовый фактор;

2) давление на забое и устье скважины или положение динамического уровня жидкости в скважине;

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

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

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

6) тип и глубина спуска пакеров, газовых якорей, дозаторов, забойных штуцеров и другие;

7) интервалы перфорации, открытого ствола.

293. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы добывающих скважин осуществляется недропользователем.

294. Эксплуатация добывающих скважин не допускается без оборудования для индивидуального или группового замера дебита и для исследования скважин согласно базового проектного документа и проектного документа на разведку и добычу углеводородов.

295. Средства измерений, используемые в технологическом процессе для контроля режима работы скважин, соответствуют законодательству Республики Казахстан об обеспечении единства измерений.

296. Для контроля за эксплуатацией скважин необходимо проводить комплекс исследований с определением основных параметров: компонентного состава пластового флюида, вязкости, плотности, давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, составов выделившегося газа и дегазированной нефти, а также зависимости газосодержания, объемного коэффициента и плотности пластовогофлюида от давления. График отбора глубинных проб нефти/газоконденсата из скважин должен быть составлен геолого-промысловой службой предприятия с учетом ввода в эксплуатацию новых скважин и равномерного распределения их по площади залежи. Отбор и исследования глубинных проб пластового флюида следует выполнять по каждому эксплуатационному объекту. Общее количество подлежащих исследованию скважин составляет ежегодно не менее 5% от фонда добывающих скважин.

297. Для месторождений, разрабатывающихся на морском шельфе периодичность отборов и объем исследований проводится, учитывая все факторы риска (высокое давление, температура, а также содержание сероводорода при наличии).

298. Материалы по режимам работы скважин подлежат хранению, анализу и обобщению. Недропользователь осуществляет оперативный контроль и анализ выполнения установленных технологических режимов, выявляет причины несоблюдения режимов, выполняет мероприятия по повышению эффективности работы скважин и эксплуатационного оборудования.

299. Недропользователь обобщает результаты анализа режимов работы скважин по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и отражает их в ежегодных отчетных документах.

300. 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.

301. 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.

302. Техническое состояние добывающих скважин и скважинного оборудования должно обеспечивать:

1) эксплуатацию скважин в соответствии с утверждаемыми на определенный период технологическими режимами;

2) 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);

3) выполнение промыслово-гидродинамических исследований с целью контроля состояния скважин и скважинного оборудования, определения динамики характеристик пласта и добываемой продукции, контроля и регулирования процесса разработки;

4) проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

5) выполнение работ по воздействию на прискважинную часть пласта и призабойную зону скважины.

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

304. Не допускается эксплуатация добывающих скважин без манометров 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:

1) газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оснащают манометрами, расходомерами и другими устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;

2) 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 для определения причин межколонного давления;

3) 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;

4) эксплуатации нагнетательных скважин с помощью скважинных и поверхностных приборов осуществляется постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине.

305. 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.

306. Периодичность и объем исследовательских работ в скважинах устанавливаются недропользователями в соответствии с утвержденным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований с учетом требований базовых проектных документов и проектных документов на разведку и добычу углеводородов.

307. 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).

308. 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.

309. 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.

310. 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.

311. 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.

312. При закачке в пласт газа (воздуха) конструкции нагнетательных скважин должны соответствовать требованиям, предъявляемым к газовым скважинам.

313. При закачке в пласт различных теплоносителей (горячей воды, пара) необходимо предусматривать специальные меры по снижению термических напряжений в системе обсадная труба – цементное кольцо, в частности при неустановившихся режимах работы скважин.

314. 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).

315. 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.

316. При текущем (подземном) ремонте скважин выполняются следующие работы:

1) полная или частичная замена скважинного оборудования из-за его износа или внезапного отказа в работе;

2) очистка стенок и забоя скважин от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии).

317. При капитальном ремонте скважин выполняются:

1) ремонтно-изоляционные работы;

2) переход на другие горизонты или приобщение пластов;

3) перевод скважин из категории в категорию по назначению;

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

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

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

7) дополнительная перфорация и торпедирование;

8) консервация, расконсервация, или ликвидация скважин.

Сноска. Пункт 317 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

Сноска. Пункт 318 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

319. 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 впризабойную зону добывающих скважин через высокопроницаемые участки пласта.

320. Работы по воздействию на призабойную зону скважин и прискважинную часть пласта не относятся к капитальному и/или текущему (подземному) ремонту скважин.

321. Оборудование устья и ствола скважин, плотность рабочих жидкостей должны предупреждать открытые нефтегазопроявления.

322. Ремонт скважин выполняется в соответствии с утвержденным руководством недропользователя (организации) планом работ и содержит наименование организации, название месторождения, стадии и проект разведки или разработки месторождения, номер и географические координаты скважины, проектную и фактическую глубину скважины, даты начала и завершения бурения скважины, фактическую конструкцию скважины, планируемые мероприятия и сроки проведения работ, номер контракта, краткое обоснование причин проведения работ.

323. 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 эксплуатации объекта.

Глава 18. МОНИТОРИНГ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

324. Контроль за процессом разработки эксплуатационных объектов на месторождениях углеводородов осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки, получения информации, необходимой для выработки мероприятий по ее совершенствованию.

325. Недропользователь обязан обеспечивать организацию проведения мониторинга состояния недр и контроля за разработкой месторождения.

326. В обязательный комплекс промысловых исследований при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений входят:

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

2) замеры дебитов углеводородов и жидкости скважин на поверхности индивидуальными или передвижными замерными установками, включающими трап и мерную емкость, или на сборном пункте с помощью автоматической групповой установки;

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

4) замеры промыслового газового фактора по объектам эксплуатации;

5) определение обводненности продукции скважин по пробам жидкости, отобранным на выкидных линиях или в группах замерных установок;

6) 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;

7) глубинными расходомерами или другими способами;

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

9) построение карт текущих и суммарных отборов углеводородов и жидкости, карт изобар;

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

11) отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб продукции скважин;

12) проведение мониторинга соответствия рабочего агента для закачки требованиям качества.

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

328. Кроме названного перечня систематических измерений, реализовываются по отдельным планам специальные исследования по контролю температурного режима объекта и закачиваемого рабочего агента, оценка работы пластов закачкой меченого вещества, изучение возможности выпадения парафина в пласте, наблюдение за сульфат-редукцией, гидропрослушивание. Допускается разработка индивидуальных норм качества закачиваемой воды в случае, если данные нормативы обоснованы лабораторными исследованиями, в том числе на керне.

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

Сноска. Пункт 329 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

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

332. Объемы и периодичность промысловых исследований на разных стадиях разработки устанавливаются индивидуально по каждому эксплуатационному объекту.

333. Комплекс исследований по контролю за разработкой эксплуатационных объектов предусматривает проведение систематических (периодических) и единичных (разовых) замеров.

334. При проведении систематических исследований рекомендуется следующая периодичность каждого вида исследования:

1) замеры пластового давления выполняются:

один раз в квартал - на первых трех стадиях разработки;

один раз в полугодие - на завершающей стадии разработки;

2) замеры забойного давления - не реже одного раза в квартал в действующих добывающих и нагнетательных скважинах;

3) замеры дебитов добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин - еженедельно;

4) замеры обводненности скважин - еженедельно.

335. Замеры газового фактора в условиях, когда пластовое и забойное давления превышает давление насыщения, выполняются раз в год. При снижении забойного давления ниже давления насыщения замеры газового фактора производятся ежеквартально, при пластовом давлении на уровне и ниже давления насыщения замеры выполняются ежемесячно.

336. 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.

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

338. Замеры содержания в закачиваемой воде взвешенных частиц, нефтепродуктов и других примесей выполняются по мере необходимости.

339. 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).

340. 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.

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

342. Мониторинг эксплуатационных объектов при разработке газовых и газоконденсатных месторождений включает в себя:

1) систематические и контрольные измерения и определения пластовых, забойных и устьевых давлений,

2) уровней жидкости в пьезометрических скважинах,

3) положения контакта газ – вода (газ – нефть и нефть – вода при наличии нефтяной оторочки),

4) изменения дебитов и химического состава газа, конденсата, воды (нефти).

343. Все перечисленные выше исследования проводятся также при освоении скважин и перед пуском их в эксплуатацию после остановок или периода консервации.

344. На основании результатов исследований определяются и периодически уточняются:

1) режим работы залежи и ее температурный режим;

2) начальные и текущие запасы углеводородов;

3) распределение давления по залежи, объекту эксплуатации;

4) взаимодействие отдельных участков залежи;

5) интенсивность и характер продвижения воды (нефти) на различных участках залежи;

6) газоотдающие интервалы с оценкой их дебитов;

7) охват запасов процессом разработки;

8) выявление возможных заколонных перетоков.

345. 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.

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

347. 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.

348. 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.

349. 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.

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

351. 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.

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

353. 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.

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

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

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

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

358. 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).

359. 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.

360. Учет добычи газа отражает добычу утилизированного газа, потери газа при исследованиях скважин и различных продувках, а также при аварийном фонтанировании. Эти и другие возможные потери отражаются в балансе запасов, выполняемых недропользователями.

361. 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.

362. 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.

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

Глава 19. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

364. Регулирование процесса разработки заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, создании благоприятных условий для дренирования пластов. Регулирование осуществляется в течение всего периода разработки месторождения.

365. Путем регулирования и совершенствования разработки достигается:

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

2) условия, способствующие достижению проектных коэффициентов извлечения углеводородов;

3) 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.

366. 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 разработки эксплуатационного объекта.

367. Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования. При применении заводнения могут применяться следующие принципы:

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

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

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

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

5) 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;

6) 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.

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

369. 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.

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

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

2) 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;

3) улучшение вскрытия и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки;

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

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

6) 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;

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

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

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

10) организация очагового заводнения;

11) изменение направления фильтрационных потоков и циклическое заводнение.

371. Регулирование и совершенствование запроектированной системы разработки осуществляется недропользователем по согласованию с проектной организацией, составившей проектный документ на разработку.

372. В целях регулирования или увеличения добычи нефти не допускается избирательное разбуривание и уплотнение проектной сетки наиболее продуктивной части залежи, объекта эксплуатации и участков залежи с наибольшими толщинами.

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

1) повсеместного или выборочного (на участках с ухудшенными параметрами пласта) уплотнения сетки скважин;

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

3) замены метода воздействия на пласт или вида заводнения;

4) значительного увеличения давления нагнетания.

374. Мероприятия по изменению системы разработки излагаются в дополнении к ранее утвержденному проектному документу или в новом проектном документе с оценкой экономической и технологической эффективности.

375. Регулирование разработки газовых и газоконденсатных объектов эксплуатации (залежей, месторождений) проводятся с целью повышения газоконденсатоотдачи. Регулирование разработки газовых и газоконденсатных объектов включает следующие мероприятия:

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

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

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

4) повышение охвата залежи вытеснением путем перевода наблюдательных и нагнетательных скважин в добывающие, если они выполнили первоначально возложенные на них задачи.

376. При разработке многопластовых объектов проводятся дополнительные мероприятия:

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

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

377. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений по согласованию с организацией, составившей проектный документ, может быть проведено приобщение к эксплуатационным объектам ранее не разрабатывавшихся пластов, горизонтов, в том числе вновь открываемых в процессе эксплуатационного разбуривания или продолжающихся разведочных работ.

378. Приобщение допускается:

1) при близких значениях текущих пластовых давлений и отсутствии перетоков между основным и приобщаемым пластами (горизонтом);

2) при близких продуктивной характеристике пластов и свойствах и составе пластового флюида с основным объектом;

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

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

379. 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.

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

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

1) величина пластового давления и рабочий дебит скважины;

2) физико-химическая и товарная характеристики газа;

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

4) термодинамические условия работы скважины;

5) условия гидратообразования в стволе скважины и газопромысловой сети;

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

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

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

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

1) 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;

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

3) постоянной депрессии – в случае опасности образования конусов и языков обводнения;

4) постоянного давления на устье скважины – при работе скважины без штуцера или для поддержания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа на промысле;

5) 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.

383. 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.

384. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:

1) рабочего дебита скважины;

2) допустимого перепада давления и температуры в стволе;

3) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах;

4) диаметра эксплуатационной колонны.

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

386. 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.

387. 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.

Глава 20. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗВЕДКЕ, РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

388. Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий по обеспечению полноты извлечения из недр углеводородов, 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 углеводородов и жидкости в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин, а также вследствие утилизации отходов производства и сточных вод.

389. Мероприятия по охране недр и окружающей среды предусматриваются в базовых и технических проектных документах.

390. Соблюдение требований и контроль за реализацией природоохранных мероприятий возлагается на недропользователя.

391. Разработка месторождений углеводородов проводится на основании результатов инженерно-геологических, гидрогеологических, геоэкологических и других исследований. Необходимость проведения дополнительных исследований определяется недропользователем и/или проектной организацией в соответствии с требованиями природоохранных нормативных документов.

392. При разведке, разбуривании и разработке нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений применяются только экологически чистые технологии и химические продукты, высоконадежная 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.

393. Проект разработки месторождения углеводородов содержит раздел по переработке (утилизации) попутного газа.

394. 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.

395. Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок на электроприводе от внешних сетей. Если бурение ведется буровой установкой с дизель-генераторным и дизельным приводом выпуск неочищенных выхлопных газов в атмосферу с таких установок должен соответствовать их техническим характеристикам и экологическим требованиям.

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

397. 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.

398. При бурении скважин на плодородных землях и землях сельскохозяйственного назначения в процессе проведения подготовительных работ к монтажу оборудования снимается и отдельно хранится плодородный слой для последующей рекультивации территории.

399. При бурении скважин не допускается нарушение растительного и почвенного покровов за пределами участков, отведенных под бурение.

400. 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.

401. Не допускается сброс отходов недропользования в поверхностные водные объекты и недра.

402. При разбуривании водоносных горизонтов, которые могут быть использованы как источники хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применяемые для приготовления (обработки) бурового и цементного растворов, должны иметь токсикологические характеристики, согласованные с уполномоченными органами в области охраны окружающей среды и санитарно-эпидемиологического благополучия населения. Интервалы залегания водоносных горизонтов надежно изолируются.

403. 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.

404. 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.

405. В процессе испытания скважин добытые нефть, конденсат, минерализованная вода собираются в емкости с последующим их вывозом. За исключением случаев, когда при испытании разведочных (оценочных) скважин на море по итогам экологической экспертизы сжигание углеводородов на факеле признано наиболее безопасным методом утилизации для окружающей среды.

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

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

408. 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.

409. 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 углеводородов (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за производство работ.

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

411. При наличии сероводорода в скважине буровой раствор обрабатывается нейтрализатором сероводорода.

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

Сноска. Пункт 412 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

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

415. 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 углеводородов и жидкости.

416. 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.

417. Работа по ликвидации открытого фонтана проводится по плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке недропользователем.

418. Помещения буровых установок должны быть оборудованы вытяжной вентиляцией, включаемой от датчиков на сероводород при достижении предельно допустимой концентрации.

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

420. От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта месторождения углеводородов устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по действующим санитарным правилам. Для месторождений углеводородов с наличием сероводорода санитарно-защитная зона определяется, исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода.

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

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

423. Освоение, испытание и эксплуатация скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, наличием межпластовых перетоков, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками устьевых фланцевых соединений, а также эксплуатация дефектных скважин осуществляется недропользователем с проведением необходимых мероприятий по восстановлению целостности скважин и обеспечением безопасной эксплуатации. Утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, план ремонтно-восстановительных работ, а также за их работой осуществляется постоянный контроль с целью обеспечения охраны недр и окружающей природной среды.

424. 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.

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

426. Необходимым условием применения при разработке месторождений углеводородов химических реагентов (индикаторов) является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий.

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

428. 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.

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

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

431. 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.

432. Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающих скважин принимается недропользователем по согласованию с проектной организацией, составившей проект разработки месторождения углеводородов или анализ разработки месторождения.

433. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков углеводородов и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям углеводородов в недрах, то недропользователь устанавливает и ликвидирует причину неуправляемого движения пластовых флюидов.

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

435. 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.

436. Внутрискважинное оборудование, технологические аппараты, обсадные трубы и другое оборудование, используемое в коррозионно-агрессивной среде, должны быть стойкими к сульфидному растрескиванию.

437. 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.

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

439. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит:

1) очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, и используется в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачивается в поглощающие горизонты;

2) предварительной очистке в соответствии с нормами экологического законодательства и сбрасывается в искусственные пруды-испарители, пруды-накопители и иные накопители сточных вод, конструкция которых предотвращает загрязнение почв и подземных вод.

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.

440. 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.

441. 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.

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

443. 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.

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

1) при разработке залежей без применения заводнения;

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

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

4) при использовании пластовых вод как гидроминерального сырья;

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

445. 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.

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

447. Недропользователем осуществляется контроль через сеть инженерных скважин за состоянием грунтовых вод (по периметру месторождения), а также в районе расположения шламонакопителей.

448. Порядок ликвидации последствий недропользования по углеводородам, консервации участка недр по углеводородам и (или) консервации и (или) ликвидации технологических объектов устанавливается в Правилах консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, и добычи урана, утверждаемых уполномоченными органами в области углеводородов и добычи урана.

РАЗДЕЛ III. ДОБЫЧА УРАНА

Глава 21. ТИПЫ И ВИДЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРАНА

449. По условиям формирования урановых руд выделяют три основные группы месторождений: 1) экзогенные; 2) метаморфогенные; 3) эндогенные.

450. На месторождениях, связанных с эндогенными и метаморфогенными процессами, локализованными в подавляющем большинстве случаев в скальных массивных породах, способы подземного выщелачивания с предварительным дроблением рудовмещающей массы применяются в ограниченных масштабах, в основном для отработки забалансовых руд, флангов месторождений.

451. Основные объемы добычи способом подземного выщелачивания с применением скважинных систем относятся к месторождениям, сформированным экзогенными процессами.

452. Экзогенные эпигенетические месторождения классифицируются по типу окисления в рудообразующем процессе на три группы: 1) пластового окисления, 2) грунтового окисления, 3) трещинного окисления.

Глава 22. ПОРЯДОК ДОБЫЧИ УРАНА.

453. Подземное скважинное выщелачивание (ПСВ) – способ добычи урана с помощью раствора реагента без извлечения руды на поверхность, через систему технологических скважин.

454. Проектные потери – часть запасов урана, предусмотренная проектами опытно-промышленной добычи и/или разработки месторождения к безвозвратному оставлению в недрах при отработке месторождения или его части методом ПСВ.

455. Погашенные запасы – запасы в пределах рудной залежи, участка или блока, законченные отработкой (как добытые, так и оставленные в недрах). Погашенными запасами при методе ПСВ считаются: добытый уран плюс потери.

456. Добыча блоков способом подземного выщелачивания подразделяется на три периода: 1) подготовка блоков к добыче; 2) добыча; 3) доработка блоков или участков с выводом их из цикла добычи.

457. Период подготовки блока к добыче урана включает в себя бурение эксплуатационно-разведочных, технологических и наблюдательных скважин, обвязку и оснащение их поверхностными коммуникациями, оборудование контрольно-измерительной аппаратурой, а также стадию закисления блока. Бурение эксплуатационно-разведочных, технологических, наблюдательных и других скважин осуществляется согласно утвержденному недропользователем проекту опытно-промышленной добычи и/или проекту разработки месторождения, в котором определяется схема расположения скважин, а также их конструктивные особенности.

457-1. Работы по бурению, оборудованию и освоению технологических и наблюдательных скважин на полигоне ПСВ выполняются в строгом соответствии с проектами опытно-промышленной добычи и разработки месторождения урана, которые составляются в соответствии с пунктом 2 статьи 182 Кодекса проектной организацией, имеющей лицензию на соответствующий вид деятельности.

Сноска. Глава 22 дополнена пунктом 457-1, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

458. Закисление блока – процесс, необходимый для создания в рудовмещающем горизонте геохимической и гидродинамической обстановки, обеспечивающей процесс перевода урана в раствор. Подача закачных растворов в эксплуатационные блоки на стадии закисления, в зависимости от системы отработки, осуществляется различными способами – прямым, опережающим, пульсирующим, с реверсированием, пассивным и т.д. Режимы закисления блоков и способы подачи в них рабочих растворов должны оговариваться в проектах опытно-промышленной добычи и/или разработки месторождения, а также в паспортах добычи блоков.

459. При выполнении буровых работ эксплуатационная разведка должна производиться в объемах, обеспечивающих правильное расположение запроектированных технологических скважин в плане и разрезе, уточнения контуров рудного тела (залежи) в разрезе и плане.

460. После завершения всех подготовительных работ на новом блоке составляется акт о его готовности к вводу в эксплуатацию и, после утверждения акта руководством добычного предприятия, начинается закисление блока.

461. Период добычи блоков подразделяется на две стадии – активное выщелачивание и доработка блока. Стадия активного выщелачивания представляет собой процесс массового перехода урана в раствор и перенос его продуцирующими растворами к откачным скважинам. На этой стадии концентрация кислоты в закачных растворах устанавливается в зависимости от кислотоемкости пород и достигнутой степени добычи блоков. Доработка блока или участка – это период времени, относящийся к завершающей стадии работ по добыче урана, характеризующийся, как правило, резким снижением содержания урана в продуктивных растворах после отработки 70-80% запасов в недрах, подача маточников сорбции проводится без подкисления.

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

уровень подземных вод:

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

геофизические исследования:

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

Сноска. Глава 22 дополнена пунктом 461-1, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования); в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 07.09.2023 № 331 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

462. Добычу блока или участка следует считать завершенной при устойчивом снижении концентрации металла ниже минимально-промышленного уровня.

463. Недропользователь, обладающий правом недропользования на добычу урана, начинает опытно-промышленную добычу только после проведения оценки геологических запасов урана компетентным лицом и положительного заключения экспертиз в отношении проекта опытно-промышленной добычи, предусмотренных Кодексом.

464. Недропользователь, обладающий правом недропользования на добычу урана, начинает добычу на основе проекта разработки месторождения, утвержденного недропользователем и получившего положительные заключения экспертиз, предусмотренных Кодексом.

465. При проведении опытно-промышленной добычи и добычи обеспечивается выполнение следующих требований в области рационального и комплексного использования и охраны недр:

1) обеспечение рационального и экономически эффективного использования недр на всех этапах проведения операций по добыче урана;

2) обеспечение полноты извлечения из недр полезных ископаемых, не допуская выборочную отработку;

3) достоверный учет запасов урана и попутных компонентов;

4) предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения;

5) охрана недр от обводнения, пожаров и других стихийных факторов, осложняющих эксплуатацию и разработку месторождений урана;

6) предотвращение загрязнения недр при хранении урана или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов;

7) соблюдение установленного порядка приостановления, прекращения операций по добыче урана, ликвидации последствий недропользования, консервации участков недр;

8) обеспечение экологических и санитарно-эпидемиологических требований при складировании и размещении отходов.

Сноска. Пункт 465 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

466. Не допускается оставление запасов урана, вызывающее осложнения при добыче в будущем, полную или частичную потерю этих запасов.

467. Выбранные способы, объемы и сроки проведения горно-подготовительных работ должны обеспечивать установленные нормативы вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов.

468. Количество и качество готовых к выемке запасов урана, нормативы потерь по участку недр добычи должны определяться по выемочным единицам.

469. В процессе опытно-промышленной добычи и добычи недропользователи:

1) определяют количество и качество готовых к выемке запасов урана, нормативы проектных потерь по выемочным единицам;

2) ведут учет добычи и нормативов потерь по каждому эксплуатационному блоку;

3) разрабатывают и осуществляют мероприятия по недопущению сверхнормативных потерь;

4) ведут работы в соответствии с календарным графиком проектных документов;

5) проводят эксплуатационную разведку (доразведку) с целью уточнения контуров эксплуатационных блоков и геологического строения месторождения для дальнейшего пересчета запасов;

6) разрабатывают и проводят гидрогеологические исследования за восстановлением состояния подземных вод после ликвидации эксплуатационных блоков.

Сноска. Пункт 469 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

470. При проведении опытно-промышленной добычи и добычи не допускается:

1) выборочная отработка богатых или легкодоступных участков месторождения, приводящая к необоснованным потерям запасов урана;

2) оставление запасов урана, вызывающее осложнения при их выемке в будущем, полную или частичную потерю этих запасов;

3) потери, превышающие проектные показатели;

4) разубоживание продуктивных растворов подземными водами или растекание выщелачивающих растворов за контур эксплуатационного блока.

Сноска. Пункт 470 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

471. Операции по добыче урана должны проводиться в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительные заключения, предусмотренных Кодексом экспертиз, проектом опытно-промышленной добычи и/или проектом разработки месторождения.

472. Проекты изменений и (или) дополнений к утвержденным проектам не составляются в случае, если ежегодно объемы добычи, определенные утвержденными проектами, изменяются менее чем на двадцать процентов в физическом выражении от утвержденных показателей за год без изменения горно-геологических и технологических условий отработки месторождения урана.

Сноска. Пункт 472 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

473. Согласно Кодексу обязательными условиями проведения добычи урана являются рациональное и экономически эффективное использование недр на основе применения высоких технологий и положительной практики пользования недр, а также обеспечение безопасности жизни и здоровья людей.

474. Под положительной практикой использования недр понимается общепринятая международная практика, применяемая при проведении операций по недропользованию, которая является рациональной, безопасной, необходимой и экономически эффективной.

475. Охрана недр и окружающей среды включает систему правовых, организационных, экономических, технологических и других мероприятий, направленных на:

1) охрану жизни и здоровья населения;

2) сохранение естественных ландшафтов и рекультивацию нарушенных земель, иных геоморфологических структур.

476. Требованиями в области рационального и комплексного использования недр и охраны недр являются:

1) предотвращение загрязнения недр при хранении урана или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов;

2) соблюдение установленного порядка приостановления, прекращения операций по недропользованию, ликвидации последствий недропользования, консервации участков недр.

477. Порядок ликвидации последствий добычи урана устанавливается в Правилах консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи углеводородов, и добычи урана, утверждаемых уполномоченными органами в области углеводородов и добычи урана.

478. Недропользователь имеет право в любое время до истечения опытно-промышленной добычи и периода добычи, производить консервацию или ликвидацию отдельных технологических скважин, используемых при проведении операций по недропользованию, включая сопутствующие инженерные коммуникации.

Глава 23. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ДОБЫЧУ УРАНА.

479. Проект разработки месторождения разрабатывается при наличии отчета по подсчету геологических запасов.

480. В проекте разработки месторождения предусматриваются:

1) обоснование нормативов вскрытых, подготовленных и готовых к выемке запасов урана;

2) отчет по подсчету геологических запасов;

3) применение средств механизации и автоматизации производственных процессов, обеспечивающие наиболее полное, комплексное извлечение из недр, рациональное и эффективное использование балансовых запасов урана и совместно с ними залегающих полезных ископаемых;

4) календарный график горных работ с объемами добычи и показателями качества урана в пределах срока действия контракта в рамках участка недр;

5) расходы на эксплуатацию участка недр;

6) размещение наземных и подземных сооружений;

7) проектные показатели: предполагаемые объемы добычи на весь период разработки месторождения, объемы горно-капитальных, горно-подготовительных, эксплуатационно-разведочных работ;

8) гидрогеологические наблюдения за восстановлением состояния подземных вод в ликвидированных эксплуатационных блоках;

9) геологическое и маркшейдерское обеспечение работ;

10) обоснование нормативов потерь выемочных единиц по результатам проведенной опытно-промышленной добычи;

11) расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

12) порядок очередности отработки запасов;

13) финансовую модель, включающую основные показатели;

14) меры, обеспечивающие безопасность работы производственного персонала и населения, зданий и сооружений, объектов окружающей среды от вредного воздействия работ, связанных с недропользованием;

15) технические средства и мероприятия по достоверному учету количества и качества добываемого и перерабатываемого минерального сырья, а также их потерь и отходов производства;

16) обезвреживание или захоронение отходов производства;

17) расчет дохода и прибыли от промышленной эксплуатации;

18) систематическое опробование минерального сырья с целью управления и повышения эффективности технологии его переработки;

19) обоснование оптимальных параметров выемочных единиц, обеспечивающих рациональный уровень полноты извлечения полезных ископаемых из недр;

20) мероприятия по предотвращению потерь полезного ископаемого;

21) налоги и другие платежи;

22) сохранение в недрах или складирование забалансовых запасов для их последующего промышленного освоения;

23) способы вскрытия и системы разработки участка недр урана;

24) проведение доизучения (доразведки) участка добычи с целью уточнения геологического строения и запасов месторождения урана;

25) информацию о сроках, условиях и стоимости выполнения работ по ликвидации последствии добычи урана;

26) объем добываемого урана, поднятого на поверхность с продуктивными растворами, за вычетом урана, возвращаемого с выщелачивающими растворами в недра.

Сноска. Пункт 480 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

480-1. Работы по доразведке проводятся в соответствии с проектом разработки месторождения.

В случае, если в течение доизучения недропользователем на участке добычи обнаружена новая залежь (совокупность залежей), ее оценка производится в соответствии с дополнением к проекту разработки месторождения.

Сноска. Глава 23 дополнена пунктом 480-1, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

481. Принимаемые технические решения сопровождаются соответствующей графической документацией.

482. Не допускаются варианты вскрытия и системы разработки, приводящие к выборочной отработке наиболее богатых частей и легкодоступных участков недр добычи, рудных тел и залежей вследствие которых они могут утратить промышленное значение или оказаться полностью потерянными.

482-1. На стадии разработки проектов опытно-промышленной добычи и/или разработки месторождения урана недропользователями разрабатывается система контроля за состоянием подземных вод на полигонах ПСВ на основании данных поисковых геологоразведочных работ, лабораторных исследований, опытных полевых испытаний и опыта эксплуатации аналогичных месторождений.

Система контроля за состоянием подземных вод включает три сети наблюдательных скважин:

1) наблюдательные скважины для контроля за растеканием растворов в вертикальном направлении;

2) наблюдательные скважины для контроля за возможными утечками растворов из пескоотстойников продуктивного раствора и выщелачивающего раствора;

3) наблюдательные скважины внутри и за контуром эксплуатационного блока для контроля за технологическим процессом в зоне гидродинамического воздействия откачиваемых и закачиваемых растворов.

Сноска. Глава 23 дополнена пунктом 482-1, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

483. Проект опытно-промышленной добычи должен содержать:

1) выбор представительного участка для проведения работ с содержанием полезного ископаемого на данном участке с параметрами соответствующим средним параметрам по основному участку недр;

2) комплекс исследований по контролю процесса разработки и получения дополнительных данных о горно-геологических условиях и качестве минерального сырья;

3) продолжительность опытно-промышленной разработки, необходимой для оценки эффективности апробируемой технологии;

4) технология опытно-промышленной разработки;

5) потребность в технологическом оборудовании, машинах и механизмах;

6) объем опытно-промышленной добычи.

484. Объемы и сроки опытно-промышленной добычи определяются по результатам прямых переговоров, в пределах максимально допустимого срока опытно-промышленной добычи в соответствии с Кодексом

485. Недропользователем на основе первичного и сводного учета запасов, потерь урана по состоянию на первое января каждого года составляется ежегодный отчетный баланс запасов. К нему прилагаются материалы, обосновывающие изменение запасов в результате их прироста, погашения, а также списания, как утративших промышленное значение или не подтвердившихся при отработке участке недр.

Глава 24. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ДОБЫЧЕ УРАНА.

Сноска. Глава 24 исключенас приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 25. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕДР ДОБЫЧИ УРАНА.

490. Анализ разработки месторождения представляет собой комплексное изучение результатов геологических, геофизических, гидродинамических и других исследований в процессе разработки на предмет выявления необходимости совершенствования системы разработки месторождения. Анализ разработки месторождения подлежит государственной экспертизе проектных документов.

Сноска. Пункт 490 – в редакции приказа и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

491. Анализ разработки месторождения урана проводится привлекаемой недропользователем проектной организацией, имеющей лицензию на соответствующий вид деятельности, и направляется в уведомительном порядке в компетентный орган не реже одного раза в три года.

492. В случае существенных (двадцать и более процентов) расхождений между фактическими и проектными показателями разработки месторождения при наличии обоснованного вывода анализа разработки месторождения урана о необходимости внесения изменений в проект разработки месторождения, результаты анализа подлежат рассмотрению центральной комиссией в порядке, предусмотренном Кодексом для государственной экспертизы проекта разработки месторождения.

492-1. В рамках анализа разработки отдельные показатели проектных документов несущественно (менее двадцати процентов) корректируется в следующих случаях:

1) корректировка объемов эксплуатационно-разведочных скважин в рамках мероприятий по доразведке месторождения;

2) изменение графика ввода и количество технологических скважин эксплуатационных блоков, предусмотренного в проекте опытно-промышленной добычи и/или разработки месторождения урана.

Сноска. Глава 25 дополнена пунктом 492-1, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

493. В случае вынесения центральной комиссией положительного заключения по анализу разработки месторождения урана проектные решения и показатели такого анализа расцениваются в качестве проектных решений и показателей проекта разработки месторождения на период разработки, утверждения и проведения государственной экспертизы изменений и дополнений к проекту разработки месторождения, который не должен превышать одного года.

494. В результате анализа разработки месторождения оцениваются:

1) результаты опробования по каждой наблюдательной скважине, в каждой точке наблюдения;

2) степень охвата воздействием рудного пласта объекта разработки, по площади и разрезу с состоянием выработки их запасов;

3) состояние подземных вод на отрабатываемой площади месторождения;

4) характер и последствия снижения дебита откачных и приемистости закачных скважин;

5) данные о геологическом строении месторождения с оценкой изменения запасов урана;

6) характеристики динамики добычи урана и соответствие их проекту опытно-промышленной добычи и/или разработки месторождения урана;

7) контроль режимов работы скважин;

8) состояние фонда скважин и его соответствие проекту опытно-промышленной добычи и/или разработки месторождения урана.

Сноска. Глава 25 дополнена пунктом 494, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

495. В рамках анализа разработки допускается проектирование опытно-промышленных испытаний по внедрению новых технологий по повышению коэффициента извлечения урана на отдельных участках месторождения.

Сноска. Глава 25 дополнена пунктом 495, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

496. Анализ разработки завершается выполнением расчетов технико-экономических показателей разработки месторождения, с учетом реализации рекомендуемых мер по регулированию процесса и сопоставлением их с проектными показателями утвержденного варианта разработки.

Сноска. Глава 25 дополнена пунктом 496, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

497. Недропользователь каждые три года направляет в компетентный орган на экспертизу анализ выполнения проектных условий в соответствии с показателями проекта разработки.

Сноска. Глава 25 дополнена пунктом 497, в соответствии с приказом и.о. Министра энергетики РК от 20.08.2021 № 270 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

ПРИЛОЖЕНИЯ К ЕДИНЫМ ПРАВИЛАМ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ И КОМПЛЕКСНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР.

	Приложение 1
	к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр
	ФОРМА

ЕЖЕСУТОЧНЫЙ РАПОРТ ПО УЧЕТУ (ИЗМЕРЕНИЮ) ДОБЫТОЙ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА НА СКВАЖИНЕ

"_" 20 г.
_______________
(время заполнения, ч.мин.)

№ п/п	Номер скважины	Название месторождения	Объем добычи нефти/газоконденсата (м3)	Объем добычи газа (тыс.м3)	Среднесуточная обводненность нефти/газоконденсата (%)	Среднесуточное трубное давление на устье скважины, МПа	Марка и место установки средств измерений	Общее время работы скважины за сутки (ч.мин.)	Способ эксплуатации скважины (фонтанный, газлифт и др.)	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11	12

Ответственное лицо (оператор, мастер)________________________________________
Фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись

Примечание: заполняется и подписывается ответственным лицом. Допускается
внесение дополнительной информации. В случае ведения электронного документооборота
ежесуточный рапорт заверяется электронно-цифровой подписью.


	Приложение 2 к Единым правилам по рациональному и комплексному использованию недр
	ФОРМА

ЕЖЕСУТОЧНЫЙ И ЕЖЕМЕСЯЧНЫЙ РАПОРТ ПО УЧЕТУ (ИЗМЕРЕНИЮ) ДОБЫТОЙ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

______________________________________
(наименование месторождения)

"_" 20 г.
_______________
(время, ч.мин.)

№ п/п	Наименование месторождения	Объем добычи нефти/газоконденсата без учета потерь * (тыс.м3)	Объем потерь нефти/газоконденсата * (тыс.м3)	Объем добычи нефти/газоконденсата с учетом потерь * (тыс.м3)	Расходы на собственные технологические нужды нефти/газоконденсата, тыс.м3	Технологические потери нефти/газоконденсата, тыс.м3
1	2	3	4	5	6	7

продолжение таблицы

Остатки нефти/газоконденсатав полостях технологических линий и др. потери, тыс.м3	Объем добычи газа без учета потерь* (млн.м3)	Объем потерь газа * (млн.м3)	Объем добычи газа с учетом потерь* (млн.м3)	Сожженный газ, в том числе при технологически неизбежном сжигании, пробной эксплуатации и испытании скважин (млн.м3)	Примечание
8	9	10	11	12	13

Ответственное лицо (руководитель месторождения или уполномоченное лицо)
________________________________________________________________________________
Фамилия, имя, отчество (при его наличии) подпись

Примечание: Заполняется и подписывается ответственным лицом. Допускается/
внесение дополнительной информации. Потери* - все потери составляющие разницу в объеме
продукции, в том числе технологические потери, использование на собственные нужды,
сжигание, остаток в полостях и др. потери. В случае ведения электронного документооборота
ежесуточный и ежемесячный рапорт заверяются электронно-цифровой подписью.

Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2018 жылғы 28 маусымда № 17131 болып тіркелді.

РҚАО-ның ескертпесі!
Қолданысқа енгізілу тәртібін 5-тармақтан қараңыз.

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

Ескерту. Кіріспе жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1. Қоса беріліп отырған Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Мұнай өнеркәсібін дамыту департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрық мемлекеттік тіркелген күнінен бастап күнтізбелік он күн ішінде оның қазақ және орыс тілдеріндегі қағаз және электрондық түрдегі көшірмесін ресми жариялау және Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау банкіне енгізу үшін "Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жіберуді;

3) осы бұйрық мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның көшірмесін мерзімді баспасөз басылымдарына ресми жариялауға жіберуді;

4) осы бұйрық ресми жарияланғаннан кейін оны Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

5) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 2), 3) және 4) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

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

5. Осы бұйрық 2018 жылғы 29 маусымнан бастап қолданысқа енгізіледі және ресми жариялауға жатады.

Қазақстан Республикасының
Энергетика министрі

Қ. Бозымбаев

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Инвестициялар және даму министрі

_____________ Ж. Қасымбек

18 маусым 2018 жылғы

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Қаржы министрі

_____________ Б. Сұлтанов

20 маусым 2018 жылғы

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрі

___________ Т. Сүлейменов

19 маусым 2018 жылғы

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
2018 жылғы 15 маусымдағы
№ 239 бұйрығымен
бекітілген

Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар

I БӨЛІМ. НЕГІЗГІ ЕРЕЖЕЛЕР

1-тарау. ЖАЛПЫ ЕРЕЖЕЛЕР

1. Осы Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар (бұдан әрі – Қағидалар) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" 2017 жылғы 27 желтоқсандағы Қазақстан Республикасының Кодексі (бұдан әрі – Кодекс) 121-бабының 11-тармағына және 184-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленді.

2. Осы Қағидалар Қазақстан Республикасының аумағында орналасқан көмірсутек кен орындарын барлау мен игеруге және уран кен орындарын игеруге қойылатын талаптарды белгілейді және Қазақстан Республикасының құзыретті органының, көмірсутектер саласындағы уәкілетті органның, уран саласындағы уәкілетті органның және олардың аумақтық органдарының, жер қойнауын пайдаланушылардың (операторлардың, сенімгерлік басқарушылардың) және ұйымдардың пайдалануына арналған.

Осы Қағидалардың талаптары пайдалы қазбалардың басқа түрлеріне қолданылмайды.

3. Осы Қағидалардың ережелері осы Қағидаларда көзделген жағдайларды қоспағанда, меншік нысанына және жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарттардың, оның ішінде өнімді бөлу туралы келісімдердің жасалған күніне қарамастан барлық жер қойнауын пайдаланушыларға (операторларға, басқару компанияларына, сенімгерлік басқарушыларға) қолданылады.

4. Осы Қағидалар күшіне енгенге дейін бекітілген көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану саласындағы және уран өндіру саласындағы жобалау құжаттары олардың қолданыс мерзімі аяқталғанға дейін қолданылады және осы жобалар бойынша барлау мен игеруді жүргізу тәртібі 4, 6, 10 -тарауларды қоспағанда, осы Қағидалардың ережелерімен реттеледі.

5. Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

1) көмірсутектер - мұнай, шикі газ және табиғи битум;

2) мұнай – шикі мұнай, газ конденсаты, сондай-ақ шикі мұнайды тазартудан және жанғыш тақтатастарды, мұнай-битуминозды жыныстарды немесе шайырлы құмдарды өңдегеннен кейін алынған көмірсутектер;

3) көмірсутектер кенжатыны - коллектор-жыныста және өткізбейтін жыныстар жапқыштарында түзілген тұтқыштағы көмірсутектердің табиғи оқшау жинақталуын қамтитын жер қойнауының бір бөлігі;

4) көмірсутектер кен орны - есептеу бойынша есеп осы Кодексте көзделген жер қойнауы мемлекеттік сараптамасының оң қорытындысын алған бірыңғай құрылымдық элементпен бақыланатын және жергілікті бір алаңда орналасқан, бір немесе бірнеше тұтқыштарға жататын кенжаты немесе кенжатындар жиынтығы;

5) геологиялық қорлар – кенжаттағы көмірсутектер қорлары;

6) көмірсутектер қорлары – қалыпты (0,1 МПа және 20°С) жағдайларға келтірілген, кенжаттағы мұнайдың, конденсаттың массасы, сондай-ақ газ көлемі;

7) қабатты сынамалау – қабаттан ағынды шақырту, қабат сұйықтығының сынамаларын іріктеу, қабаттың қанықтығының сипатын бағалау, қабаттың негізгі гидродинамикалық параметрлерін және ұңғымалардың дебитін айқындау мақсатындағы жұмыстар кешені. Қабаттарды сынамалау ашық оқпанда ұңғымаларды бұрғылау процесінде, әрі пайдалану бағанасында жүргізіледі;

8) ұңғыманы сынау – зерттеу мақсатында өндіру кезеңінде өндіру учаскесін барлау және жете барлау кезінде ұңғыманы уақытша пайдалану;

9) тәуелсіз ұңғымалар – кенжатын (кенжатындар жиынтығы) құрылысының негізгі сипаттарын айқындау үшін бұрғыланатын және геофизикалық зерттеулердің деректеріне, іздестіру мақсатындағы бұрғылау нәтижелеріне қарай орналастыру көзделетін алғашқы кезектегі іздестіру немесе бағалау ұңғымалары;

10) тәуелді ұңғымалар – кенжатынның геологиялық құрылысын нақтылау мақсатында барлау жұмыстарының жобасында көзделген тәуелсіз ұңғымаларды бұрғылаудың немесе басқа де геологиялық зерттеулердің нәтижелері бойынша бұрғылау орындылығы және орналасу нүктелері анықталатын іздестіру немесе бағалау ұңғымалары;

11) сынамалап пайдалану – қабаттар мен кенжатынның, кен орнын әзірлеу жобасын жасау үшін ұңғымаларды кешенді геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің геологиялық-кәсіпшілік сипаты туралы қолда бар ақпаратты нақтылау және қосымша ақпарат алу мақсатында жүргізілетін жұмыстар. Сынамалап пайдалану ұңғымалар мен көмірсутектерді өндіруді зерттеу мақсаттарында уақытша пайдалануды көздейді;

12) көмірсутектер кен орнын игеру (өнеркәсіптік игеру) – өндіру кезеңінде жүргізілетін көмірсутектерді өндіру;

13) көмірсутектерді барлаудың күрделі жобалары – мыналарды қамтитын жобалар:

Каспий немесе Арал теңізінің қазақстандық секторы шегінде толық немесе ішінара орналасқан жер қойнауы учаскесінде (учаскелерінде) кез келген көмірсутектерді барлауды және (немесе) өндіруді көздейтін теңіз жобалары;

газ немесе газ конденсатының кенжатыны немесе мұнайға қаныққан бөлігі көлемінің үлесі кенжатынның немесе кен орнының жалпы көмірсутектер көлемінің жиырма бес және одан аз пайызы болатын кен орны бар жер қойнауы учаскесінде (учаскелерінде) көмірсутектерді барлауды және (немесе) өндіруді көздейтін құрлықтағы газ жобалары;

мынадай: құрамында дәстүрлі емес көмірсутектер қоры болатын; анықталған көмірсутектер кенжатынының (кен орнының) ең жоғарғы нүктесінің абсолюттік тереңдігі 4500 метрден кем болмайтын; табылған кенжатындағы (кен орнындағы) күкіртті сутектің құрамы қабаттық флюидте 3,5 және одан да көп пайызды құрайтын; табылған кенжатын (кен орны) ұңғыманың оқпанындағы сұйықтықтың тығыздығы 1000 кг/м3 болатын гидростатикалық қысымға қабаттық қысымның қатынасы ретінде айқындалатын, аномальдық коэффициенті 1,5 және одан жоғары аномальдық жоғары қабаттық қысыммен сипатталатын; табылған кенжатын (кен орны) қалыңдығы 100 метрден асатын тұзды шөгінділердің астында орналасатын; табылған кенжатын құрылымдық емес тұтқыштарға жататын параметрлердің кем дегенде біреуі болатын жер қойнауының кез келген учаскесінде көмірсутектерді барлау мен өндіруді көздейтін құрлықтағы жобалар;

14) көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану саласындағы базалық жобалау құжаттары – барлау жұмыстарының жобасы; сынамалап пайдалану жобасы; көмірсутектер кен орнын игеру жобасы;

15)техникалық жобалау құжаттары – базалық жобалау құжаттарының негізінде әзірленетін, мына жобалау құжаттарын қамтитын, бірақ олармен шектелмейтін құжаттар: сейсмикалық жұмыстар жобасы, ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі техникалық жоба; ұңғымаларды консервациялау немесе жою жобасы; жайластыру жобасы, жер қойнауы учаскесін консервациялау жобасы; технологиялық объектілерді жою немесе консервациялау жобасы; көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану салдарын жою жобасы;

16) көмірсутектер қорларын есептеу – көмірсутектердің кенжатындарын іздестіру, бағалау, сынамалап пайдалану және өнеркәсіптік игеру процесінде алынған барлық мәліметтерді біріктіретін жер қойнауын егжей-тегжейлі зерттеу, оның нәтижелері бойынша көмірсутектер қорларының саны есептеледі және сапасына баға беріледі;

17) көмірсутектердің қорларын жедел есептеу – көмірсутектердің кенжатындарын іздестіру және бағалау жүргізу процесінде алынған бастапқы мәліметтердің негізінде жаңадан табылған көмірсутектердің кенжатындары бойынша көмірсутектердің қорларын бағалау;

18)уранның геологиялық қорлары – кенжатындағы уран қорлары;

19)өңдеуге қабылданған уран қорлары – кен орындарын игеру кезінде пайдаланылатын қолданыстағы жүйелермен және технологиялармен жер қойнауынан алуға болатын теңгерімдік геологиялық қорлардың бөлігі. Өндіруге дайындық деңгейі бойынша қорлар төмендегідей бөлінеді:

ашылған – технологиялық ұңғымалармен бұрғыланған пайдалану блоктарындағы өнеркәсіптік қорлардың бөлігі;

дайындалған – өңдеу жобасында көзделген дайындық жұмыстарының бүкіл көлемі орындалған шегінде ашылған қорлар бөлігі (технологиялық ұңғымаларды бұрғылау, оларды үстіңгі және жерасты коммуникацияларымен байлау, блокты қышқылдандыру);

өндіруге дайын – металл өндіру басталған, дайындалған қорлардың бөлігі.

20) уран – масса бойынша уран-238 изотопының шамамен 99,28 пайызын, уран-235 изотопының шамамен 0,71 пайызын және уран-234" изотопының шамамен 0,01 пайызын қамтитын табиғи уран;

21) уранды тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру – минералды шикізаттың қасиеттері мен кендердің түрлері, оларды жер қойнауынан алу жағдайларында тау-кен геологиялық шарттары және оларды қайта өңдеу, қышқылдану параметрлері мен кен орнын пайдалану тәсілін таңдау технологиялары туралы қосымша ақпарат алу мақсатында өндіру кезеңінің бастапқы кезеңінде өткізілетін уран өндіру;

22) уран кенжатыны – разрезде әрі жоспарда жиектері борттық қамтуды және борттық метропайызды ескере отырып сынамалаудың деректері бойынша өтетін нақты геологиялық шекаралары жоқ кенжатын;

23) уран кен орны – қорлары есептелген және барлау жүргізу нәтижесінде бағаланған уранның табиғи кенжатынын қамтитын жер қойнауы бөлігі.

Ескерту. 5-тармаққа өзгеріс енгізілді – ҚР Энергетика министрінің 24.09.2024 № 337 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

II БӨЛІМ. КӨМІРСУТЕКТЕРДІ БАРЛАУ ЖӘНЕ ӨНДІРУ

2-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕНЖАТЫНДАРЫ МЕН КЕН ОРЫНДАРЫНЫҢ ҮЛГІЛЕРІ ЖӘНЕ ТҮРЛЕРІ

6. Жер қойнауындағы кенжатындар көмірсутектердің бастапқы табиғи фазалық күйі бойынша бір фазалық және екі фазалық болып бөлінеді.

7. Бір фазалыққа мыналар жатады:

1) ерітілген газы бар мұнайдан ғана құралатын мұнай кенжатындары;

2) төмен молекулярлы көмірсутектерден құралатын, тек қана табиғи газды қамтитын газ кенжатындары;

3) газ күйіндегі көмірсутек конденсаты бар газдан тұратын газконденсатты кенжатындар.

8. Екі фазалық кенжатындар бастапқы табиғи түрінде қабаттарда бір мезгілде газ бүркемесі түрінде мұнайдың үстінде жатқан мұнай мен бос газды немесе кенжатынның газ конденсатты бөлігін және мұнай шоғыршағын қамтиды.

9. Көмірсутек кенжатыны жалпы көлемінің мұнайға қаныққан Vн бөлігі көлемінің үлесіне қарай тұтастай алғанда екі фазалық кенжатындарға мыналар жатады:

1) Vн≥0,75 кезінде газды немесе газ конденсатты бүркемесі бар мұнай кенжатындары;

2) 0,5≤Vн<0,75 кезінде мұнай-газ немесе газ конденсатты мұнай кенжатындары;

3) 0,25<Vн<0,50 кезінде мұнай-газ немесе мұнай-газ конденсатты кенжатындар;

4) Vн≤0,25 кезінде газ немесе мұнай шоғыршағы бар газ конденсатты кенжатындар.

10. Екі фазалық кенжатындар үшін игерудің бастапқы жүйесі бірінші кезекті фазаны алуға бағытталады, оның көлемінің үлесі кенжатынның жалпы көлемінде басым болады (50 пайыздан жоғары). Фазаларды іріктеу кезегі бойынша түпкілікті шешімдер көмірсутек кен орнын игеру жобасымен негізделеді.

11. Көмірсутек кен орындары кен орнының барлық кенжатындарындағы көмірсутектердің жалпы көлемінде мұнайға қаныққан Vн бөлігі көлемінің үлесіне байланысты мыналарға бөлінеді:

1) 0,5≤Vн≤1 кезінде мұнай (оның ішінде газ-мұнай) кен орындары;

2) 0,25≤Vн<0,50 кезінде мұнай-газды (оның ішінде мұнай-газ конденсатты) кен орындары;

3) Vн <0,25 кезінде газ немесе газ конденсатты кен орындар.

12. Газ конденсатты бөліктің қорлары кенжатын қорларының жалпы көлемінің 70 пайызынан астам болған жағдайда, қабат қысымын агентті айдау арқылы ұстау түрінде теңдестірілген іріктеудің өтмеақысымен, мұнай-газ конденсатты кен орнының мұнай және газ конденсатты бөліктерін бір мезгілде игеруге жол беріледі.

3-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕРДІ БАРЛАУ ТӘРТІБІ

13. Сынамалап пайдалануды қоса алғанда, көмірсутек кенжатындарын іздестірумен және бағалаумен байланысты жұмыстар кешені көмірсутектерді барлау болып табылады.

14. Барлау жұмыстары барлау кезеңінде орындалады және іздестіру және бағалау жұмыстары болып бөлінеді.

15. Іздестіру жұмыстары ретінде көмірсутек кенжатындарын табу, болжалды ресурстарды айқындау, оларды алдын ала геологиялық-экономикалық бағалау және одан әрі геологиялық барлау жұмыстарын негіздестіру мақсатында жүргізілетін жұмыстар танылады.

16. Іздестіру жұмыстары мыналарды қамтиды:

1) далалық геологиялық-геофизикалық зерттеулер;

2) іздестіру ұңғымаларын бұрғылау және зерттеу:

3) кернді, флюидтер сынамаларын іріктеу және оларды зертханалық зерттеу.

17. Тәуелсіз және тәуелді ұңғымаларды бөліп көрсетіп, іздестіру және/немесе бағалау ұңғымаларының жалпы саны мен орналасу нүктелері жұмыстардың базалық жобалау құжаттарында негізделеді және белгіленеді.

18. Барлау жұмыстарының жобасы жоспарланып отырған жұмыстардың мақсатына қарай іздестіру немесе бағалау ұңғымаларын бұрғылауды және/немесе сынауды қамти алмайды.

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

Ескерту. 19-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

20. Ұңғымаларды сынамалау және сынау кезінде әрбір өнімді қабат жеке-дара тестілеуден өткізіледі, ал әртүрлі режимдерде негізгі параметрлердің жеке өлшенуі қамтамасыз етілсе – бірнеше қабатты бір мезгілде бірлесіп тестілеуге жол беріледі. Бұл ретте мынадай деректер алынады:

1) бастапқы қабат қысымы мен температурасы;

2) одан әрі игеру жағдайларында ұңғымалардың ықтимал дебиттері және кенжарлық қысымдар;

3) әрбір ұңғыма үшін мұнай және сұйықтық бойынша деңгейжиектерді зерттеу өнімділігінің жалпы және меншікті (яғни мұнайға қаныққан қалыңдықтың 1 метріне) коэффициенттері;

4) деңгейжиектің құрғатылатын бөлігі үшін орташа өткізгіштік коэффициенті;

5) деңгейжиектің өткізгіштік коэффициенті;

6) газ өткізгіштігінің коэффициенті;

7) қысымөтімділік коэффициенті.

21. Іздестіру немесе барлау ұңғымалары бөлінісінде өнімді қабаттар (ұңғымадағы сынау объектілері) бөлінген кезде барлау жұмыстарының жобасында белгіленген мерзімде ұңғымалардың объектілерін сынау жүргізіледі. Әрбір өнімді қабатты (ұңғымадағы сынау объектісін) сынауды әрбір сынау объектісі үшін кәсіптік-геологиялық және гидродинамикалық зерттеулер кешенін жүргізе отырып, 90 (тоқсан) күннен аспайтын мерзімде сынауға жол беріледі.

22. Әрбір жаңа кенжатын (кенжатындар жиынтығы) табылған сайын жер қойнауын пайдаланушы осындай табу болған күннен бастап бір айдың ішінде жер қойнауын зерттеу жөніндегі уәкілетті органға табуды растау туралы өтініш жібереді.

23. Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауын зерттеу жөніндегі уәкілетті орган табуды растаған күннен бастап бір айдың ішінде құзыретті органды жазбаша түрде хабардар етуге және бағалау жұмыстарының жүргізілуін көздейтін барлау жұмыстарының жобасына толықтыруды әзірлей бастауға міндетті.

24. Барлау жұмыстарын жүргізу кезінде жер қойнауын пайдаланушы:

1) жер қойнауын пайдаланудың зерттелетін объектісіне сәйкес барлау жүргізу кезінде қолданылатын технологиялық құралдың оңтайлылығын;

2) геологиялық құжаттамада жұмыстардың, алынатын деректер мен зерттеу нәтижелерінің барлық мән-жайының уақтылы және анық көрсетілуін қамтамасыз етуге міндетті.

25. Бағалау жұмыстары ретінде табылған кенжатындарды контурлау және бағалау, өнеркәсіптік санаттар бойынша қорларды есептеу және оларды игеруге тартудың тиімділігін бағалау мақсатында жүргізілетін жұмыстар танылады.

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

Ескерту. 26-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

27. Жер қойнауын пайдаланушы барлау кезеңінде жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және Кодекс пен Қазақстан Республикасының басқа заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған сынамалап пайдалану жобасына сәйкес табылған кенжатынды (кенжатындар жиынтығын) сынамалап пайдалануды жүргізуге құқылы.

28. Көмірсутек кенжатындарын сынамалап пайдалану қажеттілігін жер қойнауын пайдаланушы айқындайды. Көмірсутектердің қорларын есептеу және кен орнын игеруді жобалау үшін деректер жеткілікті болса, сынамалап пайдалануды жүргізбеуге болады.

29. Сынамалап пайдалану қабаттар мен кенжатынның, кен орнын әзірлеу жобасын жасау үшін ұңғымаларды кешенді геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеудің геологиялық-кәсіпшілік сипаты туралы қолда бар ақпаратты нақтылау және қосымша ақпарат алу мақсатында жүргізіледі.

30. Сынамалап пайдалану игеру жүйесін жобалау кезінде қажетті параметрлерді алу үшін зерттеу мақсаттарында ұңғымаларды уақытша пайдалануды және көмірсутектерді өндіруді көздейді.

31. Сынамалап пайдалануды жүргізу үшін жер қойнауын пайдаланушы көмірсутектердің қорларын жедел есептеуге және мемлекеттік жер қойнауы сараптамасының оң қорытындысын алуға міндетті.

32. Көмірсутек кенжатынын (кенжатындар жиынтығын) сынамалап пайдалану жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және Кодекс пен Қазақстан Республикасының басқа заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған сынамалап пайдалану жобасына сәйкес жүргізіледі.

33. Осы Қағидалардың 9-тармағында көзделген көмірсутек кенжатыны жалпы көлемінен мұнайға қаныққан бөлік көлемінің үлесіне қарай сынамалап пайдалану жобасы:

1) мұнай және газ-мұнай кенжатындарын сынамалап пайдалану жобасы;

2) газ, газ конденсатты және мұнай-газ конденсатты кенжатындарды сынамалап пайдалану жобасы болып бөлінеді.

34. Көмірсутек кенжатынын (кенжатындар жиынтығын) сынамалап пайдалану кезінде, қажеттілік болса, жер қойнауын зерттеу жөніндегі уәкілетті орган бекіткен Геологиялық барлау кезеңділігінің қағидаларында көрсетілген қорлардың және болжалды ресурстардың сыныптамасына сәйкес өндіру үшін дайындалған қорлары бар кенжатындар учаскелерінде озық өндіруші және айдау ұңғымаларын бұрғылау мен пайдалануды көздейді.

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

Ескерту. 35-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

4-тарау. БАРЛАУ ЖҰМЫСТАРЫНЫҢ ЖОБАСЫ

36. Барлау жұмыстарының жобасы көмірсутектерді барлауға және өндіруге арналған келісімшарт тіркелген күннен бастап бір жылдың ішінде жасалады.

37. Барлау жұмыстарының жобасы бүкіл барлау кезеңіне әзірленеді.

38. Барлау жұмыстарының жобасында:

1) әрбір блок бойынша көмірсутектерді барлау жөніндегі жұмыстар түрлерінің, тәсілдерінің, технологияларының, көлемі мен орындау мерзімдерінің сипаттамасы;

2) жер қойнауын ұтымды пайдалануды және қорғауды қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар;

3) көмірсутектерді барлау салдарын жою жөніндегі жұмыстарды орындау мерзімдері, шарттары мен құны туралы ақпарат болуы тиіс.

39. Барлау жұмыстарының жобасы жер қойнауын пайдаланушы жұмыс бағдарламасында көрсеткен жұмыстардың толық көлемін және орындау мерзімдерін қамтуға тиіс.

40. Барлау жұмыстарының жобасында мыналар негізделеді:

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

2) барлау жұмыстарының міндеттері;

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

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

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

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

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

8) барлау жұмыстарын орындау көлемдері мен мерзімдері;

9) инвестициялар және геологиялық-барлау жұмыстарының күтілетін тиімділігі;

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

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

12) барлау учаскелері көрсетілген жоспарлы жұмыстар көлемінің негіздемесі.

Ескерту. 40-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

41. Барлау жұмыстарының жобасы жоспарланып отырған жұмыстарға сәйкес мыналарды зерттеу жөніндегі талаптарды қамтуға тиіс:

1) литологиялық-стратиграфиялық қиманы, мұнай-газы бар өнімді қабаттардың, жиектердің және өткізбейтін бөлімдердің оның ішінде орналасуын, өнімді қабаттардың орналасу жағдайларындағы негізгі заңдылықтарды;

2) суағынды жүйелерді белгілеумен және барлық сыналған сулы қабаттар суларының физикалық-химиялық қасиеттерін бөліп көрсетумен кен орны қимасының гидрогеологиялық сипаттамасын;

3) кенжатындар жабындарының сипаттамасын, олардың заттық құрамы мен қасиеттерін;

4) кен орны қимасындағы термобарийлық заңдылықтарды;

5) флюидаралық байланыстардың қалыптарын;

6) қабат-коллекторлардың литологиялық қасиеттерін;

7) қабат-коллекторлардың сүзу-сыйымдылық және өнімділік қасиеттерін, олардың кенжатын көлеміндегі және ауданындағы өзгергіштігін, қабат-коллекторлардың гидрофобтылығы мен гидрофильділігін;

8) бастапқы қабат қысымдары мен температураларының мөлшерлерін;

9) қабат жағдайындағы мұнайдың физикалық-химиялық қасиеттерін және қысымның, температураның, көлемнің өзгеруіне байланысты, оның ішінде стандарттық және сатылы сепарация, сондай-ақ дифференциалды газсыздандыру деректері бойынша мұнайдың негізгі қасиеттерінің өзгерістерін;

10) үстіңгі сынамаларды іріктеу мен зерттеудің және қабат мұнайының сынамаларын газсыздандырудың деректері бойынша стандарттық жағдайларда мұнайдың физикалық-химиялық қасиеттерін;

11) жыныстардың және оларды қанықтандыратын флюидтердің жылуөткізгіштігінің, меншікті жылу кедергісінің, меншікті жылу сыйымдылығы коэффициенттерінің орташа мәндерін, температурадан тұтқырлықтың өзгеруін, реологиялық қасиеттерін анықтау (мұнайдың тұтқырлы көтеріңкі және жоғары кенжатындар үшін);

12) қабаттық және үстіңгі қабаттық жағдайлардағы (стандартты және/немесе қалыпты) газдың физикалық-химиялық қасиеттерін (компоненттік құрамы, ауа бойынша тығыздығы, сығылуы, конденсация басталуының қысымы, дифференциалды конденсацияның серпіні және басқалар);

13) конденсаттың физикалық-химиялық қасиеттері (шикі конденсаттың кемуі, тығыздық, молекулалық масса, орнықты конденсаттың қайнауының басталуы және аяқталуы, компонентті және фракциялық құрам);

14) қабат суының физикалық-химиялық қасиеттері және химиялық құрамы.

42. Аталған мәліметтерді далалық геофизикалық зерттеулер, ұңғымаларды бұрғылау, ұңғымаларда қабаттарды геофизикалық зерттеу және сынамалау, жыныстарды литологиялық зерттеу, көмірсутектер мен керннің қасиеттерін зертханалық зерттеу, ұңғымаларды (ұңғымадағы объектілерді) сынау деректері және барлау жұмыстарының барлық кезеңі ішінде жинақталған өзге де ақпарат бойынша алады.

43. Табылған кенжатынды (кенжатындар жиынтығын) бағалау қажет болған жағдайда, осындай жұмыстар барлау жұмыстарының жобасына қосымшада көзделеді.

44. Барлау жұмыстарының жобасы (оған өзгерістер мен толықтырулар) көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган бекітетін нормативтік-техникалық құжаттарда белгіленген мазмұны, құрылымы және ресімдеу жөніндегі талаптарға сәйкес жасалады.

45. Көмірсутектерді барлау жөніндегі жұмыстар барлау жұмыстары жобасының ережелерін және осы Қағидалардың талаптарын сақтай отырып жүзеге асырылады.

5-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕРДІ БАРЛАУ КЕЗІНДЕ ЖОБАЛАУ ШЕШІМДЕРІНІҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

46. Алып тасталды - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
47. Алып тасталды - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

48. Көмірсутектерді барлау кезінде жобалау шешімдердің іске асырылуына авторлық қадағалауды барлау жұмыстарының жобасын жасауға тартылатын жобалау ұйым жүргізеді.

49. Жер қойнауын пайдаланушы осыдан бұрын тартқан жобалау ұйымды басқаға ауыстыру қажеттілігі туындаса, авторлық қадағалауды жүргізу кезінде осындай ауыстыруды жобалау құжат авторының келісімімен ғана жүргізуге жол беріледі.

50. Жобалау көрсеткіштерін түзету мынадай жағдайларда көмірсутектерді барлау кезінде жобалау шешімдерінің іске асырылуын авторлық қадағалау шеңберінде жүзеге асырылады:

1) базалық жобалау құжатында көзделген жобаланатын тәуелсіз

ұңғымалардың санын азайтпай, бұрғылау графигін өзгерту;

2) жобаланатын ұңғымалардың орналасу жерін түзету;

3) зерттеу жұмыстарының түрлері мен көлемдерін өзгерту;

4) сынау объектілерін және бұрғыланған және жобаланатын іздестіру және бағалау ұңғымаларындағы санын түзету.

Ескерту. 50-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

51. Авторлық қадағалау кезінде жобалау көрсеткіштерді түзету жер қойнауын пайдаланушы мен жоба авторы арасындағы бірлескен хаттамамен ресімделеді.

52. Авторлық қадағалау бойынша есеп жасау кезінде жұмыстарды жүргізу барысында алынған ақпарат пайдаланылады, ал нәтижелер ақпараттық есеп түрінде ресімделеді.

Ескерту. 52-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

53. Авторлық қадағалау жөніндегі ақпараттық есепте мына ережелер көрсетіледі:

1) технологиялық параметрлердің іс жүзінде қол жеткізілген мәндерінің жобалау мәндерге сәйкестігі;

2) нақты және жобалау көрсеткіштер арасындағы айырмашылықтардың және (немесе) жобалау шешімдерді орындамаудың себептері;

3) жобалау шешімдерге қол жеткізу және барлау жұмыстарын жүргізу кезінде анықталған кемшіліктерді жоюға бағытталған ұсынымдар.

54. Авторлық қадағалау бойынша есеп көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган әзірлейтін және бекітетін базалық жобалау құжаттарының іске асырылуына авторлық қадағалауларды жасау жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес жасалады.

Ескерту. 54-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

55. Көмірсутектерді барлау кезінде жобалау шешімдердің іске асырылуына жүргізілген авторлық қадағалау бойынша есеп базалық жобалау құжаттарының мемлекеттік сараптамасынан өткізілмейді және жер қойнауын пайдаланушы оны көмірсутектер саласындағы уәкілетті органға хабарлама тәртібінде электрондық түрде жолдайды.

Ескерту. 55-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

6-тарау. КЕНЖАТЫНДАРДЫ (КЕНЖАТЫНДАР ЖИЫНТЫҒЫН) СЫНАМАЛАП ПАЙДАЛАНУ ЖОБАСЫ

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

Ескерту. 56-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

57. Сынамалап пайдалану жобасы жер қойнауын пайдаланушы оны жүргізу қажеттілігі туралы шешім қабылдаған күннен бастап үш айдың ішінде жасалады.

58. Көмірсутектердің фазалық күйіне байланысты кенжатынды (кенжатындар жиынтығын) сынамалап пайдалану жобасы төмендегідей бөлінеді:

1) мұнай және газ-мұнай кенжатындарын сынамалап пайдалану жобасы;

2) газ, газконденсатты және мұнай-газ конденсатты кенжатындарды сынамалап пайдалану жобасы.

59. Кенжатынды (кенжатындар жиынтығын) сынамалап пайдалануға мына жағдайларда жол беріледі:

1) сынамалап пайдалану жобасы бекітілсе және Кодекс пен Қазақстан Республикасының басқа заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындысы алынса;

2) егер табылған кенжатынның (кенжатындар жиынтығының) контурымен көмірсутектердің қорларын жедел есептеу жөніндегі есеп бекітілсе және мемлекеттік жер қойнауы сараптамасының оң қорытындысы алынса;

3) кенжатынды сынамалап пайдалану мақсатында табылған кенжатынның контурлары белгіленсе;

4) газ және газ конденсатты кенжатындарда мұнай жұлындысы бар болған жағдайда, оның өнеркәсіптік мақсатының мен шоғырдың газ бөлігімен байланыс сипатының бағасы бекітілсе;

5) газ және газконденсатты кенжатындарда өнеркәсіптік мақсаттағы мұнай шоғыры бар болған жағдайда кенжатынның газ және мұнай бөліктерін игеру тәртібі туралы мәселе шешілсе;

6) сынамалап пайдалану жобасы қажетті кәсіпшілік құрылыстарды орнатуды көздесе;

7) газды тасымалдау және/немесе өткізу мәселелері реттелсе (газ, газ-конденсатты және мұнай-газ конденсатты кенжатындар үшін);

8) газда 10 ppm асатын мөлшерде күкіртті сутек және күкірт органикасы бар болған жағдайда, қажетті тазарту қондырғылары енгізілсе.

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

1) сынамалап пайдаланудың мақсаттары, міндеттері мен мерзімдері;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ескерту. 60-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

61. Бекітілген сынамалап пайдалану жобасы және көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану саласындағы мемлекеттік сараптамасының оң қорытындысы алынған базалық жобалау құжаттар іске асырыла бастаған күн сынамалап пайдаланудың басталуы болып саналады.

62. Ұңғымаларды сынау және кенжатынды сынамалап пайдалану кезеңдерінде алынатын көмірсутек шикізаты барлау кезінде өндірілген болып табылады. Бұл ретте қорларды есептеу мақсаттары үшін көмірсутек шикізатын өндіруді есепке алу барлаудың басынан бастап жүргізілуге тиіс.

63. Жер қойнауын пайдаланудың оң тәжірибесіне сәйкес өндіру базалық жобалау құжатта көзделмеген көмірсутектердің ысырабын болдырмайтын әдістермен және тәсілдермен жүргізілуге тиіс.

64. Көмірсутектерді өндіруді жүргізу кезінде жер қойнауын пайдаланушы:

1) қолданылатын техникалық құралдардың оңтайлылығын және қауіпсіздігін;

2) көмірсутек кен орнын кедергілерге әкелетін қауіпті техногендік процестердің көрінісінен қорғауды;

3) өндірілген және жер қойнауында қалатын көмірсутек қорларын дұрыс есепке алуды;

4) сынамалап пайдалану жобасында көзделген тәртіппен көмірсутектерді шығаруды қамтамасыз етеді.

65. Сынамалап пайдалану жобасын іске асыру кезінде жылдық өндіру көлемдері реттелмейді және сынамалап пайдалану жобасымен немесе оған жүргізілетін авторлық қадағалаумен белгіленген ұңғымаларды пайдалану режимдері сақталған кезде, ұңғымаларды сынамалап пайдаланудың нақты нәтижелеріне байланысты өзгеруі мүмкін.

66. Сынамалап пайдалану кезеңінде технологиялық шешімдер жете барлаудың міндеттерін және игеру нысанын меңгеру стратегиясын ескере отырып қабылдануы тиіс.

67. Кенжатынның (кенжатындар жиынтығының) сынамалап пайдалану жобасы (оған өзгерістер мен толықтырулар) көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган бекітетін нормативтік-техникалық құжаттарда белгіленген мазмұны, құрылымы және ресімдеу жөніндегі талаптарға сәйкес жасалады.

68. Жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және Кодекс пен Қазақстан Республикасының өзге заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындысын алған сынамалап пайдалану жобасында көрсетілмеген, сондай-ақ осындай сынамалап пайдалану жобасы болмағанда сынамалап пайдалану жөніндегі жұмыстарды жүргізуге тыйым салынады.

69. Сынамалап пайдалану сынамалап пайдалану жобасының ережелерін және осы Қағидалардың талаптарын сақтай отырып жүзеге асырылады.

7-тарау. КЕНЖАТЫНДЫ (КЕНЖАТЫНДАР ЖИЫНТЫҒЫН) СЫНАМАЛАП ПАЙДАЛАНУ КЕЗІНДЕ ЖОБАЛАУ ШЕШІМДЕРІНІҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

70. Алып тасталды - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

71. Сынап пайдалану кезінде жобалық шешімдердің іске асырылуына авторлық қадағалауды сынап пайдалану жобасын жасаған, тартылатын жобалау ұйымы жүргізеді.

Ескерту. 71-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

72. Жобалау көрсеткіштерін түзету мынадай жағдайларда кен орнын (кен орындарының жиынтығын) сынамалық пайдалануды жүргізу кезінде жобалау шешімдерінің іске асырылуын авторлық қадағалау шеңберінде жүзеге асырылады:

1) базалық жобалау құжатта көзделген жобаланатын ұңғымалардың санын азайтпай, бұрғылау графигін өзгерту;

2) жобаланатын ұңғымалардың орналасу жерін түзету;

3) ұңғымаларды пайдалану режимдерін түзету;

4) зерттеу жұмыстарының түрлері мен көлемдерін өзгерту;

5) сынау объектілерін және бұрғыланған және жобаланып отырған бағалау және озық өндіруші ұңғымалардағы олардың санын түзету.

Ескерту. 72-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

73. Жобалау көрсеткіштерді түзету жер қойнауын пайдаланушы мен жоба авторы арасындағы бірлескен хаттамамен ресімделеді.

74. Авторлық қадағалау бойынша есеп жасау кезінде сынап пайдалану жөніндегі жұмыстарды жүргізу барысында алынған ақпарат пайдаланылады, ал нәтижелер ақпараттық есеп түрінде ресімделеді.

Ескерту. 74-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

75. Сынап пайдалану жобасының іске асырылуына жүргізілетін авторлық қадағалау бойынша есепте мына ережелер көрсетіледі:

1) нақты қол жеткізілген технологиялық өлшемдер мәндерінің жобалау мәндеріне сәйкестігі;

2) нақты және жобалау көрсеткіштері арасындағы айырмашылықтардың және (немесе) жобалық шешімдердің орындалмау себептері;

3) жобалық шешімдерге қол жеткізу және сынап пайдалану жүргізу кезінде анықталған кемшіліктерді жою жөніндегі ұсынымдар.

Ескерту. 75-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

76. Авторлық қадағалау көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган әзірлейтін және бекітетін базалық жобалау құжаттардың іске асырылуына жүргізілетін авторлық қадағалауды құрастыру жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес орындалады.

77. Сынап пайдалану кезінде жобалық шешімдердің іске асырылуына жүргізілетін авторлық қадағалау бойынша есеп базалық жобалау құжаттарының мемлекеттік сараптамасынан өткізілмейді және жер қойнауын пайдаланушы оны көмірсутектер саласындағы уәкілетті органға хабарлама тәртібінде электрондық түрде жолдайды.

Ескерту. 77-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

8-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР ҚОРЛАРЫН ЕСЕПТЕУ (ЖЕДЕЛ ЕСЕПТЕУ)

78. Алып тасталды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

79. Көмірсутектер қорларын есептеу (жедел есептеу) жер қойнауын зерттеу жөніндегі уәкілетті орган бекітетін нормативтік-техникалық құжатқа сәйкес жасалады.

80. ҚР ҚМК қызметін ұйымдастыру, оның құрамы, жұмыс регламенті және іс қағаздарын жүргізу жер қойнауын зерттеу жөніндегі уәкілетті орган бекітетін Қазақстан Республикасының пайдалы қазбаларының қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссиясы туралы ережеде айқындалады.

9-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН ИГЕРУ ТӘРТІБІ

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

1) барлау жұмыстары жүргізілсе;

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

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

4) сынамалап пайдалану жүргізілсе (қажеттілік болғанда);

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

6) өндіру учаскесінің кеңістіктік шекаралары айқындалса;

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

8) кен орнын жайластыру орындалса;

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

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

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

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

Ескерту. 81-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

82. Ілеспе газды кәдеге жаратпай мұнай кен орындарын (кенжатындарын), ал өндірілетін газды қайта өңдемей (кәдеге жаратпай) газ кен орындарын игеруге жол берілмейді.

Кодекстің 147-бабының 4-тармағында көзделген жағдайларды қоспағанда, өндірілетін шикі газдың бүкіл көлемін қайта өңдемей көмірсутектерді өндіруге тыйым салынады.

83. Жер қойнауын пайдаланудың оң тәжірибесіне сәйкес өндіру базалық жобалау құжатта көзделмеген көмірсутектердің ысырабын болдырмайтын әдістермен және тәсілдермен жүргізілуге тиіс.

84. Көмірсутектерді өндіру кезінде жер қойнауын пайдаланушы:

1) өндірудің техникалық құралдарының оңтайлылығын және қауіпсіздігін;

2) көмірсутек кен орнын өндіру кезінде қиындықтарға, көмірсутектерді өндіру бойынша экономикалық тиімділіктің азаюына әкелетін қауіпті техногендік процестердің көріністерінен қорғауды;

3) өндірілген және жер қойнауында қалдырылатын көмірсутектердің қорларын, оларды қайта өңдеу өнімдерін және өндіру кезінде түзілетін өндіріс қалдықтарын дұрыс есепке алуды;

4) нормалар мен стандарттарды, қолданылатын өндіру әдістері мен тәсілдерін сақтауды;

5) өндіру қалдықтарын және көмірсутектерді қайта өңдеу өнімдерін қаттау және орналастыру кезінде экологиялық және санитариялық-эпидемиологиялық талаптарды орындауды;

6) көмірсутектерді кен орнын игеру жобасында көзделген тәртіппен шығаруды қамтамасыз етеді.

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

Ескерту. 85-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

86. Көмірсутектерді барлауға және өндіруге арналған келісімшарт бойынша барлау кезеңі аяқталған соң өндіру учаскесін (учаскелерін) бекіту кезінде көмірсутектерді өндіру учаскесінің (учаскелерінің) кеңістіктік шекаралары (жоғарғы шекараны қоспағанда) жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және мемлекеттік жер қойнауы сараптамасының оң қорытындысын алған қорларды есептеу жөніндегі есепке сәйкес анықталады.

87. Көмірсутек кен орнын игеру көмірсутек кен орнын игеру жобасына және оған өзгерістер мен толықтыруларға немесе кен орнының игерілуіне жүргізілген талдауға сәйкес жүргізіледі.

88. Көмірсутек кен орнын игеру жобасы барлау жұмыстарының нәтижелеріне және көмірсутек қорларын есептеуге негізделеді.

89. Егер техникалық-экономикалық есептеулердің нәтижелері бойынша шығарудың түпкілікті коэффициенттерінің өзгеруі болжанса, ҚР ҚМК шығарудың түпкілікті коэффициенттерін қайта бекітеді.

90. Газ және мұнай кенжатындарын қамтитын кен орындары үшін бірыңғай игеру жобасын немесе, орынды болса, осы Қағидалардың 9-тармағында көрсетілген кенжатындардың әр түрлері үшін жеке игеру жобаларын жасауға болады.

91. Көмірсутектерді өндіру кезеңінде көмірсутек кен орнының геологиялық құрылымы мен қорларын нақтылау мақсатында өндіру учаскесін жете зерттеуге (жете барлауға) жол беріледі.

92. Жаңа кенжатын немесе кенжатындар учаскелері табылған өндіру учаскесінде жете барлау жүргізілсе, көмірсутектерді барлау кезінде ұңғымада объектілерді сынау кезінде көзделген шарттармен, анықталған өнімді қабаттарды сынауға жол беріледі.

93. Жете барлау жөніндегі жұмыстар көмірсутек кен орнын игеру жобасына сәйкес жүргізіледі. Бұл ретте жер қойнауын пайдаланушы өндіру учаскесінде жаңа кенжатынды тапқан болса, оны игеру қорлар есептелген соң және белгіленген тәртіппен бекітілгеннен кейін кен орнын игеру жобасына қосымшаға сәйкес жүргізіледі.

94. Көмірсутек кен орындарын өнеркәсіптік игеру үшін кен орнын игеру жобасына негізделетін техникалық жобалау құжаттар да жасалады.

95. Кен орнын игеру жобасына енгізілетін, олардың негізінде жасалған техникалық жобалау құжаттардың параметрлерін қозғайтын өзгерістер және (немесе) толықтырулар тиісті техникалық жобалау құжаттарға өзгерістер және (немесе) толықтырулар енгізу қажеттілігіне әкеледі.

96. Кен орнын жайластыру жөніндегі техникалық жоба Кодекске сәйкес құрылыс саласындағы тиісті уәкілетті органның талаптарына сәйкес сынамалап пайдалану жобасының, кен орнын игеру жобасының немесе кен орнының игерілуіне жүргізілген талдаудың негізінде орындалады.

97. Кен орнын жайластыру көмірсутектерді өндіру, дайындау, сақтау және өндіру мен сақтау орнынан магистральді құбырға ауыстырып тиеу орнына және (немесе) басқа көлік түріне дейін тасымалдау үшін қажетті кәсіпшілік және өзге объектілердің құрылысын көздейді.

98. Көмірсутек кен орнын жайластыру объектілерін жобалау және салу кезінде осы объектілердің қауіпсіз жұмыс істеуі, ықтимал авариялық жағдайлардың салдарын оқшаулау және барынша азайту бойынша шаралар сақталуға тиіс.

99. Жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және Кодекс пен Қазақстан Республикасының заңдарында көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған кен орнын игеру жобасында көрсетілмеген көмірсутектерді өндіру жөніндегі жұмыстарды жүргізуге тыйым салынады.

Осы тармақтың бірінші бөлігінің ережесі сынамалап пайдалану барысында жүзеге асырылатын көмірсутектерді өндіру жөніндегі операцияларға қолданылмайды.

10-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРНЫН ИГЕРУ ЖОБАСЫ

100. Көмірсутектердің фазалық күйіне байланысты, кен орнын игеру жобасы төмендегідей бөлінеді:

1) мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру жобасы;

2) газ және газ конденсатты кен орындарын игеру жобасы.

101. Көмірсутек кен орнын игеру жобасы мыналарды қамтиды:

1) кен орнының геологиялық-физикалық ерекшелігін;

2) гидродинамикалық үлгіні не талдамалы үлгіні немесе материалдық теңгерім үлгісін қоса алғанда, жобалау үшін геологиялық-кәсіпшілік және технологиялық негізді;

3) игеру нұсқаларының технологиялық көрсеткіштерін;

4) жобалау шешімдерге жүргізілген техникалық-экономикалық талдауды;

5) көмірсутектерді өндіру техникасы мен технологиясын;

6) ұңғымалардың құрылымдарына, қабаттарды ашу әдістеріне және ұңғымаларды игеруге қойылатын базалық талаптарды;

7) қабаттардың игерілуіне және ұңғымалардың жай-күйіне жүргізілетін зерттеулер кешенін;

8) кен орнын жете зерттеу (жете барлау) жөніндегі іс-шараларды;

9) газ конденсатты кен орнын қабат қысымын сақтамай өнеркәсіптік игеруге енгізу тиімділігінің негіздемесі;

10) шикі газды қайта өңдеу (кәдеге жарату) бойынша бөлімді.

102. Кен орнын игеру жобасы осындай кен орнында көмірсутектерді пайдалы өндірудің бүкіл кезеңіне жасалады.

103. Кен орнын игеру жобасы кен орнын өнеркәсіптік игеру түрлерінің, тәсілдерінің, технологияларының, көлемдері мен мерзімдерінің сипаттамасын қамтуға тиіс.

104. Көмірсутектер кен орындарын игеруді жобалау барлау жұмыстарының және белгіленген тәртіпке сәйкес есептелген қорлардың және қорларды есептеу жөніндегі есеп бойынша жер қойнауына мемлекеттік сараптаманың оң қорытындысы нәтижелеріне негізделеді.

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

Ескерту. 105-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

106. Көмірсутектер кен орнын игерудің ұтымды жүйесін таңдау игеру технологиясы және басқа параметрлер бойынша түрлі нұсқаларды қарау арқылы және осы нұсқаларды техникалық-экономикалық бағалау арқылы жүзеге асырылады.

107. Көмірсутектер кен орнын игеру жобасында мыналар негізделеді:

1) пайдалану объектілерін бөлу;

2) ұңғымаларды пайдалану тәсілдері мен режимдері;

3) ұңғымалар торын орналастыру және тығыздығының жүйелері;

4) қабатқа әсер етудің түрлері;

5) өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларының кенжарлық қысымдары;

6) қабатқа айдау үшін агентті таңдау;

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

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

9) кенжатындар бойынша өтемақы коэффициенті;

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

11) қабат қысымының кенжарлық қысымға арақатынасы;

12) ұңғымалар бойынша газ факторының барынша рұқсат етілетін мәні;

13) көмірсутектерді өндіру көлемдері;

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

15) пайдалану ұңғымаларын іске қосу көрсеткіштері.

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

Ескерту. 107-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

108. Кен орындарында пайдалану объектілерін бөлу – игеруді жобалаудың бірінші кезеңі – оңтайлы тапсырма түрінде геологиялық-физикалық, техникалық, экологиялық және экономикалық факторларды ескере отырып шешіледі. Нәтижесінде бір, екі және одан артық объектілерді бөлуге жол беріледі.

109. Мұнайлылықтың бір қабатына ие, мұнайдың физикалық-химиялық қасиеттері, коллекторлық қасиеттер, кенжатындардың жұмыс режимі, қабат қысымдарының шамалары бар өнімді қабаттар немесе деңгейжиектер пайдаланудың бірыңғай объектілеріне біріктіріледі.

110. Көп қабатты кен орын қимасында екі немесе одан артық игеру объектісін бөлу кезінде олардың арасында аудан бойынша жаппай бақыланатын өткізбейтін жыныстар орналасу қажет.

111. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру екі түрлі режиммен: қабат энергиясын толтырудың табиғи және жасанды режимдерімен жүзеге асырылады.

112. Режимдердің бірінші түрі табиғи су айдау режимін қамтиды, бұл режимде жиек сыртындағы су сақтағыш аймақтан келетін су мұнай немесе газ кенжатына түседі және мұнай немесе газды ығыстырады, сондай-ақ түрлі ара қатынаста: серпінді және газағындық режимдер, серпінді су айдау, ерітілген газ режимі және т.б.

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

Ескерту. 113-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

114. Режимдердің екінші түрі қабатқа әсер ету процестерін іске асырудың әр түрлі схемалары кезінде қабаттарға түрлі ығыстырғыш агенттерді айдауға негізделеді.

115. Ығыстырғыш агент ретінде мыналар қолданылады:

1) химиялық құрам бойынша зертханалық зерттеулердің нәтижелеріне, әр түрлі сулардың бір бірімен және керндегі есептік және тәжірибелік үйлесімділігіне, қабат жағдайларында мұнай ығыстыру коэффициентіне сүйене отырып, талап етілетін сапаға дейін дайындалғаннан кейін әр түрлі табиғи көздерден алынған су және ілеспе кәсіпшілік су;

2) түрлі химиялық реагенттермен өңделген су, ыстық су, бу, және жыныстың сазды құрамын, қабат жағдайларында мұнай ығыстыру коэффициентін анықтау жөніндегі зертханалық зерттеулерге сүйене отырып, сумен ығыстырылатын, әдетте шоғыршақ түріндегі басқа энергия тасымалдаушылары;

3) Газдың құрамы мен қасиеттерін, оның мұнайда ерігіштігін, қабат жағдайларында мұнай ығыстыру коэффициентін анықтау жөніндегі зертханалық зерттеулерге сүйене отырып, көмірсутек газы және басқа газдар (әдетте газ және газ конденсатты кен орындарын игеру кезінде).

116. Игеруді жобалау кезінде ұңғымалардың негізгі торы (негізгі қордың ұңғымалары) және қосалқы ұңғымалар көзделеді.

117. Негізгі қордың ұңғымаларын барлық ұңғымалар арасындағы арақашықтық тең болғанда шаршы немесе үшбұрышты геометриялық торлар бойынша немесе ұңғымалар қатары арасындағы арақашықтық ұлғайтылған және азайтылған қатарлар арасындағы арақашықтық тең болғанда - қатарлардағы ұңғымалар арасында пайдалану объектісінің бүкіл ауданы бойынша орналастырады.

118. Қосалқы ұңғымалар көмірсутектерді алудың жобалау коэффициентіне қол жеткізу үшін қабаттың құрылымы талдап тексерілген сайын қосымша барлау барысында объектінің ауданы бойынша орналастырылады.

119. Пайдалану-бағалау ұңғымалары коллектордың сүзу-сыйымдылық қасиеттерін зерттеу бойынша, оларда кенжаттың параметрлерін анықтау жөніндегі кәсіпшілік-зерттеу жұмыстарын орындау, өнеркәсіптік қорларды растау, сондай-ақ қорлардың игерілуін бағалау үшін тар бағыттағы тапсырмаларды орындайды.

120. Ұңғымалар торының тығыздығы төмендегі негізгі геологиялық-физикалық факторларды ескере отырып таңдалады:

1) аудан бірлігіне шаққандағы мұнайдың меншікті қорлары;

2) қабаттың (мұнайдың және газ конденсатты қоспаның) флюидінің қасиеттері;

3) өнімді қабаттардың сипаты және әртектілігінің дәрежесі;

4) жыныс-коллекторлардың сүзгіштік қасиеттері.

121. Ұңғымалар торының ұтымды тығыздығы гидродинамикалық есептеулердің негізінде алынған игерудің бірнеше нұсқасы бойынша техникалық-экономикалық көрсеткіштерді талдау арқылы анықталады. Көмірсутектер қорларын неғұрлым толық алу мүмкіндігі кезінде ең жоғары экономикалық әсерге қол жеткiзетiндей ұңғымалардың тығыздығы мен сәйкесінше жалпы саны бар тор ұтымды болып есептеледi.

122. Екi және одан да көп объектiлері бар кен орындарында өндіруші және айдау ұңғымаларын орналастыру жүйелері ұңғымаларды объектіден объектіге көшіруге және кен орнын жоғарыда жайластыруға оңтайлы жағдайлар жасайтындай етіп бір-бірімен байланысу қажет.

123. Су және басқа агенттерді айдау кезінде қысыммен айдау ұңғымаларын орналастыру сипаты мына жағдайларда қолданылатын суландыру жүйесінің түрін, ал жалпы жағдайда қабатқа әсер ету түрін айқындайды:

1) қысыммен айдау ұңғымаларын бүкіл ауданы бойынша біркелкі орналастырғанда объектінің бес нүктелік, айналдырылған жеті нүктелік және тоғыз нүктелік және қабатқа аудандық ішкі контурлық әсер етудің басқа жүйелері қалыптасады;

2) қысыммен айдау ұңғымалары бүкіл ауданы бойынша әркелкі орналастырылғанда ішкі контурлық әсер етудің талғамалы жүйесі қалыптасады;

3) қысыммен айдау ұңғымалары сыртқы контурлық ауданда қатармен немесе мұнайлылық контур бойымен орналастырылғанда сыртқы контурлық немесе контур жанындағы әсер ету (сулану) қалыптасады;

4) қысыммен айдау ұңғымалары мұнайлылық контурының ішінде қатармен орналастырылғанда кенжатынды бірден беске дейін өндіруші ұңғыма орналастырылатын жолақтарға (блоктарға) бөлумен ішкі контурлық суландырудың қатарлық (блоктық), тосқауылды және басқа түрлері қалыптасады;

5) жеке жағдайларда ішкі контурлық әсер етудің қатарлық (блоктық) жүйелері ошақтық жүйелермен толықтырылады және/немесе сыртқы контурлық (жиек жанындағы) жүйелермен үйлеседі.

124. Қысыммен айдау ұңғымаларын орналастыру және жалпы әсер ету түрі объектінің геологиялық құрылымының ерекшеліктерімен, қабат флюидтерінің қасиеттерімен және басқа да геологиялық-физикалық факторлармен айқындалады.

125. Өндіруші ұңғымалардың кенжарлық қысымы осы Қағидаларға сәйкес сынамалап пайдалану кезеңінде ұңғымаларға жүргізілген арнайы зерттеулердің деректеріне сәйкес кенжарлық қысым қанығу қысымынан төмен түскен кезде мұнай бойынша өнімділік коэффициентінің төмендеуін және кенжарлық қысым конденсация басталғандағы қысымнан төмен түскен кезде конденсат бойынша өнімділік коэффициентінің төмендеуін ескере отырып, жобалау (өндіруші және қысыммен айдау) ұңғымаға жалпы дебиттің максимумына сүйене отырып анықталады. Өнімділік коэффициентінің азаюының қанығу қысымына қатысты кенжарлық қысымының төмендеу деңгейіне тәуелділігі сынамалап пайдалану/өнеркәсіптік игерудің басталу кезеңінде белгіленген іріктеулер әдісімен гидродинамикалық зерттеулердің нәтижелері бойынша анықталады. Осы зерттеулер кезінде мұнай дебиттерін және газ факторын міндетті түрде өлшеу арқылы кенжарлық қысымдары қанығу қысымынан төмен болатын кем дегенде үш режимді көздеу қажет.

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

Ескерту. 126-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

127. Тиісті зерттеулер болмағанда, кенжарлық қысымды негіздестіру үшін жобалау құжатта Осы кен орнының өндіруші ұңғымаларында ұтымды кенжарлық қысымды анықтау жөніндегі зерттеу жұмыстарының эксперименталдық бағдарламасы әзірленуге тиіс, оның орындалуын авторлық қадағалау бақылау қажет. Осы бағдарлама іске асырылғанға және деректердің нәтижелері алынғанға дейін кенжарлық қысымды ағымдағы қанығу қысымынан төмен түсірмеу қажет.

128. Кенжарлық қысымдары кен орнын игеру жобасында, оған толықтыруларда және кен орнының игерілуіне жүргізілген талдауда көзделген қысымдардан төмен болатын өндіруші ұңғымаларды пайдалануға жол берілмейді.

129. Газ және газ конденсатты кен орындарын игеру жобасында газды, конденсатты және ілеспе құрамдастарды барынша көп алумен және пайдаланумен байланысты негізгі технологиялық және техникалық-экономикалық мәселелердің кешенді шешімі берілуге тиіс.

130. Игеруге беру көзделіп отырған мұнай немесе газ конденсатты кенжатында өнеркәсіптік мақсаттағы мұнай шоғыры бар болған жағдайда, газ және мұнай бөліктерінің ықтимал өзара байланысының сипатына сүйене отырып, оларды рет ретімен немесе бір мезгілде пайдалану мәселесі шешілуге тиіс.

131. Құрамындағы конденсаты төмен (5 г/м3 кем) газ конденсатты кен орындарын игеруді жобалау кезінде оны кәсіпшілік кәдеге жарату орындылығын айқындау қажет.

132. Құрамындағы конденсаты 100 г/м3 асатын газ конденсатты кен орындарын жобалау кезінде қабат қысымын қолдайтын игеру әдістері қарастырылады.

133. Көмірсутек кен орындарын игеру жобасында газ-гидродинамикалық, термодинамикалық және техникалық-экономикалық есептеулердің негізінде негізгі технологиялық және экономикалық көрсеткіштердің серпіні анықталады: көмірсутектерді және ілеспе өндірілетін суды, газды және басқа айдау агенттерін жылдық өндіру, олардың өнімдегі құрамы, санаттар бойынша ұңғымалардың, оның ішінде бұрғылаудағы жаңа ұңғымалардың қоры, агенттерді айдау көлемі, көрсетілген көрсеткіштердің жиналған шамалары, күрделі және ағымдағы экономикалық шығындар және басқалары.

134. Көмірсутектер кен орнын игеру жобасында кен орнын игерудің кем дегенде үш нұсқасы, оның ішінде мұнай қайтарымдылығын арттыру жөніндегі жаңа технологияларды қолдануды ескеретін нұсқа қарастырылады.

135. Бастапқы жобалау құжат үшін қабат энергиясының сарқылу режимінде игеру нұсқасы немесе бекітілген жобаның іске асырылып отырған нұсқасы базалық нұсқа болып табылады.

136. Бастапқы жобалау құжат үшін екінші нұсқа қабат қысымын сақтау жүйесін көздеуі тиіс.

137. Егер базалық нұсқа бұрын бекітілген жобаның іске асырылуын көздейтін болса, онда екінші нұсқа қолданыстағы игеру жобасын оңтайландыруды және жетілдіруді көздеуге тиіс.

138. Үшінші нұсқа және одан кейінгі нұсқалар көмірсутектерді алу коэффициентін арттыруға бағытталған жаңа технологияларды қолдануды көздейді. Жаңа технологияларды енгізу тәжірибелік-өнеркәсіптік сынау шеңберінде бүкіл кен орны немесе оның жекелеген учаскесі ауқымында көзделуі мүмкін.

139. Кен орнын игеруді іске асыру үшін ұсынылатын нұсқа технологиясы, ұңғымалардың саны және кен орнын игеру жүйесінің басқа параметрлері бойынша ерекшеленетін кен орнын игерудің түрлі нұсқаларының көрсеткіштерін техникалық-экономикалық талдау негізінде таңдалады.

140. Қажеттілік болғанда игеру жобаларында (оған толықтыруда) өнеркәсіптік ауқымда игерілетін кен орындарда ірі кенжатындардың шағын учаскелерін пайдалануға беруді көздейтін тәжірибелік-өнеркәсіптік сынау жүргізу көзделеді.

141. Тәжірибелік-өнеркәсіптік сынау жаңа және бұрыннан танымал, бірақ белгіленген тәртіппен бекітілген кен орнын игеру жобасына және оған толықтыруға сәйкес қарастырылып отырған кен орынның геологиялық-физикалық жағдайларында апробациялауды талап ететін технологияларды сынау үшін жүргізіледі.

142. Тәжірибелік-өнеркәсіптік сынау бойынша жобалау шешімдерді әзірлеу алдында ұсынылып отырған жаңа немесе бұрыннан танымал технологияның тиімділігін бағалау үшін кешенді зертханалық зерттеулер жүргізіледі. Жаңа технологияны енгізу оның тиімділігін бағалай отырып, міндетті ғылыми сүйемелдеу кезінде жүзеге асырылады.

143. Кен орнын игеру жобасында (оған толықтыруда) тәжірибелік-өнеркәсіптік сынау үшін мыналар негізделеді:

1) жұмыстарды жүргізу үшін кенжатынның көрнекі учаскесін таңдау;

2) өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларының саны және орналасуы;

3) тәжірибелік-өнеркәсіптік сынау технологиясы;

4) қабатқа әсер ететін арнайы жабдықтарға және агенттерге қажеттілік;

5) объектіні игеру және оның геологиялық-физикалық қасиеттері туралы қосымша деректер алу процесін бақылау жөніндегі зерттеулер кешені;

6) апробацияланатын технологияның тиімділігін бағалау үшін қажетті тәжірибелік-өнеркәсіптік сынаудың ұзақтығы;

7) тәжірибелік жұмыстарды жүргізу кезеңіндегі мұнай, газ өндіру және әсер ететін агентті айдау деңгейлері;

8) кәсіпшілік жайластыру жүйесіне қойылатын негізгі талаптар;

9) тәжірибелік-өнеркәсіптік жұмыстардың болжалды технологиялық және экономикалық тиімділігі.

144. Кен орнын игеру жобасының мемлекеттік сараптамасын Қазақстан Республикасының көмірсутек кен орындарын барлау және игеру жөніндегі орталық комиссия (орталық комиссия) геология және игеру саласында арнайы білімдері бар және сараптама нәтижелеріне мүдделі емес тәуелсіз сарапшыларды тарта отырып жүзеге асырады.

145. Кен орнын игеру жөніндегі жұмыстардың шарттарын, түрлері мен көлемдерін өзгерту қажет болған жағдайда, өзгерістер және (немесе) толықтырулар енгізу арқылы осындай өзгерістер көмірсутектер кен орнын игеру жобасына енгізуге жатады.

146. Көмірсутектер кен орнын игеру жобасында өндіру салдарын жою жөніндегі міндеттемелердің орындалуын қамтамасыз ету сомаларының қалыптасу шарттары мен тәртібі, аударымдардың мөлшері мен төлемдердің мерзімділігі көрсетіледі.

147. Көмірсутектер кен орнын игеру жобасы (оған өзгерістер мен толықтырулар) көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган бекітетін көмірсутек кен орнын игеру жобасын жасау жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес әзірленеді.

11-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРНЫН ИГЕРУ ЖОБАСЫНЫҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

148. Кен орнын игеруге жобалау құжаттарын орындау монитрингі авторлық қадағалау шеңберінде есепті көмірсутектер саласындағы уәкілетті органға тапсыра отырып, жер қойнауын пайдаланушының жобалау құжаты бойынша жұмысын сүйемелдеуін қамтиды.

Ескерту. 148-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

149. Жобалық көрсеткішпен түзету мынандай жағдайларда көмірсутектер кен орнын игеру жобасының іске асырылуын авторлық қадағалау шеңберінде жүзегі асырылады:

1) базалық жобалау құжатында көзделген ұңғымалардың жалпы жобалау қорын өзгертпей, ұңғыманы енгізу графигін өзгерту;

2) негізделген қажеттілік болған кезде жобаланатын ұңғымалардың орналасқан жерін түзету;

3) зерттеу жұмыстарының түрлері мен көлемдерін өзгерту;

4) сынау объектілерін және кен орнын жете барлау жөніндегі іс-шаралар шеңберінде бұрғыланған және жобаланатын пайдалану ұңғымалары мен бағалау ұңғымаларының санын түзету.

Ескерту. 149-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 20.02.2024 № 74 (28.02.2024 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

150. Жобалау көрсеткіштерін түзету жер қойнауын пайдаланушы мен жоба авторы арасындағы бірлескен хаттамамен ресімделеді.

151. Авторлық қадағалау кезінде игеруге кезінде алынған ақпарат қолданылады, ал қорытындылары ақпараттық есеп түрінде ресімделеді.

152. Авторлық қадағалауда мынадай ережелер белгіленеді:

1) жобалық шешімдерді іске асыру дәрежесі және нақты технологиялық көрсеткіштердің және игеру жобасында қабылданған кен орындарының сәйкес келуі (ауытқушылықтарға негіз болған себептер анықталады, жобалық көрсеткіштерге жетуге бағытталған ұсынымдар беріледі), сондай-ақ мұнай өндірудің жобалау деңгейін қамтамасыз етуге бағытталған жер қойнауын пайдаланушылардың ұсыныстары мен іс-шаралары туралы қорытындылар;

2) ұңғымаларды пайдаланған кезде туындайтын кедергілермен күресу және олардың алдын алу бойынша жобаланған іс-шараларды, қысыммен айдау ұңғымаларын меңгеру және енгізу тәртібіне, игеру объектілеріне сараланған әсер етуге, су басу үшін пайдаланылатын су сапасына, көмірсутектерді алуды көтеру технологияларына қойылатын талаптарды орындау дәрежесі;

3) кен орнын жете барлау жөніндегі жобалық іс-шараларды орындау;

4) жұмыс түрлерін және (немесе) көлемдерін ұлғайтуға негізделген қажеттілік болған кезде, геологиялық құрылым туралы қандай да бір түсініктер, гидродинамикалық және термобарикалық жағдайлар және кен орнын игеру жүйесін меңгеруде айқындалған кемшіліктер, кен орнының пайдалану объектілері әзірлемесінің нақты көрсеткіштерінің жобалық шамалардан шамалы (10% пайыздан кем) айырмашылығы болмаған жағдайларда – жобалау құжатына өзгерістерсіз және толықтыруларсыз, ұңғымалардың орналасқан жерін түзету, оларды бұрғылау кезегін өзгерту (бір ұңғыманы басқаға ауыстыру), жаңа зерттеулер жүргізу, қабат интервалынан қосымша кернді алу, қабат флюидттерінің зерттеулері, бағалау ұңғымаларын, сынамалау объектілерінің санын және т.б. сынамалау ұзақтығын арттыру бойынша ұсыныстар;

5) кен орнын игеру түрлерін, тәсілдерін, технологияларын, көлемдері мен мерзімдерін өзгертуге негізделген қажеттілік болған жағдайда, жобаға қосымша ретінде немесе жаңа игеру жобасы шеңберінде жобалау шешімдерін өзгерту бойынша ұсынымдар;

6) жекелеген жобалау шешімдері мен кен орнын игеру жобасының көрсеткіштерін өзгерту қажеттігін анықтау үшін жобалау шешімдеріне қол жеткізу, игеру жүйесін меңгеруде айқындалған кемшіліктерді жою және (немесе) игерудің кезектен тыс талдауын жүргізу бойынша ұсынымдар.

153. Кен орнын игерудің келесі көрсеткіштерінің орындалуын талдау:

1) пайдалану ұңғымалары торларының тығыздығы;

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

3) кенжатындар бойынша өтемақы коэффициенті;

4) қабат және кенжарлық қысымның қанықтыру қысымына немесе конденсация қысымына қатынасы;

5) кенжарлық қысымға қабат қысымының қатынасы;

6) ұңғымалар бойынша газдық фактордың барынша жол берілетін шамасы;

7) көмірсутектерді өндіру көлемі:

8) қабат қысымын арттыру үшін жұмыс агентін кері айдау көлемі;

9) пайдалану ұңғымаларын іске қосу көрсеткіштері.

154. Авторлық қадағалау көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган әзірлейтін және бекітетін базалық жобалау құжаттарының іске асырылуына авторлық қадағалауды жасау жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес орындалады.

155. Көмірсутектер кен орнын игеру кезіндегі жобалау шешімдерінің іске асырылуына авторлық қадағалау бойынша есеп базалық жобалау құжаттарының мемлекеттік сараптамасын жүргізуге жатпайды және оны жер қойнауын пайдаланушы көмірсутектер саласындағы уәкілетті органға хабарлама тәртібінде электронды нұсқада жібереді.

12-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРНЫНЫҢ ИГЕРІЛУІН ТАЛДАУ

156. Кен орнын әзірлеуді талдау пайдалану объектісін әзірлеу процесінде ұңғымалар мен қабаттарға жүргізілген геологиялық-кәсіпшілік, геофизикалық, гидродинамикалық және басқа да зерттеулердің нәтижелерін, сондай-ақ өнімді қабаттарда өтетін көмірсутектер қорларының ағымдағы орналасуы әзірлеу көрсеткіштерінің серпінін және процестерді кен орнын игерудің жүйесін жетілдіру қажеттілігін анықтау нысанына кешенді түрде зерттеуді білдіреді.

157. Кен орнын игеруді талдаудың қорытындысында:

1) көмірсутектер қорының өзгеруін бағалау арқылы кен орнының геологиялық құрылымы туралы деректер;

2) әзірленетін объектілердің энергетикалық жағдайы, оның ішінде қабат қысымының серпіні, айдау іріктеуінің өтемақысы және басқалары;

3) көмірсутектерді өндіру, сұйықтық пен өнімнің сулануы, жұмыс агентін айдау және т.б. қарқынының сипаттамасы және олардың базалық жобалау құжаттарына сәйкес келуі;

4) ұңғыма қорының жағдайы мен оның жобалау құжатына сәйкес келуі;

5) әзірлеме объектісінің қабаттары мен қабатшаларының әсер етуімен, олардың қорларын өндіру жағдайымен ауданы және қимасы бойынша қамту дәрежесі;

6) су-мұнай байланысын көтеру және мұнайлылық контурын ілгерілету есебінен, ал ішкі контурлық сулану кезінде – қабатқа айдалатын жұмыс агентін ілгерілету есебінен суды кенжатынға енгізу сипаты;

7) ұңғымалар, пайдалану және қысыммен айдау ұңғымаларының кенжарлық қысымы жұмысының режимін бақылау;

8) нақты кенжатын немесе объектіге қатысты маңызды өзге де мәселелер: агентті айдаудан қабат температурасының төмендеу сипаты мен салдарын зерделеу; сүзгіштік қасиеттерді төмендету, оның ішінде қабатта тұздың, парафиндердің түсуінен, сазды бөліктерінің ісінуінен; қабат қысымының өзгеруі; газ факторының өзгеруі; сұйықтықты үдемелі ажырату мен ұңғымаларды бұрғылау және т.б сияқты іс-әрекеттердің тиімділігі мен орындылығы.

158. Игеру талдауы шеңберінде жеке кен орындарының учаскелерінде көмірсутектерді алу коэффициентін арттыру бойынша жаңа технологияларды енгізу арқылы тәжірибелік-өнеркәсіптік сынақтарды жобалауға жол беріледі.

159. Игеру талдауы қажеттілік болған кезде кенжатынның (кенжатындар жиынтығының) гидродинамикалық модельдерін пайдалана отырып, процесті реттеу бойынша ұсынылатын шараларды іске асыруды есепке алып және оларды игерудің бекітілген нұсқасының жобалық көрсеткіштерімен салыстыра отырып, кен орнын игерудің техникалық-экономикалық көрсеткіштерінің есебін орындау арқылы аяқталады.

160. Кен орнының гидродинамикалық моделі – белгілі бір күнге кен орнындағы пайдалану объектілері әзірлемесінің жағдайын көрсететін картографиялық, графикалық, кестелік және басқа да материалдардың кешені. Гидродинамикалық модельді мұнайдың геологиялық қоры 100 млн. тоннадан жоғары және табиғи газ қоры – 50 млрд. текше метрден жоғары болатын көмірсутектер кен орындарын жобалау және игеруді талдау кезінде жасап, пайдалану ұсынылады. Аталмыш модельді жер қойнауын пайдаланушы жыл сайын жаңартуы мүмкін.

161. Игеруді талдау кезінде міндетті түрде жер қойнауын пайдаланушының өндіру салдарын жою бойынша міндеттемелерін орындауды қамтамасыз ету сомасын қайта есептеу, аударымдар мөлшерін және төлемдер кезеңділігін қайта есептеу жүргізіледі.

162. Кен орнын игерудің нақты және жобалау көрсеткіштерінің арасында елеулі (он пайыздан жоғары) айырмашылықтар болған жағдайда және кен орнын игеру жобасына өзгерістер енгізу қажеттігі туралы көмірсутектер кен орнының әзірлеме талдауының нәтижелері бойынша негізделген тұжырым болған кезде талдау нәтижелері базалық жобалау құжаттарының мемлекеттік сараптамасын жүргізуге жатады.

163. Орталық комиссия көмірсутектер кен орнының игерілуін талдау бойынша оң қорытынды шығарған жағдайда, жобалау шешімдері мен мұндай талдау көрсеткіштері кен орнын игерудің жобасына өзгерістер мен толықтыруларға мемлекеттік сараптаманы әзірлеу, бекіту және өткізу кезеңіне кен орнын игерудің жобасына жобалау шешімдері мен көрсеткіштері ретінде бағаланады, ол үш жылдан аспауы тиіс.

164. Көмірсутектер кен орны игеруінің талдауы көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган әзірлейтін және бекітетін кен орны игеруінің талдауын жасау бойынша нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес орындалады.

13-тарау. ҰҢҒЫМАЛАРДЫҢ КОНСТРУКЦИЯЛАРЫ ЖӘНЕ ОЛАРДЫ БҰРҒЫЛАУ, ҚАБАТТАРДЫ АШУ

165. Ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі барлық операциялар ұңғымаларды бұрғылаудың техникалық жобаларына сәйкес жүзеге асырылады. Ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобаларды тиісті жұмыстарды орындауға лицензиясы бар жобалау ұйымдары жүзеге асырады.

166. Ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобалар көмірсутектер саласындағы уәкілетті орган бекітетін ұңғымаларды бұрғылауға арналған нормативтік-техникалық құжаттамада жазылған талаптарға сәйкес жасалады. Ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі жұмыстарды бекітілген техникалық жобасыз жүргізуге жол берілмейді.

167. Бекітілген техникалық жобасыз ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі жұмыстарды жүргізуге жол берілмейді.

168. Ұңғымаларды бұрғылауды жобалау мына ережелерге негізделеді:

1) ұңғымаларды бұрғылау ұңғымаларды бұрғылауға арналған топтық немесе жеке техникалық жобалар бойынша жүзеге асырылады;

2) техникалық жоба ұңғымаларды бұрғылау процесін реттейтін негізгі құжат болып табылады;

3) жобаларда өнімді қабаттарды сапалы ашу, ұңғымалардың бекітілуі мен беріктілігі, базалық жобалау құжаттарының және көмірсутектерді өндіру мен барлауға арналған жобалау құжаттарының барлық талаптарының орындалуы көзделеді;

4) ұңғымаларды бұрғылауды жобалау кезінде жұмыстар мен қоршаған ортаны қорғаудың барлық негізгі түрлері бойынша қолданыстағы нормативтік құжаттар басшылыққа алынады. Техникалық жоба ұңғымаларды бұрғылауды жобалауға арналған тапсырманың негізінде әзірленеді, оны жер қойнауын пайдаланушы базалық құжаттар мен көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған жобалау құжаттарының негізінде жасайды;

5) жобалауға арналған бастапқы деректердің толықтығына және анықтылығына жер қойнауын пайдаланушы жауап береді, ал жоба сапасы үшін жер қойнауын пайдаланушы мен жобалау ұйымы жауап береді;

6) ұңғымаларды бұрғылау бұрғылау ұйымы мен жер қойнауын пайдаланушы арасындағы мердігерлік шарттар негізінде немесе тиісті лицензиясы болған кезде жер қойнауын пайдаланушының өзімен жүзеге асырылады;

7) техникалық жобаға өзгерістер жұмыстардың сапасы мен қауіпсіздігін арттыру мақсатында қоршаған ортаны қорғау, көмірсутектер саласындағы уәкілетті органдардың, сондай-ақ олардың құзыреті шегінде басқа мемлекеттік органдардың талаптары бойынша жүргізіледі;

8) техникалық жобаға өзгерістер енгізбей, жобалау ұйымымен келісу бойынша ұңғымалардың оқпаны бойынша тереңдіктің және шеген құбыры ұзындығының техникалық жобада көзделгеннен ±250 м (көлбеу бағытталған және көлденең ұңғымалар үшін ±300 м) шамасында ауытқуына жол беріледі;

9) техникалық жобаның орындалуын бақылауды техникалық жобаны әзірлеген тапсырыс беруші мен жобалау ұйымы жүзеге асырады;

10) ұңғымаларды бұрғылау жобасын жүзеге асыру үшін жауапкершілік жер қойнауын пайдаланушыға және бұрғылау ұйымына жүктеледі;

169. Ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі техникалық жобаларды жер қойнауын пайдаланушы бекітеді.

170. Ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі барлық операциялар ұңғымаларды бұрғылауға арналған бекітілген техникалық жобаның талаптарына сәйкес жүргізіледі.

171. Бұрғылау тәсілдері мен оған сәйкес бұрғылау құбырлары, қашаулары, бұрғылау режимі, бұрғылау ерітіндісінің типі мен рецептурасы ұңғымаларды бұрғылауға арналған бекітілген техникалық жоба талаптарына сәйкес болуы тиіс.

172. Ұңғымаларды бұрғылаудың техникалық жобасында игерілетін кен орындарында әртүрлі қабат қысымдарымен бұрғылау арқылы өнімді шөгінділерді ашу тәсілі көзделеді және негізделеді.

173. Бұрғылау технологиясының мәселелері базалық жобалау құжаттарында және көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған жобалау құжаттарында алдын ала келтіріледі және ұңғымаларды барлауға арналған техникалық жобаларда жан-жақты қарастырылады.

174. Қосалқы бұрғылау ерітіндісінің көлемі техникалық жобада белгіленеді.

175. Газдық факторы жоғары және қабат қысымдары аномальді жоғары мұнай, газ және газконденсатты ұңғымалардың циркуляциялық жүйесі арнайы жабдықты пайдалана отырып, бұрғылау ерітіндісін үзіліссіз газсыздандыру мүмкіндігін көздейді.

176. Құрамында күкірт қышқылының мөлшері жоғары, қатпарларында тұз, аномальді жоғары қабат қысымы мен жоғары температурасы бар кен орындарында және теңіз кен орындарындағы ұңғымаларды бұрғылаудың ерекшеліктері базалық жобалау құжаттарына және көмірсутектерді барлауға және өндіруге арналған жобалау құжаттарына сәйкес жеке техникалық жобаларда көзделеді.

177. Ұңғымалардың конструкциялары қажетті диаметрлер мен ұзындықтары бар, цементтелген баған сыртындағы кеңістіктері, өнімді қабаттардың ұңғыма жанындағы жабдықпен және ұңғымалар сағасының жабдығымен шеген құбырларының кешенінен тұрады.

178. Ұңғымалардың конструкциялары оларды бұрғылау мен пайдалану сенімділігін, технологиялылығы мен қауіпсіздігін қамтамасыз етеді, оның ішінде:

1) пайдалану бағаналарының және кенжар конструкцияларының оңтайлы диаметрлері есебінен ұңғымаларды пайдалану барысында игеру объектілерінің өнімділігін барынша көп пайдалануды;

2) қабаттарға әсер етудің жобаланған әдістерін қолдану немесе кенжатындардың табиғи режимдерін пайдалану жағдайында ұңғымаларды пайдаланудың оңтайлы тәсілдері мен режимдері үшін тиімді жабдықты қолдану мүмкіндігі;

3) ұңғымаларды бұрғылау мен пайдаланудың барлық кезеңдерінде жұмысты авариясыз және кедергісіз қауіпсіз жүргізуді;

4) ашылатын қима бойынша қажетті тау-кен геологиялық ақпарат алуды;

5) жер қойнауын, ең алдымен ұңғымалардың беріктілігі мен тіреулерінің ұзақ мерзімділігі, шеген құбырларының және флюидті деңгейжиектерді бір бірінен және күндізгі беттен оқшаулау үшін жабылатын сақиналы кеңістіктердің бітеулігі есебінен қорғауды;

6) шеген құбырларының және ұңғыма оқпанының типтік мөлшері бойынша бірегейлендіру;

7) ұңғымаларды пайдалану кезінде ұңғымаларда жөндеу және зерттеу жұмыстарын жүргізу шарттары;

8) айырғыш клапандарды, пакерлейтін және басқа құрылғыларды орнату мүмкіндігі.

179. Газлифтілік тәсіл арқылы пайдалануға жобаланған ұңғымалардың конструкциялары газ ұңғымаларының конструкцияларына қойылатын талаптарды қанағаттандыру қажет.

180. Ыстық су, бу және газ айдауға арналған қысыммен айдау ұңғымаларының конструкциялары базалық жобалау құжаттары мен көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған жобалау құжаттарында және ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобаларда толық негізделеді.

181. Көмірсутектер кен орындарында бағалау ұңғымаларының конструкциялары оларды пайдалану кезінде қолдану мүмкіндігі үшін қойылатын талаптарға жауап беруі тиіс.

182. Ұңғымалардың конструкциялары мен бейіндері алдын ала базалық жобалау құжаттары мен көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған жобалау құжаттарында келтіріледі, және ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобаларда толық қарастырылып, негізделеді.

183. Ұңғымалар оқпандарының бейіндері ұңғымалардың мақсатына, бұрғылаудың нақты геологиялық-техникалық мүмкіндіктеріне, үстіндегі жағдайлар мен күзетілетін аймақтардың бар-жоғына сүйене отырып бұрғылау кезінде жобаланады.

184. Өнімді қабатта оқпанның көлденең учаскесімен тік, көлбеу бағытталған бейіндер қолданылады.

185. Ұңғымалардың көлденең бағытталған бейіндері ұңғымалардың мақсатына және бұрғылаудың нақты геологиялық-техникалық шарттарына сүйене отырып жобаланады.

186. Ұңғыманың көлбеу бағытталған оқпанының таңдалған бейінінің түрі, бұрғылау бағанының төменгі бөлігінің құрылысы, бұрғылау режимінің параметрлері, ұңғыма оқпанын тереңдету қарқыны мен басқа іс-шаралар кешендері мыналарды қамтамасыз етеді:

1) ұңғыманы қалыптасқан техника жағдайы мен технологиялық бұрғылау жұмыстарының қандай да бір ауытқуынсыз жобалау тереңдігіне дейін жеткізу;

2) барынша аз уақыт пен қаражат шығынымен ұңғыманы сапалы бұрғылау;

3) ұйғарынды ауытқу нормалары шегінде кенжардың белгіленген бағыттағы тік сызықтан жобалау ауысуына жеткізу;

4) ұйғарынды мәндерден аспайтын қисаю радиустармен оқпанның қисаюларының барынша көп саны;

5) бұрғылау бағанының және шеген құбырларының төменгі жағының құрылымының еркін өту мүмкіндігі, сондай-ақ пайдалану және жерасты жөндеу барысында түсірілетін жерасты қондырғылардың элементтерін жабдықтау;

6) шеген құбырларының өшірілуін, науалардың түзілуін, аспаптың және геофизикалық аспаптардың бұралуы мен сыналануын болдырмау.

187. Өнімді қабатта ұңғымалардың көлденең оқпандарының бейіндері сынамалап пайдалану өткізудің жобалау шешімі немесе кен орнын көлденең ұңғымалармен өнеркәсіптік игеру кезінде негізделеді.

188. Көпбағанды, көлбеу бағытталаған ұңғымаларды және оқпанның көлденең учаскесі бар ұңғымаларды бұрғылау зерттеулердің толық геофизикалық кешенін орындауды қамтамасыз ететін ұңғымаларды бұрғылаудың жеке техникалық жобалары бойынша жүргізіледі.

189. Жер үстіндегі құрылыстар мен ұңғымалар сағасының жабдықтары бұрғылау кезінде нақты геологиялық-техникалық жағдайлардағы бұрғылау шарттарымен тығыз жанасады.

190. Бұрғылау қондырғысын таңдау ауадағы бұрғылау бағананың салмағынан немесе анағұрлым ауыр шеген бағанасының және оның секциясының салмағынан ілмектегі барынша көп ұйғарынды жұмыс жүктемесіне сүйене отырып жүргізіледі. Ілмектегі ұйғарынды жүктеме ауадағы анағұрлым ауыр бұрғылау бағанының салмағынан кем дегенде 40 пайызға асу қажет.

191. Ұңғымаларды механизацияланған бұрғылау ерітіндісін тазартпай бұрғылауға жол берілмейді.

192. Кондуктор немесе аралық баған түсірілгеннен кейін, егер кезекті баған олардан төмен түскенге дейін газ, газ конденсатты, сондай-ақ мұнайлы немесе және сулы деңгейжиектердің ашылуы күтілсе, ұңғымалардың сағалары превенторлық қондырғылармен жабдықталады.

193. Превенторлық қондырғыны, манифольдтерді (дроссельдеу мен өшіру сызығы), гидробасқару станцияларын, дроссельдеу пультін және трап-факелді қондырғыны таңдау нақты тау-кен геологиялық жағдайларға байланысты мына технологиялық операцияларды орындау үшін жүзеге асырылады:

1) ұңғыма сағасын түсірілген бұрғылау құбырларымен немесе оларсыз тұмшалау;

2) қабылданған технология бойынша ұңғымаларды флюидтен тазарту;

3) бұрғылау құбырларының бағанын оның жабылуынан кейін төменгі превенторға ілу;

4) бұрғылау бағанын кесу;

5) өшіру кезінде ұңғыманың жағдайын бақылау;

6) бұрғылау бағанының ілестірілуін болдырмау үшін оны теңселту;

7) саға бітеулі жабық тұрған кезде бұрғылау бағанының бөлігін немесе оны толығымен түсіру немесе көтеру.

194. Газ, мұнай және су деңгейжиектерін қысымы жоғары кезде, сондай-ақ күкіртті сутек болған кезде (көлемдік құрамы үш жарым пайыздан астам) ашқанда ұңғыманың сағасында кемінде үш превентор, оның ішінде бір әмбебап превентор орнатылады.

195. Аномальді жоғары қысым жағдайында және күкіртті сутектің көлемдік құрамы үш жарым пайыздан астам болғанда қабаттарды ашу кезінде кемінде төрт превентор, оның ішінде бұранда кескіштері бар бір превентор мен бір әмбебап превентор орнатылады.

196. Ұңғымаларды бұрғылау барысында өнімді қабаттардың ашылуы олардың кенжар маңындағы аймағының табиғи күйінің барынша көп сақталуын қамтамасыз етуге тиіс.

197. Қабаттарды ашуға арналған бұрғылау ерітіндісінің типі мен параметрлері ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобада бұрғылау барысында жүргізілетін зерттеулердің мақсаттары мен әдістерін ескере отырып, қабаттардың геологиялық-физикалық құрылымының, коллекторлық және сүзу сипаттамаларына сәйкес негізделеді. Бұрғылау ерітінділері ретінде коллектордың табиғи өткізгіштігін және мұнайға қанығуын, сондай-ақ геофизикалық зерттеулердің қажетті кешенін жүргізу мүмкіндігін қамтамасыз ететін жүйелер қолданылады.

198. Өнімді қабатты ашудың сапасын бақылауды жер қойнауын пайдаланушы мен мердігердің технологиялық және геологиялық қызметтері жүзеге асырады.

199. Шеген бағандарын цементтеу жөніндегі жұмыстарды жүргізу кезінде кеуекті және кеуекті-сызатты коллекторлардың табиғи өткізгіштігін сақтау мақсатында осы деңгейжиектерді ашу кезінде пайдалнылатын бұрғылау ерітіндісінің минералдануына жақын барынша аз ықтимал сүзгілеумен және жалпы минералданумен тампонажды ерітінділер пайдаланылады.

200. Күкірт сутегін, көмірқышқылды газды және өзге агрессивті қосылыстарды қамтитын кен орындарында коррозияға төзімді шеген құбырлар мен тампонажды цемент қолданылады.

201. Шеген бағандарын цементтеудің және қабаттарды бөлшектеудің сапасы арнайы геофизикалық зерттеулер арқылы бақыланады. Баған артында цемент тасы есептік биіктігінен 50% астам болмаған жағдайда, баған артында цемент тасын қалпына келтіру жұмыстарын жүргізу қажет.

202. Геофизикалық зерттеулер кешені мыналарды қамтамасыз ету қажет:

1) шеген бағанының нақты диаметрлерін және қабырғалардың қалыңдығын бақылау және тіркеу;

2) түсірілген бағанның технологиялық жабдықтау элементтерінің нақты күйін бақылау және тіркеу;

3) баған сыртынан цементті үлестіру бойынша деректер алу;

4) цемент тасы мен баған, цемент тасы мен жыныс арасында болуы мүмкін арналар мен саңылауларды және ағындардың бар болуын анықтау;

5) баған сыртындағы кеңістікте газ бен сұйықтықтың бар болуын анықтау.

203. Шеген бағанын цементтеу жөніндегі жұмыстар ұңғыма конструкциясының бітеулігін сынаумен аяқталады.

204. Өнімді қабаттың ұңғымалардың оқпанымен байланысы цементтелген бағанды перфорациялау, оны цементтемей сүзгіні орнату немесе ашық кенжарды қалдыру арқылы қамтамасыз етіледі.

205. Өнімді қабаттарды перфорациялаумен ашу кең таралған әдіс болып табылады.

206. Пайдалану бағанын перфорациялау алдында ұңғыманың сағасы ұңғымаларды бұрғылау жөніндегі техникалық жобаға және бекітілген схемаға сәйкес перфорациялық жапқышпен немесе превенторлық қондырғымен жабдықталады, ал ұңғыма мұнай-газ көріністерінің орын алу мүмкіндігін болдырмайтын, бірақ табиғи өткізгіштіктің және коллектордың мұнайға қанығуын барынша сақталуын қамтамасыз ететін тығыздықпен қатты фазаның ең аз құрамы кезінде бұрғылау ерітіндісімен толтырылады.

207. Қабатты ашу тәсілдері мен перфорациялау аралықтарын баған түсірілгенге дейін ұңғыманың нақты қимасына жүргізілген геофизикалық зерттеулердің материалдарын алған соң тапсырыс беруші ұйымның геологиялық қызметі белгілейді.

208. Перфорациялау тәсілі, типі мен тығыздығы перфорациялау әдістерін қолдану салалары мен шарттарына сәйкес объектілердің геологиялық-кәсіпшілік ерекшелігін ескере отырып таңдалады және шеген құбырларында және цементтік таста жанама бұзушылықтарын туғызбауы қажет.

209. Оқталған перфораторды түсіру алдында, аспаптардың өткізгіштігін тексеру және перфорациялау аймағында бағанның қысымын нақтылау үшін ұңғымаға тереңдік манометрімен шаблон түсіріледі.

210. Перфорациялау кезінде ұңғыма сағасындағы сұйықтықтың деңгейін бақылау орнатылады. Оның төмендеуіне жол берілмейді.

211. Ұңғыманың сағасына орнатылғанға дейін фонтандық арматураны алдын ала сынама қысымның шамасына тексеру керек, орнатылған соң –пайдалану бағанының тексеру қысымына тең қысыммен тексеру керек.

212. Пайдалану бағаны түсірілгеннен кейін іздестіру және (немесе) бағалау ұңғымаларын (ұңғымадағы қабатты) сынамалау ағылу сипаты туралы ақпарат алу мақсатында жүргізіледі және бұрғылау процесінің құрамдас бөлігі болып табылады.

213. Өндіруші ұңғымаларды игеру көмірсутектердің өнеркәсіптік ағындарын алу мақсатында жүргізіледі және бұрғылау процесінің құрамдас бөлігі болып табылады.

214. Ұңғымаларды сынамалау немесе игеру жөніндегі жұмыстар ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобаларда көзделген технологиялық талаптар сақталған және техникалық құралдар мен материалдар қамтамасыз етілген кезде басталады.

215. Ұңғымаларды сынамалау немесе игеру қабатттардың гидродинамикалық сипатын, пайдаланудың тиімді режимін анықтау мақсатында типтік немесе жеке жоспарлар бойынша жүргізіледі.

216. Ұңғымаларды сынамалау немесе игеру жөніндегі кешендік жұмыстар мыналарды қамтамасыз етуге тиіс:

1) қабаттың кенжар аймағын шаю сұйықтығынан барынша тазартуды;

2) кенжар аймақтағы қабаттың қаңқасын сақтап қалуды;

3) газ бүркемесінен табан суы мен газдың атып ағылуының алдын алуды;

4) қабаттың сандық және сапалық сипаттамаларын және оның геофизикалық параметрлерін анықтау бойынша термогидродинамикалық зерттеулерді;

5) бақыланбайтын газ-су-мұнай көріністері мен ашық фонтандардың алдын алуды;

6) пайдалану бағанының деформациясының алдын алуды;

7) жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғауды.

217. Күрделі геологиялық (аномальді жоғары қабатты қысым, құрамда күкіртті сутектің немесе өзге қышқыл газдардың болуы, жоғары температура мен ауқымды газ факторы) жағдайларда қабаттарды тесіп шыққан ұңғымаларды сынамалау немесе игеру үшін жеке жоспар жасалады.

218. Ұңғымаларды сынамалау немесе игеру процесінде термобарлық және гидродинамикалық зерттеулер кешені жүзеге асырылады, қабат сұйықтығының сынамалары іріктеледі және зерттеледі, өнімнің сулануы айқындалады.

219. Қабат сұйықтығының сынамаларын зерттеу бұрғылаудан шығарылатын әрбір ұңғымаға орындалуы тиіс (игеруден кейін). Зерттеулер кешені параметрлердің толық тізбесін, оның ішінде, қанығу қысымын, газ құрамын, көлемді коэффицентті, тұтқырлықты, қабат флюидтерінің тығыздығын, бөлінген газ бен газсыздандырылған мұнайдың құрамдарын, қабат мұнайының негізгі параметрлерінің қабатқа тәуелділігін (дифференциалды немесе сатылы газсыздандыру) айқындауды көздеуі тиіс.

220. Жүргізілген жұмыстардың нәтижесінде қабаттың өнімділігі айқындалса және осы объектіге тән сұйықтықтың ағыны алынса, ұңғымалар сынамаланған немесе игерілген болып саналады. Техникалық жобаның нормалары мен талаптарын сақтай отырып бұрғыланған және сынамаланған немесе игерілген ұңғымаларды сынамалаудың немесе игерудің қорытындысы теріс болғанда, олардың себептері анықталады және одан арғы жұмыс жоспары бекітіледі.

221. Қажеттілік болса, ұңғымалардың өнімділігі қабаттарды қайтадан перфорациялау арқылы немесе кенжар аймағын өңдеу арқылы қалпына келтіріледі, олардың тәсілдері, технологиялары мен параметрлері кенжатынның геологиялық-физикалық қасиеттеріне байланысты таңдалады.

222. Пайдалану тәсілін таңдау, ұңғымалық жабдықты іріктеу, орнату, сондай-ақ іздестіру, бағалау немесе өндіруші ұңғымалардың өнімділігін арттыру және қысыммен айдау ұңғымаларының межеленген қабылдағыштығына жету жөніндегі жұмыстарды жер қойнауын пайдаланушы көмірсутектерді барлауға және өндіруге арналған жобалау құжаттарына сәйкес жүргізеді.

223. Ұңғымаларды бұрғылау оларды бұрғылауға арналған техникалық жобада және сынамалау немесе игеру жоспарында көзделген барлық жұмыстар орындалған соң аяқталды деп есептеледі.

224. Бұрғылаумен аяқталған ұңғымаларды мердігерден тапсырыс берушіге тапсыру тәртібі олардың арасында жасалған ұңғыманы бұрғылауға арналған мердігерлік шартта айқындалады.

225. Бұрғылаумен аяқталған ұңғымалар бойынша бұрғылау ұйымы тапсырыс берушіге (жер қойнауын пайдаланушы) жұмыстарды тапсыру-қабылдау актілерімен ресімделген келесі құжаттарды тапсырады:

1) ұңғымаларды орналастыру туралы актілер;

2) ұңғымаларды бұрғылау жобасы (типтік геологиялық-техникалық жүктелім);

3) ұңғымаларды бұрғылаудың басталуы мен аяқталуы туралы акт;

4) шеген бағаны сағасының альтитудасын өлшеу туралы актілер;

5) барлық геофизикалық зерттеулер бойынша материалдар мен олар бойынша қорытындылар;

6) шегендеу бағанының есебі, олардың параметрлері, диаметрі, қабырғалардың қалыңдығы, болат маркасы және металл емес бағандар үшін қажетті өзге де сипаттамалар;

7) шегендеу бағанын цементтеу туралы актілер, цементтеу есептеулері, сапаны зертханалық талдау мен цементтеу процесінде цемент ерітіндісінің тығыздығын өлшеудің нәтижелері, цемент ерітіндісінің сағаға шығарылуы немесе цемент ерітіндісін көтеру биіктігі туралы деректер (цемент өлшегіш диаграммасы), құбыр өлшеміне қатысты актілер, бағандардың құрылымы, цементтеу алдындағы ұңғыманы бұрғылау ерітіндісінің тығыздығы туралы деректер;

8) барлық шеген бағандарын бітеулігі мәніне сынау актілері;

9) әрбір объектіні сынамалау немесе игеру жөніндегі жұмыстардың жоспарлары;

10) перфорациялау аралығы, перфорациялау тәсілі мен тесіктер саны көрсетілген шеген бағанын перфорациялау актілері;

11) зерттеу деректері (дебиттер, қысым, өнімділік, мұнай, су, газ талдауы) қоса берілген әрбір объектіні сынамалау немесе игеру актілері;

12) жабдық, іске қосушы клапандардың (тесіктердің) орнатылған тереңдігі көрсетілген сорғылық-компрессорлық құбырлардың өлшемі мен типі;

13) ұңғымаларды игеру мен бұрғылаудың толық процесі сипатталған геологиялық журнал;

14) керн сипаттамасы;

15) бұрғылау процесі, мұнай-газ көрінісі мен конструкциясы туралы деректері бар ұңғымалар паспорты;

16) бағанды тарту туралы актілер;

17) ұңғымалардың сағасын жабдықтау туралы актілер;

18) ұңғымалар бойынша геологиялық құжаттарды тапсыру туралы актілер;

19) жер учаскесін рекультивациялау актісі.

226. Ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жоба осы Қағидаларға және ұңғымаларды бұрғылауға арналған техникалық жобаны жасау жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес жер қойнауын пайдаланудың оң тәжірибесі негізінде әзірленеді.

227. Барлау жұмыстарының жобасына, сынамалап пайдалану жобасына немесе кен орнын игеру жобасына енгізілетін, олардың негізінде жасалған ұңғымаларды бұрғылауға (салуға) арналған техникалық жобалардың параметрлеріне қатысты толықтырулар және (немесе) өзгерістер тиісті Ұңғымаларды бұрғылауға (салуға) арналған жобаларға өзгерістерді және (немесе) толықтыруларды енгізу қажеттілігіне әкеледі.

228. Жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған тиісті Ұңғымаларды барлауға (салуға) арналған жобасыз жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізуге тыйым салынады.

229. Көмірсутектерді игеру және барлау кезеңінде ұңғымалар өздерінің міндеттеріне сай бұрғыланады.

230. Ұңғымалардың міндеті көмірсутектерді барлау және өнеркәсіптік игеру кезінде базалық жобалау құжаттардағы және көмірсутектерді барлауға және игеруге арналған жобалау құжаттардағы бекітілген шешімдердің неігізінде өзгеруі мүмкін.

231. Қандай да бір себептерге байланысты экономикалық тұрғыдан пайдалануы тиімсіз болып табылатын ұңғымалар көмірсутектер және уран өндіру саласындағы уәкілетті органдар бекітетін Көмірсутектерді барлау және өндіру және уран өндіру кезіндегі консервациялау және жою қағидаларына сәйкес белгіленген тәртіппен пайдалану қорынан консервациялауға уақытша шығарылады.

232. Өз міндетін орындаған, одан әрі басқа жолмен пайдалану тиімсіз немесе мүмкін емес болып табылатынбарлық ұңғымаларды көмірсутектер және уран өндіру саласындағы уәкілетті органдар бекітетін Көмірсутектерді барлау және өндіру, және уран өндіру кезіндегі консервациялау және жою қағидаларына сәйкес белгіленген тәртіппен жою қажет.

13-тарау. ҰҢҒЫМАЛАРДЫҢ МІНДЕТІ

233. Көмірсутектерді барлау және өндіру кезінде ұңғымаларолардың мақсатына сәйкес бұрғыланады және бөлінеді.

234. Іздеу ұңғымалары көмірсутектердің кенжатындарын іздеу және ашу мақсатында алдағы бұрғылаумен және геологиялық-физикалық зерттеулермен дайындалған перспективалық құрылымдар мен аудандарда жобаланады және бұрғыланады.

235. Бағалау ұңғымалары геологиялық зерттеу және көмірсутектер кенжатындарын контурлау, көмірсутектер қорын санау және игеруді жобалау үшін бастапқы ақпаратты алу мақсатында кен орнын ашатын аудандарда жобаланып, бұрғыланады.

236. Пайдалану-бағалау ұңғымалары коллекторлардың сүзу-сыйымдылық қасиеттерін зерттеу, кенжатын параметрлерін анықтау бойынша кәсіпшілік-зерттеу жұмыстарын жүргізу жөнінде тар бағыттағы міндеттерді орындайды.

237. Пайдалану ұңғымалары сынамалап пайдалануды (озық пайдалану ұңғымалары) және кен орнын өнеркәсіптік игеру кезінде жобаланады және бұрғыланады:

1) өндiрушi (мұнай және газ) – кенжатындардан мұнайды, газды, конденсатты және суды алу және игеру жүйесiн ұйымдастыру үшiн;

2) қысыммен айдау - суды, газды (олардың қоспасын) немесе басқа ауыстыру жұмыс агенттерін айдау жолымен қабатты қысымды ұстап тұру мақсатында кенжатындарға әсер ету үшін, пайдалы қазбалардан уақытша сақтау мақсатында бөлінетін газды немесе екінші топтың ілеспе пайдалы компонеттерін айдау үшін, сондай-ақ даму кезеңінде көмірсутектерді өндіру үшін.

238. Бақылау қадағалау ұңғымалары кенжатындарды игеру процесінде флюидаралық (су-мұнай, газ-мұнай, газ-су) контактілердегі өзгерістерге және басқа параметрлердегі (оның ішінде қабаттың мұнай-газ-судың мол болуындағы) өзгерістерге жүйелі бақылауды жүзеге асыру үшін жобаланады және бұрғыланады.

239. Бақылау пьезометрлік ұңғымалар қабатты қысым мен температураның өзгерістерін бақылау үшін жобаланады және бұрғыланады.

240. Резервтік ұңғымалар бұрғылау процесі кезінде қабат құрылымын талдап тексеру арқылы көмірсутектерін алудың жобалық коэффициентіне қол жеткізу үшін объектінің аумағында орналастырылады.

14-тарау. ҚАБАТҚА ӘСЕР ЕТУ ЖҮЙЕСІН ИГЕРУ ТӘРТІБІ

241. Қабатқа әсер ету жүйесі көмірсутектер қорларын жер қойнауынан алу технологиясын әзірлеу үшін көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған негізгі жобалау құжаттары мен жобалау құжаттарын ұсынудың техникалық құралдарының жиынтығы болып табылады.

242. Қабатқа әсер етудің техникалық құралдарының кешені мыналарды қамтиды: жұмыс агентінің көздері, қысыммен айдау ұңғымалары және тиісті жерүсті жабдығы.

243. Қабатқа әсер ету жүйесі:

1) пайдалану объектіге қабат энергиясын толтыру және өндіруші ұңғымалардың кенжарына көмірсутектерді бөлек аймақтар, қабаттар және толық кен орны бойынша толықтыру үшін жұмыс агентінің қажетті көлемін айдауды;

2) құрамы, физикалық-химиялық қасиеттері, механикалық қоспалар, оттегі және микроорганизмдердің құрамы бойынша жұмыс агентін қажетті кондицияға дейін дайындауды;

3) ұңғымалардың қабылдағыштығын жүйелi өлшеу, әрбiр ұңғыма, топ, қабат және игеру объектілері бойынша, сондай-ақ жалпы кен орны бойынша жұмыс агентін айдау есебі мүмкіндігін;

4) жұмыс агентінің сапасы мен қасиеттеріне тұрақты бақылау жүргізу мүмкіндігін;

5) жұмыс істеудің, ең алдымен бітеулігі тұрғысынан сенімділігін қамтамасыз етеді.

244. Қабатқа әсер ету жүйесінің қуаты технологиялық ысыраптарды есепке ала отырып, әрбір технологиялық блок пен жалпы кен орнына жұмыс агенті барынша көп жобалау айдауы мүмкіндігін қамтамасыз етуі тиіс.

245. Жұмыс агенті айдалатын қысыммен айдау ұңғымасықабатқа әсер ету жүйесінің негізгі элементі болып табылады.

246. Қысыммен айдау ұңғымасының конструкциясы (қаптама тіректерінің диаметрі, болат маркасы, цемент көтеру биіктігі және басқалары) мыналарды қамтамасыз етуі керек:

1) тиiстi көлемде белгiленген шығарынды қысымы бойынша жұмыс агентiн айдау;

2) қабаттар мен қима объектілерін сенімді бөлу;

3) зерттеулердің барлық түрлерін өндіру, ұңғымаларды қалыптастыру аймағына әсер ету іс-шаралары, сондай-ақ жөндеу жұмыстары.

247. Қысыммен айдау ұңғымаларының кенжар конструкциясы қабаттардың (қабаттың) қалыңдығы бойынша сүзгі бетінің барынша ашық болуын қамтамасыз етуі тиіс.

248. Қысыммен айдау ұңғымасының тиімді жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін пайдалану объектінің барлық көрсетілген қалыңдығы бойынша ұңғымалардың қажетті көлемде қабылдағыштығын қамтамасыз ету жөнінде шаралар кешені жүзеге асырылады, атап айтқанда қабаттық кенжар аймағының табиғи сүзу қасиеттерін қалпына келтіру, қажет болған жағдайда оларды жақсарту, сондай-ақ қажетті іске қосу айдау қысымын жасау.

249. Ұңғымаларды бұрғылау кезінде нашарлаған қабаттық кенжар аймағының сүзгілеу қасиеттерін қалпына келтіру (тазалау) ұңғымаларды бұру арқылы жүзеге асырылады. Контур сыртындағы және контур аймағындағы қысыммен айдау ұңғымаларын піспектеу (поршеньдеу, сүмбі пайдалану) немесе электрлік центрифугалық сорғылардың түсуі арқылы құрғатылады. Контур ішіндегі қысыммен айдау ұңғымаларын құрғату оларды тауарлық парктен өнімді жинау жүйесіне қосылу кезінде рұқсат етілген ең жоғары дебиттерде қысқа мерзімді пайдалануға беру арқылы жүзеге асырылады.

250. Қолайлы геологиялық және физикалық жағдайларда (қабаттың жоғары сүзу қасиеттері) және өткізгіштігін табысты қалпына келтіру кезінде құрғатудан кейінгі қысыммен айдау ұңғымалары шоқтық сорғы станцияларынан өнім құбыры жүйесі арқылы жұмыс агентін айдау кезінде іске қосылады.

251. Өнімді қабаттардың қолайсыз геологиялық және физикалық сипаттамалары жағдайында қабылдағыштықты қамтамасыз ету үшін қосымша әсер ету шаралары қолданылады, соның ішінде:

1) агентті кейінірек айдау арқылы қалыптастыруға (ұңғымадағы деңгейдің төмендеуіне) жол берілетін максималды тоқырауды құру;

2) ұңғыманы қайта жуу кезінде сұйықтықты аэрациялау;

3) агентті жоғары қысымды мерзімде айдау және оны өздігінен құю арқылы босату (гидропіспектеу әдісі);

4) сығу сорғыларды (цементтейтін агрегаттар) пайдалану арқылы жұмыс қысымының жоғары қысымы кезінде агентті қабатқа батыру;

5) қабаттың одан кейінгі гидравликалық бұзылуымен суқұмарынды бұрғылап тесу;

6) қышқылдармен және беткі белсенді заттардың ерітінділерімен кенжар аймағын өңдеу;

7) кенжар аймағын жылумен өңдеу және басқалары.

252. Ағызу суларын және басқа да коррозиялы агенттерді қабаттарға айдау кезінде өнім құбырларын (су және газ құбырларын), ұңғымаларды және басқа жұмыс жабдығын коррозиядан қорғау үшін қорғаныс жабындары,коррозияға қарсы ингибиторлар, құбырсырты кеңістікті тығыздау және осыған ұқсас заттар қолданылады.

253. Қабатқа енгізілген беттік-белсенді заттар, қышқылдар, сілтілер, полимерлер және басқа да химиялық реагенттерді дайындау үшін реагенттердің жойылуын болдырмайтын және тұнбалауға қабілетті қосылыстардың пайда болуына алып келмейтін суды пайдалану қажет, егер бұл әзірлеуге жобалау құжатында тікелей көзделмесе. Сонымен қатар, көмірсутектерді коллекторлардан жылжытуды туындата отырып, айдалатын су ағынды сумен химиялық түрде үйлесімді болуы керек.

254. Жұмыс агентін айдау үшін қысыммен айдау ұңғымаларын игеру геологиялық-техникалық қызмет көрсететін және жер қойнауын пайдаланушының басшылығы бекіткен жоспар бойынша жүргізіледі.

255. Жұмыс агентін айдауды бастау, бұрғыланған ұңғымаларды қысыммен айдау және айдау көлемін нормалау кен орнын игеруге жобалау құжатында анықталады.

256. Контур сыртындағы және контур аймағындағы су тасқыны жағдайында жұмыс агентін айдау, әдетте, кенді игерудің ең ерте сатысында басталуы тиіс.

257. Контур аймағындағы су тасқыны жағдайында, ұңғымаларды бұрғылау кезінде асқынудың алдын алу үшін қысыммен айдау ұңғымаларына айдау оның әсер ету радиусында орналасқан ұңғымалардың көпшілігі бұрғыланғаннан кейін ғана басталады.

258. Контур аймағындағы су тасқыны жағдайында, қысыммен айдау бұрғыларын жолдарға орналастырған кезде оларды су құю жүйесінің дамуының бастапқы кезеңінде айдау және мұнай тазарту ұңғымалары бір-бірімен ауысатын етіп ұңғымаға енгізілуге тиіс. Жұмыс тәртібінде жұмыс істейтін ұңғымалар, ең жоғарғы рұқсат етілген іріктеу кезінде мұнайға жұмсалуы керек және судың жоғары дәрежесі жеткен кезде сорғыға жіберіледі.

259. Ұңғымалар және ұңғымалардағы қабаттар арқылы жұмыс агентін айдауды нормалау тоқсанына бір рет жүргізіледі және әрбір қысыммен айдау ұңғымасының технологиялық режимі түрінде ресімделеді.

260. Қысыммен айдау ұңғымаларының технологиялық режимінде:

1) жұмыс агентін айдаудың күнделікті көлемі;

2) айдалған агент қасиеттеріне қойылатын негізгі талаптар;

3) қысымның төмендеуі;

4) айдаудың белгіленген нормаларын қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар көрсетіледі.

261. Қысыммен айдау ұңғымаларын пайдаланудың технологиялық режимін жер қойнауын пайдаланушының геологиялық-технологиялық қызметі негізгі жобалау құжаттары, көмірсутектерін барлау мен өндіруге арналған жобалау құжаттары және кен орындарын игеру сараптамасы негізінде жасайды және басшылығымен бекітеді.

262. Айдау нормаларын белгілеу мынадай негізгі ережелерге негізделеді:

1) егер сұйықтық алудың жинақталған өтемақысы объект бойынша (учаске) жұмыс агентімен айдау арқылы 100 пайыздан аз болса, жылдамдығының тапшылығын қанағаттандыру үшін қолданылатын қысыммен айдау ұңғыманың қабылдағыштығы және жабдықты айдауға қолданылатын негізделген ағымдағы сұйықтықтың үлгілеу жылдамдығының 30-50% немесе одан астам нормалары белгіленеді;

2) егер сұйықтық алудың жинақталған өтемақысы объект бойынша (учаске) айдау арқылы жеткізілсе, жұмыс агентінің айдау нормасы сол кезеңде немесе одан асатын, бірақ 10-20 пайыздан аспайтын өндіріс ұңғымаларының мөлшерлемесі ретінде анықталған сұйықтық алу жылдамдығына агенттің ықтимал ысыраптарын ескере отырып, тең болуы тиіс;

3) кен орны алаңының үлкен көлемі және қабаттың елеулі аймақтық әртектілігі кезінде айдау нормасы алдымен ұқсас сүзгілеу-сыйымдылық қасиеттері бар учаскелерде орналасқан қысыммен айдау ұңғымалары топтары үшін, содан кейін учаске шегінде орналасқан жеке ұңғымалар үшін белгіленеді;

4) көп қабатты объектілерде объект бойынша айдау нормасы тұтастай алғанда және учаскелер үшін жеке қабаттар арасында бөлінуі керек.

263. Әртүрлі қолданылатын технологиялардың қабатқа әсерін бағалау үшін қалыптасуына (суды айдау, газды айдау, протромбиналық уақыт және т.б.) әсерін бағалау үшін сұйықтықтың қасиеттерін тұрақты бақылау қажет. Зерттеу бағдарламасында негізгі жобалау құжаттаманы әзірлеуді бақылау үшін ұңғымалардың саны, іріктеу жиілігі және зерттеу түрлері зерттелді.

16-тарау. ӨНДІРУШІ ЖӘНЕ ҚЫСЫММЕН АЙДАУ ҰҢҒЫМАЛАРЫН ПАЙДАЛАНУ

264. Мұнай өндіруші ұңғымаларды пайдалану олардың өнімділігіне және сулану деңгейіне қарай фонтандық немесе механикаландырылған тәсілдермен жүзеге асырылады. Механикаландырылған тәсілдің құрамына сорғылық және газлифтілік тәсілдер кіреді.

265. Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы аумағында орналасқан бұрын бұрғыланған ұңғымаларды теңгерімге қабылдауға, Кодекске сәйкес оны мониторингілеуге міндетті.

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

Ескерту. 266-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

267. Ұңғымалар табиғи жолмен суланған сайын өндірілетін сұйықтықтың орташа тығыздығы артады, ұңғымалар өнімінің құрамындағы еркін газдың үлесі азаяды, бұл жиынтықта дебиттің қысқаруына, ал содан кейін қабат қысымы өзінің бастапқы мәні деңгейінде тұрғанның өзінде, ұңғымалардың атқылауының тоқтауына әкеледі.

268. Дебиттердің қысқаруы салдарынан ұңғымаларды фонтандық тәсілмен пайдалану экономикалық тұрғыдан тиімсіз болады және оларды осы жағдайларда ең қолайлы механикаландырылған пайдалану тәсіліне көшіреді.

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

Ескерту. 269-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

270. Ұңғымаларды пайдалану жағдайлары күрделене түскенде (тұтқырлығы жоғары сұйықтықтардың тартып шығарылуы, өндірілетін өнімде механикалық қоспалардың жоғары құрамы, ұңғымалардың тереңдігі үлкен болғанда сұйықтықтардың төмен серпіндік деңгейлері) арнайы сорғылық жабдықты қолдану қажет.

1) электр бұрандалы сорғылар қондырғылары;

2) диафрагмалық сорғылар қондырғылары;

3) гидропоршеньді сорғылар қондырғылары.

271. Тұтқырлығы жоғары сұйықтықтары бар және өндірілетін өнімдерде механикалық қоспалардың құрамы жоғары болатын ұңғымаларды пайдалану кезінде жер қойнауын пайдаланушы күрделі жағдайларда сорғылық қондырғылардың оңтайлы режимдерін әзірлеуі және қажетті қорғау құралдарын іріктеуі қажет.

272. Ұңғымаларды газлифтілік тәсілмен пайдалану кезінде олардың ерекшеліктеріне, газ ресурстарына және ұңғымалық және газ айдауға арналған жерүсті жабдығының бар болуына қарай газлифтілік пайдаланудың мынадай негізгі схемалары қолданылады:

1) компрессорлық газлифт;

2) компрессорсыз газлифт;

3) ішкі ұңғымалық газлифт;

4) үздіксіз газлифт;

5) мерзімді газлифт.

273. Пайдалану объектілерінен сұйықтықты іріктеу деңгейі мен қарқыны, кенжарға түсетін қысым және өндіруші ұңғымалардың сағасы, атқылаудың шекті қысымы және ұңғымалар тобын механикаландырылған өндіруге көшіру, сондай-ақ механикаландырылған өндіру тәсілін таңдау кен орнын әзірлеуге арналған жобалау құжаттарда негізделеді және оны геологиялық-техникалық іс-шаралар жоспарларына сәйкес жер қойнауын пайдаланушылар жүзеге асырады.

274. Ұңғымаларды кез келген тәсілмен пайдалану оларда сорғылық-компрессорлық құбырлар бар болғанда ғана жүзеге асырылуы тиіс. Осы құбырлардың материалдары, өлшемдері және түсірілетін тереңдігі тартып шығарылатын сұйықтықтың ерекшелігіне, ұңғымалардағы термобарлық жағдайларға, пайдалану тәсіліне тәуелді және бекітілген әдістемелер мен ұсынымдар бойынша айқындалады.

275. Ұңғымалық жабдықтың типтік өлшемін және ұңғымаларды пайдаланудың таңдалған тәсілі құрамында түсіру тереңдігін таңдауды жер қойнауын пайдаланушылар орындауы тиіс.

276. Өндіруші ұңғымаларды пайдалану үшін жабдықтарды таңдау кезінде мыналарды қамтамасыз ету қажет:

1) ұңғымалардың қауіпсіз және авариялық жұмыс істеуін;

2) ұңғымалардан сұйықтықты іріктеудің белгіленген нормасын;

3) жабдық жұмысының жоғары пайдалы әсер коэффициенті мен жөндеу аралық мерзімін;

4) басқа тәсілдермен салыстырғанда барынша аз шығындарды;

5) ұңғымаларды игеруге және жұмыс істеу режиміне бақылау жүргізу және реттеу мүмкіндігін.

277. Ұңғымаларды фонтандық пайдалану кезінде қабат энергиясын ең ұтымды пайдалану, атқылау мерзімін ұзарту және ұңғымалар жұмысының бірқалыпты (тербеліссіз) режимін қамтамасыз ету мақсатында ішкі ұңғымалық жабдықтар схемасының бірі көзделеді:

1) сорғылық-компрессорлық құбырлар бағанының төменгі бөлігінде құбыр сыртындағы кеңістікті тұмшалайтын пакерді немесе мұнай мен газдан бөлінетін ұстап алынатын және оны осы құбырлардың бағанасына бағыттайтын негізгі бөлік арнайы құйғышты орнату;

2) авариялық жағдайлар кезінде құбыр сыртындағы кеңістікті тұмшалайтын және сорғылық-компрессорлық құбырлар бағаны бойынша газ-мұнай қоспасының ағынын бөлетін (жабатын) айырғыш пакерді орнату;

3) ұңғымалар жұмысының режимін реттеуді және жер бетіне көтерілген кезде мұнай мен газдан бөлінетін энергияны анағұрлым толық пайдалануды қамтамасыз ететін кенжар штуцерін орнату;

4) фонтандық пайдалану кезінде құбыр сыртындағы газдың сорғылық-компрессорлық құбырлар бағанасына құйылуын және кенжатындарды игеруге арналған жобалау құжаттарда көзделсе, атқылау аяқталған соң газлифтілік тәсілмен ұңғымалардың жұмыс істеуін қамтамасыз ететін газлифтілік клапандарды орналастыру үшін бір (немесе бірнеше) ұңғымалық камера орнату.

278. Жұмыс агенті ретінде табиғи және (немесе) ілеспе газды пайдалана отырып, компрессорсыз газлифтінің көмегімен ұңғымаларды газ кәдеге жаратылған жағдайда ғана пайдалануға жол беріледі. Бұл ретте ұңғымалардың конструкциясы газ ұңғымаларына қойылатын талаптарға сәйкес келуі қажет.

279. Ұңғымаларды сорғылық пайдалану кезінде сорғылық жабдықты оның ішінде газдың, құмның, механикалық қоспалардың түсуінен қорғау үшін, арнайы қондырғыларды (газ айырғыштарды, газ және құм зәкірлерін және басқаларын) пайдалану қажет.

280. Жылу әсеріне ұшырайтын кенжатындарда ұңғымаларды пайдалану кезінде ұңғымалық жабдық оның жоғары температура және агрессивті жемірілетін компоненттердің (көміртегі қостотығы, күкіртті сутек және басқалары) жоғары құрамы жағдайында жұмыс істей алатын мүмкіндіктерін ескере отырып таңдалады.

281. Бір мезгілде екі немесе одан артық объектіні бір ұңғымамен бөлек пайдалану өндірілетін өнімнің бөлек есепке алынуын және әр объектіні кәсіпшілік зерттеуді қамтамасыз ететін ұңғымалық және жерүсті жабдықты қолдану шартымен ғана пайдалануға жол беріледі.

282. Қысыммен айдау ұңғымаларын пайдалануға беру тәртібі, мерзімі және пайдалануы базалық жобалау құжаттарында айқындалады.

283. Мұнайлылық контур ішінде орналасқан қысыммен айдау ұңғымалары оларды мұнай коллекторларына қоса отырып, өндіруші ұңғымалар ретінде пайдаланылуы мүмкін.

284. Қабат бойынша немесе баған сыртындағы кеңістік бойынша газдың басқарылмайтын атқылауы пайда болған мұнай ұңғымаларын пайдалануға жол берілмейді.

285. Ұңғымаларды құбыр аралық (құбыр сыртындағы) кеңістік арқылы пайдаланудың фонтандық немесе механикаландырылған тәсілін пайдалануға жол берілмейді.

286. Ұңғымаларды көмірсутектерді барлауға және өндіруге арналған жобалау құжаттарында және базалық жобалау құжаттарында көрсетілген жобалау көрсеткіштерден асатын газ факторымен пайдалануға жол берілмейді.

287. Жобалау құжатында басқасы көзделмесе, кенжар қысымының ұйғарынды мәнінен төмен болатын қысым жағдайында сұйықтықты үдемелі түрде іріктеуге жол берілмейді.

17-тарау. ҰҢҒЫМАЛАР ЖҰМЫСЫНЫҢ ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ РЕЖИМДЕРІН БЕЛГІЛЕУ ЖӘНЕ БАҚЫЛАУ ТӘРТІБІ

288. Өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларының орташа оңтайлы жұмыс істеу тәртібі мен саны, пайдалануға енгізу тәртібі мынадай қабылданған көрсеткіштерге байланысты көмірсутектерді барлауға және өндіруге арналған жобалау құжаттармен және базалық жобалау құжаттармен анықталады: көмірсутектер мен сұйықтықты қабаттан өндірудің деңгейі, қарқыны мен динамикасы және оларға ауыстыру агенттерін айдау.

289. Жер қойнауын пайдаланушы әзірлеудің қабылданған негізгі көрсеткіштерін, сондай-ақ базалық жобалау құжаттарында, көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған жобалау құжаттарында немесе әзірлеудің талдауында көзделген шектеулер мен ұсынымдарды ескере отырып, әрбір өндіруші ұңғыма үшін – сұйықтықты іріктеудің технологиялық нормасын және әрбір қысыммен айдау ұңғымасы үшін – ауыстыру агентінің (қабылдағыштық) көлемін белгілейді, олар ұңғымалардың технологиялық жұмыс режимдері түрінде ресімделеді.

290. Ұңғымаларды пайдалануды, сондай-ақ өндірілетін өнімді есепке алуды және орындалатын геологиялық-техникалық іс-шараларды жүзеге асыру үшін жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауын пайдаланудың барлық кезеңінде электронды және қағаз түрінде, оның ішінде оның сынамалап пайдалану кезінде мынадай бастапқы құжаттарды жүргізуге және сақтауға міндетті:

1) осы Қағидаларға 1-қосымшаға сәйкес нысан бойынша ұңғымадағы өндірілген мұнай, су, газ және газ конденсатын есепке алу (өлшеу) туралы тәулік сайынғы рапорт;

2) осы Қағидаларға 2-қосымшаға сәйкес нысан бойынша кен орнында өндірілген мұнай, су, газ және газ конденсатын есепке алу (өлшеу) туралы тәулік сайынғы және ай сайынғы рапорт.

291. Өндіруші ұңғымаларды пайдаланудың технологиялық режимін жер қойнауын пайдаланушы ай сайын немесе тоқсан сайын объектінің даму жағдайының тұрақтылығына байланысты жасайды. Өндіруші ұңғымалардың технологиялық режимдерімен бір мезгілде ұңғымалардан және жалпы пайдаланылатын қондырғылардан сұйықтықты алу жылдамдығын қамтамасыз ету үшін геологиялық-техникалық іс-шаралар жоспары жасалып, бекітілді.

292. Өндіруші ұңғымалар жұмысының технологиялық режимдерінде пайдалану тәсіліне байланысты мынадай негізгі параметрлер көрсетіледі:

1) сұйықтықтың, мұнайдың, газ конденсатының, газдың, суланудың дебиті, газ факторы;

2) кенжарда және ұңғыма сағасында қысымның төмендеуі немесе ұңғымадағы сұйықтықтың динамикалық деңгейінің қалпы;

3) штуцер диаметрі және сорғылық-компрессорлық құбырлардың диаметрі мен түсіру тереңдігі (фонтанды ұңғымалар үшін);

4) плунжердің диаметрі, тербелістердің (жүрістердің) саны, жүріс ұзындығы, сорғылардың типтік өлшемі мен түсіру тереңдігі (сорғылық пайдалану үшін);

5) газдың меншікті шығыны мен жұмыс қысымы, іске қосатын және жұмыс клапандарының тереңдік қондырғылары (газлифтілік пайдалану үшін);

6) пакерлердің, газды зәкірлердің, мөлшерлеуіштердің, кенжар штуцерлерінің және басқалардың түрі мен тереңдігі;

7) перфорацияның аралықтары, ашық оқпан.

293. Жер қойнауын пайдаланушы ұңғымаларды өндiрудiң белгiленген технологиялық режимдерiнiң орындалуын бақылауды жүзеге асырады.

294. Өндіруші ұңғымаларды дебитті жеке немесе топтық өлшеуге арналған және базалық жобалау құжатқа және көмірсутектерді барлау мен өндіруге арналған жобалау құжатқа сәйкес ұңғымаларды сынауға арналған жабдықсыз пайдалануға жол берілмейді.

295. Ұңғымалардың жұмыс режимін бақылау үшін технологиялық процесте қолданылатын өлшеу құралдары Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы заңнамасына сәйкес келеді.

296. Ұңғымалардың жұмысын бақылау үшін негізгі көрсеткіштерді анықтайтын зерттеу кешендері жүргізілуі тиіс: қабаттық флюидтің компоненттік құрамы, тұтқырлығы, тығыздығы, қанықтыру қысымы, газ мөлшері, көлемдік коэффициенті, шығарылған газ және газсыздандырылған мұнай құрамы, сондай-ақ газ мөлшері, коэффициенттің көлемі және қабаттық флюидтің тығыздылығының қысымнан тәуелділігі. Ұңғымалардан терең мұнай/газ конденсаты үлгілерін іріктеу графигін жаңа ұңғымаларды пайдалануға енгізу және оларды кен орнының бірқалыпты бөлуін есепке ала отырып, геологиялық-кәсіпшілік қызмет көрсетуі тиіс. Әрбір пайдалану объектісі үшін қабаттық флюидтің терең үлгілерін іріктеу және зерттеу жүргізілуі тиіс. Тексеруге жататын ұңғымалардың жалпы саны өндіруші ұңғымалар қорынан жылына кем дегенде 5% құрайды.

297. Теңіз қайраңында әзірленген кен орындарында іріктеудің жиілігі және зерттеулердің көлемі барлық қауіп факторларын ескере отырып (жоғары қысым, температура және болған жағдайда күкіртті сутегі мөлшері) жүргізіледі.

298. Ұңғымалардың жұмыс режимдері туралы материалдар сақтау, талдау және жалпылауға жатады. Жер қойнауын пайдаланушы белгіленген технологиялық режимдердің орындалуына жедел бақылау жүргізуді және талдауды жүзеге асырады, режимдерді сақтамау себептерін анықтайды және ұңғымалар мен жұмыс істейтін жабдықтардың тиімділігін арттыру жөніндегі іс-шараларды жүзеге асырады.

299. Жер қойнауын пайдаланушы игеру объектiлері, алаңдары мен пайдалану тәсілдері бойынша ұңғымаларды пайдалану режимдерiн талдау нәтижелерiн жинақтайды және оларды жылдық есеп беру құжаттарында көрсетедi.

300. Әрбір қысыммен айдау ұңғымасы үшін жер қойнауын пайдаланушылар техникалық құжаттаманы жүргізеді, онда пайдаланудың барлық көрсеткіштері, өткізілген геологиялық-техникалық іс-шаралар мен олардың тиімділігі, ұңғыма сағасы мен пайдалану бағаны жабдығының сенімдігі мен бітеулігін тексеру көрсетіледі.

301. Шегендеу бағанының бітеулігі және қысыммен айдау ұңғымаларында құбырсырты циркуляциясының болмауы қысымды қалпына келтіру қисықтарын талдаумен, терең ағынды есептеуіштер, резистивимерлер, электротермометрлер, радиоактивті изотоптарды пайдалана отырып зерттеумен, құбырлардағы пакерлерді пайдаланып шегендеу құбырларын үзіліссіз қысыммен сынау және т.б.анықталады.

302. Өндіруші ұңғымалардың және ұңғымалық жабдықтардың техникалық жағдайы мыналарды қамтамасыз етуге тиіс:

1) белгiлi бiр мерзiмге бекiтiлген технологиялық режимдерге сәйкес ұңғыманы пайдалану;

2) ұңғымалардың жұмыс режимдерінің параметрлерін бақылау (сағадағы және құбырсырты кеңістіктегі қысымды өлшеу, сұйықтық пен газға арналған ұңғымалардың шығыны, өндірістегі су басу қысымы, жұмыс қысымы және арнайы газ ағыны, сорғыларға қысым және олардың өнімділігі, сағалық сынамаларын үлгілеу);

3) ұңғымалар мен ұңғымалық жабдықтардың жай-күйін бақылау, қабаттың сипаттамалары мен өндіріс динамикасын анықтау, даму процесін бақылау және реттеу үшін кәсіпшілік-гидродинамикалық зерттеулер жүргізу;

4) ұңғымаларды пайдалану кезінде асқынуларды болдырмау және оларға қарсы күрес жөніндегі іс-шараларды орындау;

5) қабаттың ұңғыма жанындағы бөлігіне және ұңғыманың кенжар аймағына әсер ету жөніндегі жұмыстарды орындау.

303. Дебитті жеке өлшеу және ұңғымаларды сынау үшін техникалық құралдармен жабдықталмаған жаңа ұңғымаларды пайдалануға жол берілмейді.

304. Өндіруші ұңғымаларды сағалық және құбырсырты қысымы манометрлерсіз сағалық сынамалар іріктеу және сағада температура өлшеуге арналған құрылғылармен, арматуралық алаңдармен және ұңғымаларға терең аспаптарды (манометрлер, термометрлер, шығын өлшегіштер, сынама алғыштар) түсіру үшін арналған майлауыштармен пайдалануға жол берілмейді, сонымен қатар:

1) пайдаланудың газлифті тәсілі кезінде – сағалық арматуралардың шығу желісі жұмыс газының қысымы мен ағынын өлшеу және реттеу үшін манометрлермен, шығын өлшегіштермен және басқа құрылғылармен қосымша жабдықталады;

2) ұңғымаларды штангілік тереңдік сорғы қондырғыларымен пайдалану кезінде – сағада ұңғымаларды динамометрлеу, ұңғымадағы сұйықтық деңгейін эхо-сейвер немесе толқын өлшеуіш арқылы өлшеу, аралық бағандар қысымының себептерін анықтау үшін газсырты кеңістігінен газды іріктеу жөніндегі операцияларды орындауға арналған құрылғылар қарастырылады;

3) сағаларда электрлік центрифугалық сорғыларды орнату арқылы ұңғымаларды пайдалану кезінде – сағада осы қондырғылардың жұмыс режимін бақылауға және өзгертуге мүмкіндік беретін басқару станциясы орнатылады, ал ұңғымалық жабдық сорғыны қабылдау кезінде қысым мен температураны өлшеуді қамтамасыз ететін телемеханикалық жүйелерге арналған арнайы құрылғымен жабдықталады;

4) ұңғымалық және жерүсті аспаптарының көмегімен қысыммен айдау ұңғымаларын пайдалану кезінде олардың қабылдағыштығы, қысым айдауы және су қоймасының көмегімен қабаттарды қамтуды тұрақты қадағалау жүзеге асырылады.

305. Ұңғымалардың өзара әрекеттестігі және қысыммен айдау агентінің қабаты бойынша өтетін жолдар гидротыңдаумен, геофизикалық әдістермен, айдау суларына индикаторлар қосу және өндіруші ұңғымалардың өнімінде олардың пайда болуына бақылау арқылы қабаттың әртүрлі бөліктерінде қысым өзгеруі бойынша зерттеледі.

306. Ұңғымаларда зерттеу жұмыстарының кезеңдiлiгi мен көлемiн жер қойнауын пайдаланушылар көмiрсутектердi барлау мен өндiруге арналған жобалау құжаттары үшiн базалық жобалау құжаттарының талаптарын ескере отырып, бекітілген кәсіпшілік-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеулер кешенiне сәйкес белгiлейдi.

307. Өндіруші ұңғымалардың технологиялық режимі бұзылған жағдайда жоспарланғаннан нақты ұңғымалардың өнімділік көрсеткіштерін әзірлеудің әртүрлі сатыларында (ұңғымадағы құм түйіндерін, газды немесе су құдықтарын, парафиндік шөгінділерді, тұздарды, сілемдерді, гидрат, коррозия өнімдері және басқалар) ауытқушылықтарды тудыратын себептерді анықтау және жою жөнінде шұғыл шаралар қабылданады.

308. Құмды кетіруге арналған ұңғымаларда кенжар аймағын қорғау іс-шаралары жүргізіледі. Бекіту әдістері (сүзгілерді орнату, цементтеу, шайырмен, полимерлермен өңдеу және т.б.) нақты жағдайларға байланысты таңдалады.

309. Газ немесе су ұңғымаларының кенжарларына осы асқынулардың себептеріне байланысты серпілістерді ұңғымалардың технологиялық режимін өзгерту немесе тиісті оқшаулау жұмыстарын жүргізу арқылы жоюға болады.

310. Басқа да асқынулармен күресу әдістері мен құралдары (тұздардың, парафиндердің, гидраттардың шөгінділері, эрозияның немесе түтік жолдарының және жабдықтардың тоттану тозуы) белгілі бір жағдайларда олардың тиімділігіне байланысты таңдалады.

311. Қысыммен айдау ұңғымаларды пайдалану кезінде асқынулардың табиғаты мен ауырлық дәрежесі (ұңғымалар қабылдағыштығының төмендеуі, қабылдағыштық профилінің біркелкі емес болуы, шегендеу бағанның бітеулігі мен цемент тасының бұзылуы) қысыммен айдау ұңғымалардың жұмыс режимі мен қысыммен айдау агенттің параметрлері мен сипаттамаларына сәйкес келуі дәрежесі бойынша анықталады.

312. Газды (ауаны) қабатқа айдау кезінде қысыммен айдау ұңғымаларының конструкциялары газ ұңғымаларына қойылатын талаптарға сәйкес болуы керек.

313. Қабатқа әртүрлі жылу тасымалдағыштарды (ыстық су, бу) айдау кезінде шегендеу баған – цемент сақина жүйесіндегі жылу кернеуін төмендету үшін, атап айтқанда, ұңғыманың тұрақсыз жұмыс режимі кезінде арнайы шараларды қолдану керек.

314. Ұңғымалардың өнімділігін және қабылдағыштығын арттыру, олардың қабатпен гидродинамикалық байланысын жақсарту, судың түсу және түсіру профильдерін теңестіру, олардың дамуын жеделдету және іске қосу мақсатында жер қойнауын пайдаланушылар ұңғыманың кенжар аймағына және қабаттың ұңғыма жанындағы бөлігіне әсер етудің түрлі әдістерін жоспарлайды және жүзеге асырады (ұңғымаларды қышқылмен шаюдың түрлері, қабаттың гидравликалық ажырауы, дірілмен өңдеу, жылулық әдістер, гидродинамикалық әсер ету әдістері және олардың әртүрлі комбинациялары).

315. Нақты әсер ету әдісін таңдау ұңғымаларды жөндеуге қарастырылатын ұңғымаларға, жер қойнауын пайдаланушыларға немесе қызмет көрсетуші ұйымдарға әсер етудің әртүрлі әдістерін қолданудың нәтижелерін жүйелі түрде қорытуға және зерттеуге, сондай-ақ ұңғымаларды қалыптастыру аймағының күйін, жыныстар мен сұйықтықтардың құрамын зерттеуге бағытталған зерттеулер жиынтығы негізінде жүзеге асырылады.

316. Ұңғымаларды ағымдағы (жерасты) жөндеу кезінде келесі жұмыстар орындалады:

1) ұңғымалық жабдықты оның тозуына немесе кенеттен жұмыс істемеуіне байланысты толық немесе ішінара ауыстыру;

2) әртүрлі шөгінділерден (құм, парафин, тұздар, тоттанудан) ұңғымалардың қабырғалары мен кенжарын тазалау.

317. Ұңғымаларды күрделі жөндеу кезінде:

1) жөндеу және оқшаулау жұмыстары;

2) басқа горизонттарға көшу немесе қабаттарды енгізу;

3) ұңғымаларды міндеті бойынша санаттан санатқа ауыстыру;

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

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

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

7) қосымша перфорация және дүмпу;

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

Ескерту. 317-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

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

Ескерту. 318-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

319. Техникалық жарамды ұңғымаларда мұнай өндіруді жандандыру мақсатында ұңғыманың кенжар аймағына және қабаттың ұңғыма жанындағы бөлігіне ықпал ету үшін жұмыс жүргізілуі мүмкін, гидравликалық сынумен қоса, қабаттардың радиалды енуін, ағындарды кетіру технологиясын қолдануды, акустикалық реабилитацияны, термобарохимиялық әсерді, электрлік әсерді, қабатқа толқынды бароциклді әсерді, химиялық өңдеуді, сондай-ақ қабаттағы жөндеу және оқшаулау жұмыстары, ағынды ұңғымалар аймағынан судың шығуына жол бермеуге бағытталған.

320. Ұңғыманың кенжар аймағына және қабаттың ұңғыма жанындағы әсер ету жұмыстары күрделі және/немесе ағымдағы (жерасты) ұңғымаларды жөндеу жұмыстарына жатқызылмайды.

321. Саға және ұңғыма оқпаны жабдығы, жұмыс сұйықтықтарының тығыздығы ашық мұнай мен газдың пайда болуына жол бермеуі тиіс.

322. Ұңғымаларды жөндеу жұмыстары жер қойнауын пайдаланушының (ұйымның) басшылығымен бекітілген жоспарға сәйкес жүргізіледі және онда ұйымның атауы, кен орнының атауы, кен орнын барлау немесе игеру кезеңі мен жобасы, ұңғыманың саны мен географиялық координаттары, ұңғыманың жобалық және нақты тереңдігі, ұңғыманың басталу және аяқталу мерзімі, ұңғыманың нақты жобалауы, жоспарланған іс-шаралары мен жұмыстың уақытын белгілеу, келісімшарт нөмірі, жұмыстарды жүргізу себептерінің қысқаша негіздемесі болады.

323. Жөндеу жұмыстары, оларды күтіп-ұстау, жабдықтар мен ұңғымалар жұмыстарының жөндеуаралық кезеңі, сондай-ақ орындалған жұмыстардың техникалық-экономикалық тиімділігі туралы ақпаратты объектінің барлық пайдалану мерзімі ішінде жер қойнауын пайдаланушылар сақтауға тиіс.

18-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН ИГЕРУ КЕЗІНДЕГІ МОНИТОРИНГ

324. Көмірсутектер кен орындарында пайдалану объектілерін игеру процесін бақылау қабылданған игеру жүйесінің тиімділігін бағалау, оны жетілдіру іс-шараларын әзірлеу үшін қажетті ақпаратты алу үшін жүзеге асырылады.

325. Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауының жай-күйінің мониторингін ұйымдастыруды және кен орнын игеруді бақылауды қамтамасыз етуге міндетті.

326. Мұнай және мұнай-газ кен орындарын игеру саласындағы міндетті зерттеу кешені мыналарды қамтиды:

1) тұтас объектіде және көп қабатты объектінің жекелеген қабаттарында терең манометрлер және басқа тәсілдермен қабаттың және кенжар қысымының өлшемдері;

2) жер бетіндегі көмірсутегі және ұңғымалық сұйықтық ағынының өлшемдерін трап пен өлшеуіш сыйымдылығынан тұратын жеке немесе жылжымалы өлшеу қондырғыларымен немесе автоматты топтық қондырғы арқылы жинау орнында өлшеу;

3) көп қабатты объектілерді пайдаланатын ұңғымаларда терең ағындық өлшеу аспаптарымен немесе дебит өлшегіштермен (PLT) жеке қабаттардың дебиттерін өлшеу;

4) пайдалану объектiлерi бойынша кәсіпшілік газ факторын өлшеу;

5) шығу желісі немесе өлшеу қондырғылары топтарында іріктелген сұйықтық үлгілері бойынша ұңғымалар өнімдерінің су басуын анықтау;

6) қысыммен айдау ұңғымалары бойынша қысыммен айдау қысымын саға манометрлерімен өлшеу және ұңғымалардағы жұмыс агентінің шоқтық сорғы станцияларында есептеуіштермен немесе шығын өлшеуіштермен айдау көлемі, сондай-ақ көп қабатты объектілердің жекелеген кесінділерін өлшеу;

7) тереңдік шығын өлшегіш немесе басқа тәсілдермен;

8) стационарлық және стационарлық емес режимдерде өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларды гидродинамикалық зерттеу;

9) көмірсутектердің және сұйықтықтың ағымдағы және жиынтық карталарын, изобар карталарын құрастыру;

10) қабаттардың бастапқы және ағымдағы мұнай-газды қанықтыруын және ұңғымалардың техникалық жай-күйін анықтау үшін кәсіпшілік- геофизикалық зерттеулер;

11) ұңғымалардың терең және жер бетіндегі үлгілерін іріктеу және зертханалық зерттеу;

12) айдауға арналған жұмыс агентінің сапа талаптарына сәйкес келуіне мониторинг жүргізу.

327. Кәсіпшілік зерттеулерді кешенді түрде іске асыруға дайын емес ұңғымаларды пайдалануға жол берілмейді.

328. Жүйелі өлшеулердің жоғарыда аталған тізімінен басқа объектінің температурасын және айдалатын жұмыс агентін бақылау үшін жекелеген жоспарлар бойынша арнайы зерттеулер, белгіленген материалдарды сорып алу арқылы қабаттардың жұмысын бағалау, қабаттағы парафиннің түсіп қалу мүмкіндігін зерттеу, сульфат-редукцияға бақылау, гидротыңдау және т.б. жүргізіледі. Егер бұл нормативтер зертханалық зерттеулерге, соның ішінде кернге негізделген жағдайда, айдалатын судың сапасы үшін жеке нормаларды әзірлеуге жол беріледі.

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

Ескерту. 329-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

330. Пайдалану объектілерін әзірлеуге бақылау жүргізудің негізгі материалдары жер қойнауын пайдаланушыларда жер қойнауын пайдаланудың бүкіл кезеңінде сақталады.

331. Өлшеу кешенінің ерекшеліктері және олардың мерзімділігі олардың геологиялық және физикалық жағдайларын және ұсынылған әзірлеу жүйесін ескере отырып, пайдалану объектілерін әзірлеуге арналған жобалау құжаттарында негізделеді.

332. Әрбiр пайдалану объектiсі бойынша әрбiр әзірлеу сатысында кәсіпшілік жұмыстарының көлемдерi мен мерзiмдiлiгi жеке белгiленедi.

333. Пайдалану объектілерін игеруді бақылау бойынша кешенді зерттеулер жүйелі (мерзімді) және бір реттік (біржолғы) өлшемдерді көздейді.

334. Жүйелі зерттеулер жүргізгенде, зерттеудің әрбір түрі бойынша келесі кезеңділік ұсынылады:

1) қабаттық қысымын өлшеу:

oтоқсанына бір рет - игерудің алғашқы үш сатысында;

oжарты жылда бір рет - игерудің соңғы кезеңінде жүргізіледі;

2) кенжар қысымын өлшеу - қолданыстағы өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларында кем дегенде тоқсанына бір рет;

3) өндіру ұңғымаларының дебитін және қысыммен айдау ұңғымаларының қабылдағыштығын өлшеу - апта сайын;

4) ұңғымалардың су басуын өлшеу - апта сайын.

335. Газ факторын қабатты және кенжар қысымы қанықтыру қысымынан асып кеткен жағдайда өлшеу жылына бір рет жүргізіледі. Кенжар қысымы қаныққан қысымнан төмен болған кезде, газ факторы тоқсан сайын өлшенеді, қысымның төмендеуі кезінде және одан төмен қысымның қалыптасуымен ай сайын өлшеу жүргізіледі.

336. Аталған өлшеу кешені әрбір жаңа ұңғыма, сондай-ақ қандай да бір технологиялық немесе техникалық іс-шараларды (кенжар аймағын өңдеу, гидроажырау, оқшаулау жұмыстары және т.б.) жүзеге асырғанға дейін және кейін және одан әрі жоғарыда көрсетілген кезеңділікпен жүзеге асырылады.

337. Қысымды (деңгейді) қалпына келтіру әдістерімен гидродинамикалық зерттеулер және тұрақты күйдегі үлгілерді іріктеу әрбір ұңғыма үшін оны пайдалануға бергеннен кейін және қажет болған жағдайда жүргізіледі.

338. Айдалатын судағы өлшенетін бөлшектердің, мұнай өнімдерінің және басқа да қоспалардың мөлшері қажет болған жағдайда жүзеге асырылады.

339. Бір реттік (біржолғы) өлшемдерде зерттеулердің толық ауқымын немесе олардың қажетті бөлігін бір мезгілде және әрбір жаңа бұрғыланған ұңғымада, сондай-ақ кез келген технологиялық немесе техникалық іс-шараларды (кенжар аумағын тазарту, күрделі жөндеу, жабдықтарды ауыстыру және басқалар) жүзеге асырғаннан кейін орындау көзделеді.

340. Біржолғы өлшемдерге қажет болған жағдайда орындалатын қабаттардың мұнай және газбен қанықтыруын бағалау үшін кәсіпшілік-геофизикалық зерттеулер жатқызылады, сондай-ақ олардың көлемі әсіресе ұңғымаларда су басу басталуымен артуы керек. Бұл жерге ұңғымалар мен қабаттардың өзара әрекеттесуіндегі гидродинамикалық зерттеулер, кенжатындар орындарының фотоколориметриялық зерттеуі және басқалары жатқызылады.

341. Өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларда, сондай-ақ осы мақсатта пайдаланылатын байқаушы және пьезометрлік ұңғымаларда, оның саны мен орналасқан жері өнеркәсіптік игеру жобасымен анықталады.

342. Газ және газ конденсаты кен орындарын игерудегі пайдалану объектілерінің мониторингі мыналарды қамтиды:

1) қабаттың, кенжардың және сағаның қысымын жүйелі және бақылап өлшеу және анықтау;

2) пьезометрлік ұңғымаларда сұйықтық деңгейлері;

3) газ-су контактісінің жағдайы (мұнай майының бар болуы кезінде газ-мұнай және мұнай-су);

4) газ, конденсат, су (мұнай) дебиттерінің және химиялық құрамының өзгеруi.

343. Жоғарыда аталған барлық зерттеулер сонымен қатар ұңғымаларды игеру кезінде және оларды тоқтаудан немесе консервациялау кезеңінен кейін пайдалануға енгізгенге дейін жүзеге асырылады.

344. Зерттеу нәтижелерінің негізінде мыналар анықталады және мерзімді түрде нақтыланады:

1) кенжатынның жұмыс режимі және оның температуралық режимі;

2) бастапқы және ағымдағы көмірсутектерінің қорлары;

3) кенжатын, пайдалану объектiсi бойынша қысымның таралуы;

4 ) кенжатынның жекелеген учаскелерінің өзара іс-қимылы;

5) кенжатынның әртүрлі учаскелеріндегі судың (мұнайдың) қарқындылығы мен сипаты;

6) олардың дебиттерін бағалай отырып, газ беру аралықтары;

7) игеру процесімен қорларды қамту;

8) ықтимал баған сыртындағы ағындарды анықтау.

345. Статикалық қысымды өлшеу ұңғыманың барлық қорлары бойынша мезгіл-мезгіл жүргізіледі. Игерудің бірінші кезеңінде оларды кем дегенде тоқсанына бір рет өткізіп, игерудің соңғы сатыларында жиілігін жылына біртіндеп өзгерту керек.

346. Ұңғымалардың қоры көп және қысымы ұзақ қалпына келетін (бес тәуліктен артық) кен орындарында өлшемдердің кезеңділігі өзгертілуі мүмкін.

347. Әртекті коллекторларды өңдеу кезінде әртүрлі бөліктеріндегі қабаттық қысымның қалыптасуы біртіндеп төмендейді, сондықтан бір мезгілде тоқтата отырып, ұңғымалар тобындағы ең үлкен айырмашылықтары бар аймақтардағы статикалық қысымды өлшеуді жүзеге асыру ұсынылады.

348. Ұңғыманың сағадағы статикалық қысымды өлшеу мезгіл-мезгіл қысымды қалпына келтіру қисықтарын жоюмен біріктірілуі керек. Мерзімділік өнімді көкжиектің сипаттамаларына - қабаттқң қысымды қалпына келтіру уақытына байланысты белгіленеді.

349. Ұңғымаларда қабаттың қысымын өлшеу кезеңділігі газды іріктеу қарқынына және қабаттағы қысымның құлдырауының екі сериялы арасындағы кезеңде орта есеппен алғанда, өріс үстіндегі қателіктерден асып кетуіне байланысты таңдап алынған қабаттағы қысымның төмендеуіне байланысты өнеркәсіптік игеру жобасында белгіленеді.

350. Өндіруші және қысыммен айдау ұңғымаларында, сондай-ақ осы мақсатта пайдаланылатын байқау және пьезометрлік ұңғымаларда, оның саны мен орналасқан жері өнеркәсіптік игеру жобасымен анықталады.

351. Бақыланатын ұңғымаларға газдың қаныққан бөлігінде өнімді көкжиекті ашатын ұңғымалар жатқызылады. Бұл ұңғымалар ұзақ уақыт бойы пайдаланылмайды және қысымды өлшеу, газ-су (газ-мұнай және мұнай-су) байланысының ілгерілеуін бақылауға арналған. Олардың алдында тұрған міндеттерді шешуге қатысты байқау ұңғымалары пайдалану қызметіне ауыстырылуы мүмкін.

352. Пьезометрлік ұңғымаларға су толу бөлігінде өнімді көкжиекті ашатын ұңғымалар жатқызылады. Олар контур сыртындағы немесе табан су деңгейінің төмендеуін қадағалайды.

353. Бақыланатын және пьезометрлік ұңғымалардың санын және орналасуын анықтаған кезде кен орындарында бұрғыланған іздестіру ұңғымалары максималды түрде ұлғайтылуы керек. Кішігірім кен орындарында осы мақсаттарда тек осындай ұңғымалар ғана пайдаланылуы керек.

354. Бақыланатын және пьезометрлік ұңғымалар үшін өлшеу 1,5-2 айда кемінде бір рет жасалуы керек.

355. Үлкен газдық қабаты бар, сондай-ақ күрделі құрылымы бар кенжатындарда кенжатын аумағы бойынша ғана қысыммен емес, оның көлемі бойынша, яғни өнімді горизонттың тік бөлігіндегі әртүрлі бөліктердегі деректер туралы ақпарат болуы керек.

356. Әр суарылатын газ ұңғымасы үшін су басудың себептерін анықтау үшін зерттеулер жүргізу қажет.

357. Игеру процесінде кенжатынға қабаттық сулардың кіруіне мониторинг гидрохимиялық, кәсіпшілік-геофизикалық және гидродинамикалық әдістермен жүзеге асырылады.

358. Жедел бақылаудың гидрохимиялық әдiстерi пайдалану ұңғымаларының бүкіл қорының шегiндегi сарқынды сулардағы тән иондардың құрамындағы өзгерiстерге жүйелi түрде бақылауды талап етедi. Әртүрлі шөгінділер мен аудандарды бақылауға тән иондар тәжірибе арқылы анықталады. Су үлгілерін тоқсан сайын (жылдам талдау үшін), ал су басудың алғашқы белгілері бар ұңғымаларда - ай сайын (толық талдау үшін) алуға болады.

359. Кәсіпшілік-геофизикалық бақылау әдістері пайдалану және байқау ұңғымаларында газ-су байланысының көтерілуін анықтайтын радиоактивті профильді арнайы әдістермен жүзеге асырылады. Зерттеулердің мерзімділігі нақты жағдайлармен анықталады, бірақ жылына кем дегенде 1-2 рет өткізілуі тиіс.

360. Газ өндіруді есепке алу кәдеге жаратылған газ өндіруді, ұңғымаларды зерттеу және түрлі үрлеу барысында, сондай-ақ авариялық атқуы кезінде газды жоғалтуды көрсетеді. Бұл және басқа ықтимал шығындар жер қойнауын пайдаланушылар жүргізген қорлар балансында көрсетіледі.

361. Егер пайдалану басталғанға дейін газдың едәуір шығыны орын алса, онда оларды бағалау үшін барлық қол жетімді ұңғымалардағы ауданның қабаттық қысымын өлшеу қажет. Бағалаудың нәтижелері шығындардың себебін түсіндіре отырып, қор балансына қосылуы тиіс.

362. Жылына екі рет, әр ұңғыманың жұмыс шарттары бойынша конденсаттың құрамын анықтауға, соның ішінде төмен температуралық бөліну кезінде шикі және тұрақты конденсаттардың құрамын анықтау үшін зерттеулер жүргізіледі. Осы зерттеулердің негізінде тәуелділік графикалық түрде жасалады: қабаттың қысымы - конденсаттың құрамы.

363. Тұрақты конденсаттын негізгі физикалық-химиялық қасиеттері графикалық байланыстарды алу үшін бірдей мерзімділікпен анықталады: қабаттың қысымы және конденсаттың молекулярлық салмағы.

19-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН ИГЕРУ ПРОЦЕСІН РЕТТЕУ

364. Әзірлеу процесін реттеу қабат флюидтерінің сүзу бағыты мен жылдамдығын мақсатты түрде өзгерту, қабаттарды дренаждау үшін қолайлы жағдайлар жасау болып табылады. Реттеу кен орындарын игерудің бүкіл кезеңінде жүзеге асырылады.

365. Игеруді реттеу және жетілдіру арқылы:

1) жобалау құжатта қарастырылған игеру объектісінен өндірілетін көмірсутектердің жылдық өндіру динамикасын қамтамасыз етуге;

2) көмірсутектердіалуға жобаланғанкоэффициенттерге қол жеткізуге мүмкіндік беретін жағдайларға;

3) бұрғыланған ұңғымалардың қорын максималды пайдалану есебінен экономикалық көрсеткіштерді жақсарту, ауыстыру агентін айдау шығындарын азайту, мұнайдың ілеспе суды іркіліссіз жоғарылатуға және т.б. қол жеткізіледі.

366. Игеруді реттеудің әдісі мен әдісінің негіздемесі таңдау мақсаты мен міндеттеріне және нақты геологиялық-физикалық жағдайларға байланысты. Реттеу әдісі қабылданған қағидатты ескере отырып жасалуы тиіс, яғни ғылыми негізделген қызмет бағытынан пайдалану объектінің даму процесін басқару үшін.

367. Реттеу қағидаттары түрлі геологиялық және физикалық жағдайларға сәйкес келеді. Су басуын қолданған кезде келесі қағидаттар қолданылуы мүмкін:

1) бір қабатты, салыстырмалы түрде пайдалану объектілердегі орталық жинау қатарына мұнайлылық контурын немесе айдау суының аймағын біркелкі ауыстыру;

2) бір қабатты пайдалану объектілерде айқынды жолақтармен өткізгіштігінің біркелкі болмауын ескеру;

3) кенжатынның неғұрлым өнімді бөліктерін тезірек төмендетілген өткізгіштігі бар және одан кейінгі дамуы бар блоктарға айдау суымен "табиғи" кесу арқылы шығару;

4) осындай сүзу қасиеттері бар топтардан тұратын көп қабатты объектілерде мұнайлылық контурлардың (айдау суларының аймағы) бойында біркелкі жылжу кезіндегі барлық қабаттардың теңдей өндірісі;

5) қабаттардың қалыңдығы мен өтімділігі төменнен жоғары көтерілген кезде көп қабатты объектілерде су басқан қабаттарын кейіннен біртіндеп тоқтатумен, үстіңгі қабатымен салыстырғанда әрбір төмен орналасқан қабатын жедел игеру;

6) ірі мұнай қабаты бар массивтік кенжатын орындарында кенжатынның бүкіл аумағында су-мұнай контактісі бойынша салыстырмалы түрде біркелкі өсуін қамтамасыз ету.

Реттеу қағидаттары кенжатындарды игерудің басқа да геологиялық және физикалық жағдайларында қолданылады.

368. Таңдалған қағдат бойынша дамуды жетілдіру жөніндегі жұмысты ұйымдастыру аз экономикалық шығындармен қойылған міндеттерге қол жеткізуді қамтамасыз етеді.

369. Пайдалану объектісінің қолданыстағы күйіне қарай дамытуды реттеу бұрғылау ұңғымалары арқылы даму жүйесінде елеулі өзгеріссіз немесе оны түзетулермен жүзеге асырылуы мүмкін.

370. Іске асырылып отырған игеру жүйесі шеңберінде, оны өзгертпей игеруді реттеудің негізгі әдістері мен тәсілдеріне мыналар жатады:

1) қысыммен айдау ұңғымаларының жұмыс режимдерін өзгерту, соның ішінде жұмыс қысымының айдауын арттыру немесе шектеу, қысыммен айдау қысымын өзгерту арқылы ұңғымалар арасындағы айдауды қайта бөлу және басқалар;

2) ұңғымалардағы топтамаларға сұйықтықты шығаруды ұлғайту немесе шектеу, мұнай өндіруді ішкі жолдардан ішкі жолдарға ауыстыру, жоғары су мен газды ластаушы ұңғымаларды ажырату, сұйықтықтарды мәжбүрлеп шығару және т.б. қоса алғанда, өндіруші ұңғымалардың жұмыс режимдерін өзгерту;

3) игеру объектісінің қабаттарын перфорациялау аралығын ашу және өзгерту;

4) қышқылдықты өңдеу арқылы гидродинамикалық ұңғыманы жетілдіру, беттік-белсенді заттарды айдау, қабаттың гидравликалық сынуы және т.с.с. арттыру үшін ұңғымалардың кенжар аумағына әсер ету;

5) ұңғымаларда ілеспе су ағындарының цементтен және басқа толтырулардан, әртүрлі экрандар жасаудан, химиялық реагенттерді ерітінділерді енгізу және т.б. арқылы оқшаулау немесе шектеу;

6) үзік-үзік іздестіру әдісімен сұйықтықтың немесе су ағынының профилін бейімдеу, химиялық реагенттер мен механикалық қоспалар арқылы жоғары өткізгіштік араластырғыштарды іріктеу, инертті газдарды айдау, қоюландырылған су және басқалары;

7) өндіруші ұңғымаларды бөлек пайдалану және қысыммен айдау ұңғымаларына суды енгізу кезінде сенімді жабдықты қолдану;

8) жобалау құжатта көзделген резервтік ұңғымалар есебінен бөлек учаскелерде қосымша ұңғымаларды бұрғылау;

9) резервтік ұңғымалардан жаңа қысыммен айдау ұңғымаларды бұрғылау немесе қысыммен айдау ұңғымалары ретінде қысыммен айдау ұңғымаларды бұру арқылы өндіруші ұңғымаларға қысыммен айдауды жақындату;

10) ошақтық су басуын ұйымдастыру;

11) сүзу ағындары мен циклдық су басу бағытын өзгерту.

371. Жобаланған даму жүйесін реттеу және жетілдіруді жер қойнауын пайдаланушы жобалау құжаттамасын әзірлеген жобалық ұйыммен келісім бойынша жүзеге асырады.

372. Мұнайды өндіруді реттеу немесе ұлғайту үшін кенжатынның ең өнімді бөлігінің, жұмыс алаңының және ең үлкен қалыңдығы бар кенжатындарының жобалық торын таңдап бұрғылау және тығыздауға жол берілмейді.

373. Іске асырылатын даму жүйесін жетілдіру шаралары мұнай өңдеу процесін тиімді басқаруды қамтамасыз етпеген жағдайда, жүзеге асырылып жатқан даму жүйесі төмендегілермен өзгертіледі:

1) барлық жерде немесе іріктеп (қалыптастыру параметрлері нашар жерлерде) ұңғыма торын тығыздау;

2) көп қабатты объектіні кішігірім қалыңдығы бар объектілерге бөлу (шағындау) және олардың әрқайсысында тәуелсіз ұңғымалар торын бұрғылау;

3) қабатқа әсер ету әдісін түзу немесе су басу түріне ауыстыру;

4) қысыммен айдау қысымның айтарлықтай артуы.

374. Игеру жүйесін өзгерту жөніндегі іс-шаралар бұрын бекітілген жобалық құжатқа немесе экономикалық және технологиялық тиімділікті бағалаумен жаңа жобалық құжатқа қосымшада баяндалған.

375. Газ конденсатын қалпына келтіруді арттыру мақсатында газ және газ конденсатын пайдалану объектілерін (кен орындары, кенжатындар) игеру реттеледі. Газ және газконденсатты объектілерді игеруді реттеу мынадай қызмет түрлерін қамтиды:

1) газдың өндірілу жылдамдығын төмендету арқылы таужыныстарды жоюдан бастап, су конустарының ұңғымаларына өтіп кетуін болдырмау;

2) ұңғымалардың өнімділігін арттырудың өнімділік аралықтарын, кенжер аймағын қышқылдық өңдеуін, қабаттың гидравликалық сынуын және басқаларын қосымша шығару арқылы арттыру;

3) газ ағыны немесе газ конденсатын өндіру кезінде қысымның сақталуымен жұмыс агентін қысыммен айдаудың алдыңғы бөлігін беру, өндіру және қысыммен айдау ұңғымалардың жұмыс режимдерін өзгерту, циклдік әрекеттер және бақалар;

4) бастапқы ұйғарылған тапсырмаларды орындаған жағдайда, бақылау ұңғымаларын және ұңғымаларды бұрғылау ұңғымаларына беру жолымен кенжатындарының жылжуы арқылы қамтуды ұлғайту.

376. Көп қабатты объектілерді игеру кезінде мынадай қосымша іс-шаралар жүзеге асырылады:

1) пайдалану объектiсінде бiрiктiрiлген су тоғандарының сүзу сипаттамаларының айырмашылығын ескере отырып, бiр мезгiлде жекелеген пайдалану немесе агенттердi айдау (сенімді жабдықпен) пайдалана отырып;

2) құюды (цемент, химиялық реагенттер және басқалар) қолдану арқылы өндіру ұңғымалары бойынша қабаттық немесе қабатқа айдау суларының ағындарын оқшаулау.

377. Газ және газ конденсатын кен орындарын игеру барысында жобалау құжатын дайындаған ұйыммен келісе отырып, бұрын пайдаланылмаған қабаттардың, горизонттардың, соның ішінде жедел бұрғылау немесе барлау жұмыстарын жүргізу барысында жаңадан ашылған пайдалану объектілеріне қол жеткізуге болады.

378. Мыналарды қабылдауға жол беріледі:

1) ағымдағы қабаттық қысымының тығыздығы және негізгі және қабылданатын қабаттар (горизонт) арасындағы ағындардың болмауы кезінде ;

2) негізгі объектімен тығыз өнімділік сипаттамалары және қабаттық сұйықтығының қасиеттері мен құрамы кезінде;

3) қабылдау негізгі объектіден алынатын пайдалы компоненттерді ерітуге әкелмейді;

4) ұңғымада баған артындағы цемент қабылданатын қабаттың үстінде орналасады және оны сенімді түрде жабады.

379. Дамыту процестерін реттеу бойынша ұсынылған іс-шаралардың жиынтығы олардың тиімділігін бағалауға және авторлық қадағалау барысында көрсетуге мүмкіндік беретін жабдықтар мен мониторинг әдістерін қолдана отырып жүргізілуге тиіс.

380. Игеруді реттеу бойынша жоспарланатын іс-шаралар және оларды кезекті орындау игеру талдауларының негізгі бөлігі болып табылады және игерудің жобасына түзетулер мен толықтыруларды енгізу кезінде ескеріледі.

381. Газды және газ конденсатты ұңғымаларды пайдалану тәсілдері геологиялық-техникалық шарттармен анықталады, оларға мыналар жатады:

1) қабат қысымының шамасы және ұңғыманың жұмыс дебиті;

2) газдың физикалық-химиялық және тауарлық сипаттамалары;

3) нәтижелі деңгейжиектің және жоғарыда орналасқан жыныстардың физикалық сипаттамасы (жалпы нормадан ауытқыған жоғары және төмен қабат қысымы);

4) ұңғыма жұмысының термодинамикалық шарттары;

5) ұңғыма оқпанында және газ өндіру кәсібінің желісінде гидраттың пайда болу шарттары;

6) бір ұңғыма пайдаланатын қабаттардың саны және нәтижелі деңгейжиекті ашу шарттары;

7) жазықтықта кәсіпшілік өңдеу және газды тұтынушыларға немесе газ өңдейтін зауытқа тасымалдау үшін қабат қысымын пайдалану шарттары;

8) газ-су немесе су-мұнай байланысқа және ықтимал жыртылыс бұзылыстарға қатысты ұңғымалардың орналасуы.

382. Белгілі бір уақыт мерзіміне орналасудың нақты шарттарына қатысты газды және газ конденсатты ұңғымалар үшін келесі технологиялық режимдердің біреуі тағайындалады:

1) қысымның тұрақты градиенті – өнімді коллектордың ықтимал бұзылысы жағдайында. Бұл режим тұрақты депрессия режимімен өзгертілуі мүмкін, алайда әрбір нақты жағдайда осындай алмастыру негізделген болу керек;

2) қабаттың кенжар аймағында газды сүзгілеудің тұрақты жылдамдығы – өнімді коллектордың ықтимал бұзылысы жағдайында, сондай-ақ қабаттың кенжар аймағын балшық ерітінділерден тазарту үшін;

3) тұрақты депрессия – конустардың және суландыру тілдерінің пайда болу қаупі жағдайында;

4) ұңғыманың сағасындағы тұрақты қысым – ұңғыма жалғастықсыз жұмыс істегенде немесе табиғи газды кәсіпшілікте бастапқы өңдеуді орнату алдында белгілі бір қысымды қолдау үшін;

5) тұрақты дебит – бағанның өткізгіштік қасиетінен басқа қандай да бір шектеулер болмағанда. Тұрақты дебит режимі уақытқа шыдамайды, өйткені дебиттің мөлшері қабат қысымының түсуі себебінен өзгереді.

383. Газды ұңғымаларды пайдаланылатын бағандар бойынша оларға фонтандық құбырларды түсірмей қолдануға рұқсат етілмейді. Газда тотығу компоненттері болмағанда, қабат қысымы пайдаланылатын бағандардың беріктігін тексеретін қысымның мөлшерінен аспайтын өнімді қабаттар үшін бірыңғай жағдай ретінде қарастырылады, конденсатты және қабаттық сұйықтықты ұңғымадан толығымен шығару құбырішілік кеңістікпен ауамен үрлеуге жол беріледі, бірақ егер бұл кезекте ұңғыманың оқпанында құмды тығындар пайда болмаса ғана.

384. Фонтандық құбырлардың диаметрі келесі өлшемшарттарға сәйкес анықталады:

1) ұңғыманың жұмыс дебиті;

2) оқпанда қысымның және температураның ықтимал деңгей айырмасы;

3) фонтандық құбырларда қажетті жылдамдықтарды алу;

4) пайдаланылатын бағандардың диаметрі.

385. Газды және газ конденсантты ұңғымалардың кенжарынан сұйықтықтарды және механикалық қоспаларды алу үшін көбік тудырушы беткі белсенді заттарды, диаметрі аздау құбырларды, гидромеханикалық диспергаторларды пайдалану ұсынылады.

386. Фонтандық арматура газды ұңғымаларды пайдаланудың кез келген тәсілінде ол жұмыс істеп тұрғанда тереңдетіктегі құрылғыларды ұңғымаға түсіру, сондай-ақ ұңғыманың сағасында газдың температурасы мен қысымын өлшеу мүмкіндігін қамтамасыз ету керек.

387. Газдың жерасты сақтау қоймалары сарқылған газ кен орнында, су сақтағыш қабаттарда және жерасты тұзды күмбездерінде құрылады. Газдың жерасты сақтау қоймалары газ кен орындары сияқты газды құю және алу режимінде газбен буферлік көлемін алдын ала құрумен пайдаланылады.

20-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН БАРЛАУ, ИГЕРУ КЕЗІНДЕ ЖЕР ҚОЙНАУЫН ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ

388. Жер қойнауын қорғау жер қойнауынан көмірсутектердің алынуын, тиімді және кешенді пайдаланылуын, техногенді процестердің (жер сілкінісі, көшкін, су басу, топырақтың шегуі) пайда болуын алдын алатын деңгейде жер қойнауының үстіңгі бөліктері жай-күйі қасиеттерінің сақталуын, көмірсутектерінің және сұйықтықтың өткізу процесінде қабат аралық көшуі, игеру және ұңғымаларды кезекті пайдалану салдарынан, сондай-ақ өндіріс қалдықтарын және ақпа суды жою салдарынан жерасты су көзінің ластануын алдын алуды қамтамасыз ету бойынша іс-шаралардың кешенін іске асыруды қарастырады.

389. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау бойынша іс-шаралар негізгі және техникалық жобалау құжаттарында қарастырылады.

390. Талаптарды сақтау және табиғатты қорғау іс-шараларының іске асырылуын бақылау жер қойнауын пайдаланушыға жүктеледі.

391. Көмірсутектер кен орындарын әзірлеу инженерлік-геологиялық, гидрогеологиялық, геоэкологиялық және басқа зерттеулер негізінде өткізіледі. Қосымша зерттеулерді өткізу қажеттілігін жер қойнауын пайдаланушы және/немесе жобалау ұйымы табиғатты қорғайтын нормативтік құжаттардың талаптарына сәйкес анықтайды.

392. Мұнай, мұнай-газ, газ және газ конденсатты кен орындарын барлау, бұрғылау және әзірлеу кезінде экологиялық тұрғыдан таза технологиялар және химиялық өнімдер, Қазақстан Республикасының стандарттарына немесе халықаралық стандарттар қазақстандық стандарттардан төмен болмаған жағдайда, халықаралық стандарттарға сәйкес келетін, сенімділігі жоғары заманауи технология және жабдықтар ғана, соның ішінде күкіртті сутекті жоғары деңгейде қамтитын жағдайларда қолданылады.

393. Көмірсутектер кен орындарын әзірлеу жобасы ілеспе газды қайта өңдеу (кәдеге жарату) жөніндегі бөлімді қамтиды.

394. Ұңғымалардың сенімділігі, технологиялығы және қауіпсіздігі бөлігіндегі конструкциясы жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау шараларын, бірінші кезекте ұңғыма бекіткіштерінің беріктігі мен төзімділігі, шеген бағандарының және олар жабатын сақиналық кеңістіктің бітеулігін, сондай-ақ флюидті қамтитын деңгейжиектердің бір-бірінен, өтетін жыныстардан және күн жарығынан оқшаулануы есебінен қамтамасыз ету керек.

395. Ұңғымаларды бұрғылау сыртқы желіден электрлік жетекте бұрғылау қондырғылары көмегімен іске асырылады. Егер бұрғылау дизель-генераторлы және дизельді жетекпен бұрғылау қондырғысымен іске асырылса, онда осындай қондырғылардан тазартылмаған пайдаланылған газдардың атмосфераға шығарылуы олардың техникалық сипаттамаларына және экологиялық талаптарына сәйкес келу керек.

396. Бұрғылау қондырғысына арналған алаң жердің табиғи еңісін және ағын сулардың тұндырғыш ыдыстарға қарай қозғалысын қамтамасыз етуді, топырақтың типін және жердің литологиялық құрамын, жерасты суларының орналасқан тереңдігін (әсіресе тұщы), қорғалатын аумақтардың, жаңа тектоника бойынша деректердің, аймақтың сейсмикалық қауіпінің, аэрокосмостық мониторингтің болуын, жобаланған бұрғылау қондырғысының ауыз-су немесе балық шаруашылығының су қоймасына жақындығын, оның санаттылығын ескере отырып жоспарланады.

397. Ұңғымаларды бұрғылауды бастамас бұрын бу өткізгіштер, циркуляциялық жүйе, бұрғылау ерітіндісін дайындайтын және тазартатын блок, химиялық реагенттерді сақтайтын қойма, бұрғылау мұнарасына арналған аймақ, жанар-жағармай материалдарының ыдыстары және құрамында улы заттар бар сұйықтықтардың ағуы мүмкін, мұнара жанында орналасқан басқа да құрылымдар тексеріледі және жарамды күйге келтіріледі.

398. Құнарлы жерлерде және ауыл шаруашылығына арналған жерлерде ұңғымаларды бұрғылау кезінде жабдықтарды монтаждау, дайындық жұмыстарын өткізу процесіне қоса аймақты кезекті қалпына келтіру үшін құнарлы қабат алынып, бөлек сақталады.

399. Ұңғымаларды бұрғылау кезінде бұрғылауға берілген учаскелердің шегінен шығатын өсімдік және топырақ қабаттарын бұзуға тыйым салынады.

400. Бұрғылау қалдықтарының бұрғылау алаңының аумағына түсіп, улы заттардың табиғи объектілерге көшуін болдырмау үшін оларды ұйымдық жинайтын, сақтайтын және технологиялық алаңдарды қалпына келтіретін инженерлік жүйе қарастырылады.

401. Жер қойнауын пайдалану қалдықтарын жерүсті су объектілеріне және жер қойнауына лақтыруға тыйым салынады.

402. Шаруашылық-ауыз суды қамтамасыз ететін көздер ретінде пайдалануы мүмкін сулы деңгейжиекті бұрғылау кезінде бұрғылау және цементтік ерітінділерді дайындау (өңдеу) үшін пайдаланылатын химиялық реагенттердің қоршаған ортаны қорғау және халықтың санитариялық-эпидемиологиялық саламаттылығы саласындағы уәкілетті органдармен келісілген токсикологиялық сипаттамалары болу керек. Сулы деңгейжиекпен жанасатын жерлер сенімді оқшауланады.

403. Сіңіру жағдайында ұңғымаларды бұрғылау кезінде ерітінділер мен материалдардың шаруашылық-ауыз суды қамтитын қабаттарға түсуіне тыйым салынады. Бұл кезекте тез қататын қоспалар, әртүрлі құрылғылар және технологиялық процестер пайдаланылады.

404. Ұңғымаларды сынамас бұрын мыналар тексеріледі және қамтамасыз етіледі: бақылау-өлшеу құралдары және шығу желілері, ұңғымаларды сынайтын өнімдерді бөлуге арналған қондырғылар (сепаратор), факел, өлшеу құралдары, ыдыстардың тұмшаланғандығы және сенімділігі; мұнайды сақтауға арналған қоймалар, сепаратордың астындағы алаң мен оның айналасындағы қорғайтын жиектің судан оқшаулануы.

405. Ұңғымаларды сынау процесінде өндірілген мұнай, конденсат, минералданған су оны кейін шығара отырып, ыдысқа жиналады. Барлау (бағалау) ұңғымалары теңізде экологиялық сараптама қорытындысы бойынша сыналған жағдайдан басқа, көмірсутектерді факелде өртеу қоршаған орта үшін анағұрлым қауіпсіз тәсіл болып табылатыны мойындалған.

406. Кен орнын игеруге дайындағанда барлық мұнай-газ қабаттарын онда судың болуына байқау жұмыстары өткізіледі. Осы қабаттарды байқау кезінде су алынған жағдайда, олардың химиялық және газды құрамын зерделеу, судың түсу көзін нақтылау бойынша зерттеу жұмыстары өткізіледі және қажеттілік туындаған жағдайда, оқшаулау жұмыстарынан кейін олар қайтадан байқалады.

407. Ұңғымаларды игеру және сынау жұмыстары пайдаланылатын бағанның артында орналасқан цемент ерітіндісінің биіктігі жер қойнауын қорғайтын жобаға және талаптарға сәйкес келсе ғана орындалады.

408. Шығарындылар немесе ашық фонтандары қауіпі бар жоғары қысымды қабаттарды ашу ұңғыманың сағасында орналастырылған шығарындыға қарсы жабдық кезінде ұңғыманы бұрғылаудың техникалық жобасына сәйкес шаю ерітіндісін пайдалана отырып, іске асырылуы керек.

409. Күкіртті сутек құрамды қабаттарды ашу бұрғылау орны тексерілгеннен кейін және персоналдың қабатты ашуға дайын екені анықталғаннан кейін, көмірсутектердің апаттық шығуы (ашық фонтан) жағдайында өндірістік жұмыстарға жауапты тұлғаның басшылығымен жұмыскерлерді және халықты ықтимал газдалу аймағында қорғау іс-шараларының орындалуы тексерілгеннен кейін іске асырылады.

410. Мұнай-газ танылғанда ұңғыманың сағасы оқшауланады және кейінгі жұмыстар аварияны жою жоспарына сәйкес іске асырылады.

411. Ұңғымада күкіртті сутек болған жағдайда бұрғылау ерітіндісі күкіртті сутекті бейтараптандырушымен өңделеді.

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

Ескерту. 412-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

413. Ұңғымаларды игеру және гидродинамикалық зерттеу жұмыстары аяқталғаннан кейін жұмыс аймағының ауасы күкіртті сутектің болуына бақыланады және сағалық арматураның оқшаулануы тексеріледі.

414. Мұнай-газ болуының белгілері анықталғанда ұңғымада жөндеу жұмыстары бірден тоқтатылады, ұңғыма қайтадан бейтараптандырғыш сұйықтықпен басылады.

415. Техникалық себептерге (апат немесе нашар сапалы өткізгіш салдарынан) байланысты бұрғылау аяқталмаған, мұнай-газ-су қабаттары анықталған ұңғымаларда қабаттар арасында көмірсутектердің және сұйықтықтың көшуін алдын алу мақсатында оқшаулау жұмыстары өткізіледі.

416. Көмірсутек негізіндегі бұрғылау ерітінділерін (әк-битумды, инвертті-эмульсиялық және басқа) пайдаланған кезде ауа ортасының газдалуын алдын алатын шаралар қабылданады. Газдалуды бақылау үшін ротордың, ерітіндіні дайындайтын блоктың, дірілектің және сорғыш бөлмесінің жанында ауа ортасы өлшенеді, ал газдалу анықталса, оны болдырмау шаралары қабылданады.

417. Ашық фонтанды жою жұмысы штаб әзірлеген, жер қойнауын пайдаланушы белгіленген тәртіппен жасалған жоспар бойынша іске асырылады.

418. Бұрғылау қондырғыларының бөлмелері рұқсат етілетін шекті концентрацияға жеткенде күкіртті сутекке тетіктерден қосылатын ауа тартқыш желдетумен жабдықталу керек.

419. Ұңғымаларды бұрғылау, игеру (сынау) және құрал-жабдықтар демонтаждау аяқталғаннан кейін жобалау шешімдеріне сәйкес жер учаскесін қалпына келтіру (рекультивация) жұмыстары өткізіледі.

420. Пайдаланылатын ұңғымалардың шеткі қатарынан, сондай-ақ көмірсутек кен орнының әрбір объектісінен санитариялық-қорғау аумағы белгіленеді, оның мөлшері қолданыстағы санитариялық ережелерге сәйкес анықталады. Күкіртті сутегі бар көмірсутек кен орындары үшін санитариялық-қорғау аумағы ықтимал апаттық қалдықтардың мөлшеріне және күкіртті сүтектің таралу жағдайына байланысты анықталады.

421. Сейсмикалық белсенділіктің нақты ошақтарын анықтау және олардың кеңістікті-уақыттық көшу заңдылықтарын зерттеу, жер сілкінісінің тетіктерін анықтау, сейсмикалық белсенді аймақтардың жолын сенімді белгілеу, сондай-ақ жер бетінің ықтимал шөкпесін анықтау мақсатында кен орнын игеру аумағының сейсмикалық және геодинамикалық режимдерін бақылау іске асырылады.

422. Өндіретін және айдау ұңғымаларын игеру және пайдалану көмірсутектердің шығуын және ашық бұрқақтау, айдама судың жоғалу ықтималдығының алдын алатын ұңғымалардың тиісті жабдықтары болған жағдайда іске асырылады.

423. Ұңғымаларды пайдалану бағандарының бітеулігін бұзумен, қабат аралық ағынның болуымен, бағанның артында цементті тастың болмауымен, сағалық ернемек қосылыстарды өткізумен игеруді, сынауды және пайдалануды, сондай-ақ ақауы бар ұңғымаларды пайдалануды жер қойнауын пайдаланушы ұңғымалардың тұтастығын қалпына келтіру бойынша тиісті іс-шараларды өткізумен және пайдалану қауіпсіздігін қамтамасыз етумен іске асырады. Осы ұңғымаларды пайдаланудың арнайы режимдері, жөндеу-қалпына келтіру жұмыстарының жоспары бекітіледі, сондай-ақ жер қойнауын және қоршаған табиғат ортасын қорғауды қамтамасыз ету мақсатымен олардың жұмысына үнемі бақылау жүргізіледі.

424. Бағанның артында көтерілмеген цементі бар ақаулы ұңғымалардың немесе жаңа сенімді конструкциялардың дублер-ұңғымаларын бұрғылауы бар кондуктордың бөліктерін жоюды қамтитын ұңғымалар қорын сауықтыру іс-шаралары орындалады. Ұңғымалардың бұрғыланған қорын сауықтыру, бірінші кезекте, санитариялық-қорғалған аймақтарда орналасқан ақаулы ұңғымаларда іске асырылады.

425. Әрбір жаңа кен орнында көмірсутектерді өндіруді қарқындатудың кез келген тәсілін тәжірибе жүзінде іске асырмас бұрын процестің негізгі өлшемшарттарын негіздеу мақсатымен өткізілетін эксперименталдық зерттеулер жасалады, олар сақтау ұңғымалар бағанының және цементтік сақинасының сақталуын қамтамасыз етеді.

426. Кенжатынның геологиялық құрылымын және гидрогеологиялық шарттарын зерттеу химиялық реагенттердің (индикаторлардың) көмірсутектер кен орнын әзірлеу кезінде қолданудың қажетті шарты болып табылады.

427. Қабатқа әсер етуге арналған химиялық реагенттерді таңдаған кезде олардың қауіптілік сыныбын, суда ерігіштігін, ұшпалылығын ескерген жөн.

428. Ұңғымаларды және жабдықтарды негізгі технологиялық операцияға дайындау, жөндеу, ұңғымаларды зерттеу, ақаулы немесе тексерілмеген ілмекті реттейтін аппаратураны, механизмдерді, агрегаттарды пайдалану, негізгі процесті жүргізу технологиясын бұзғанда, пайдаланылатын бағандар бітелмегенде туындайтын химиялық реагенттердің және мұнайдың ықтимал ағып кетуінің және төгілуінің алдын алған жөн.

429. Тұз шөгіндісінің және парафин шөгінділерінің ингибиторларын, беттік-белсенді заттарды, деэмульгаторларды және оған ұқсас заттарды қабатқа айдаған кезде, олардың төгілуінің алдын алу үшін тек мамандандырылған техника ғана пайдаланылады.

430. Бұрғылаудан, жерасты және күрделі жөндеуден кейін ұңғымаларды игеруді ұңғымалардың сағаларын сұйықтықтың төгілуінің, ашық бұрқақтаудың алдын алатын герметикалық құрылғымен жабдықтағанда іске асырған жөн.

431. Пайдалану (өндіруші) ұңғымаларды суландырғанда, олардың өнімдерін суландыруды бақылаумен қатар, ұңғымаға баған арқылы судың келу орнын, суландыру көзін және оның жату тереңдігін анықтау мақсатында арнайы геофизикалық және гидрогеологиялық зерттеулер өткізіледі.

432. Өндіруші ұңғымаларды пайдалануды тоқтату туралы шешімді жер қойнауын пайдаланушы көмірсутектер кен орнын әзірлеу жобасын немесе кен орнын игерудің талдауын құрастырған жобалық ұйымның келісімімен қабылдайды.

433. Егер кен орнын игеру процесінде жер қойнауындағы көмірсутектердің қайтымсыз жоғалуына алып келуі мүмкін көмірсутектер мен сулардың жерасты ағу белгілері немесе қабат аралық ағуы пайда болса, онда жер қойнауын пайдаланушы қабат флюидтерінің басқарымсыз қозғалу себептерін анықтайды және жояды.

434. Газды кешенді дайындау қондырғыларына қосылған пайдалану ұңғымалары атмосфераға газды шығарусыз және өрттеусіз бақылау сепараторын пайдалана отырып зерттелуге тиіс.

435. Күкіртті сутек әсер ететін жағдайда пайдаланылатын технологиялық, ұңғымаішілік жабдықты, пайдалану және лифтілік бағандарды коррозиядан қорғау үшін болаттың коррозияға төзімді маркалары және коррозия ингибиторлары, сондай-ақ коррозия ингибиторларын пайдаланусыз тот баспайтын коррозияға төзімді болаттар, арнайы жабындылар және өнімнің коррозиялық белсенділігін азайтатын технологиялық тәсілдер қолданылы тиіс.

436. Ұңғымаішілік жабдық, технологиялық аппараттар, қаптама құбырлар және коррозиялы-агрессивті ортада пайдаланылатын басқа жабдықтар сульфидті жарылуға шыдамды болу керек.

437. Қондырғыларда, үй-жайларда және жұмыс аймағының ауасына күкіртті сутектің бөлінуі ықтимал өнеркәсіптік алаңдарда ауа ортасын бақылау автоматты стационарлық газбен сигнал бергіштер, сондай-ақ жүйелі түрде күкіртті сутектің жиналуы мүмкін жерлерде қозғалмалы газбен сигнал бергіштер немесе газталдағыштар арқылы жүзеге асырылады.

438. Қабаттық қысымды қолдау жүйесінің сенімділігін арттыру бойынша шаралар қабылданады. Ағын сулардың қызмет көрсету мерзімі айтарлықтай үлкен қолданыстағы су таратқыштарын ауыстыру және ағын суларды айдау іске асырылатын барлық су таратқыштарды ингибиторлық қорғау, сондай-ақ келтіретін су таратқыштарды электрхимиялық қорғау қамтамасыз етіледі.

439. Мұнаймен бірге өндірілген қабаттық су:

1) қатты өлшенген заттар мен судағы мұнай өнімдерінің ұстау нормаларына сәйкес тазалануға тиіс және қабат қысымын сақтау жүйесінде пайдаланылады немесе көму мақсатында сіңіргіш деңгейжиекке айдалады;

2) экологиялық заңнама нормаларына сәйкес алдын ала тазалануға тиіс және жасанды тоған-буландырғыштарға, тоған-жинағыштарға және конструкциясы топырақ пен жерасты суларының ластануына жол бермейтін басқа да сарқынды сулар жинақтағыштарына төгіледі.

440. Қажет болған жағдайда ұтымды қабаттарға айдалатын суды оған мұнай мен суда күкіртті сутектің пайда болуына алып келетін күкіртті сутек бактериялардың жұғуын алдын алу мақсатында антисептиктермен өңдеу жүзеге асырылады.

441. Қабаттық суды булану алаңына, жерүсті су көздеріне шығаруға, жерасты суларының ластануына алып келетін жерасты деңгейжиектерге айдауға, сондай-ақ құрамында күкіртті сутегі бар сұйықтықтарды кәріздеу ашық жүйесіне бейтараптандырмай құюға тыйым салынады.

442. Құрамында күкіртті сутектің жоғары деңгейі бар қабаттық су өңделу керек және герметикалық сыйымдылықтарда сақталу керек.

443. Өнеркәсіптік пайдаланылған суды жерасты көму оларды қысыммен айдау ұңғымаларына, шаруашылық-ауыз су, бальнеологиялық мақсаттар үшін пайдаланылатын немесе пайдаланылуы мүмкін жерасты суларын қамтымайтын сенімді оқшауланған сіңіру деңгейжиектерге айдау арқылы іске асырылады.

444. Өнеркәсіптік пайдаланылған суды сіңірілетін деңгейжиектерде жерасты көмуге мынадай ерекше жағдайларда ғана рұқсат беріледі:

1) су басуды пайдаланусыз кенжатындарды игеру кезінде;

2) су басу жүйесінің құрылысына дейін игерудің бастапқы кезеңінде өнеркәсіптік пайдаланылған сулардың шамалы мөлшері алынғанда;

3) жобалық қажеттілікпен салыстырғанда және өнеркәсіптік пайдаланылған суларды басқа кен орындарына тасымалдау мақсатсыз болғанда, олардың артық мөлшері кезінде;

4) қабат суларын гидроминералды шикізат ретінде пайдаланғанда;

5) мұнайды кешенді дайындау қондырғысында пайда болатын кейбір өнеркәсіптік пайдаланылған суларды тазартудың ақталмайтын күрделі технологиялары кезінде.

445. Өнеркәсіптік пайдаланылған сулардың терең көмілуін өткізу үшін арнайы объект (полигон) құрылады, оның аумағында қалдықтарды жинауға және жоюға, олардың күйін және жер қойнауында көшуін бақылауға арналған жерүсті және жерасты құрылыстар кешені орналастырылады.

446. Кәсіпшілік аумағында мұнай қалдықтарының қамбаларын орналастыруға тыйым салынады, қолда бар қалдықтарды жинағыштардың құрамы қайта өңделеді немесе жойылған қамба аумағындағы жерді кезекті қалпына келтірумен жойылады.

447. Жер қойнауын пайдаланушы инженерлік ұңғымалар желісі арқылы жерасты суларының жағдайын (кен орнының периметрі бойынша), сондай-ақ қалдықтарды жинағыштардың орналасқан аймағында бақылауды іске асырады.

448. Көмірсутектер бойынша жер қойнауын пайдалану салдарын жою, көмірсутектер бойынша жер қойнауы учаскесін консервациялау және (немесе) технологиялық объектілерді консервациялау және (немесе) жою тәртібі көмірсутектер және уранды өндіру саласындағы уәкілетті органдар бекітетін Көмірсутектерді барлау мен өндіруді жүргізу және уранды өндіру кезіндегі консервациялау және жою қағидаларында белгіленеді.

III БӨЛІМ. УРАН ӨНДІРУ

21-тарау. УРАН КЕН ОРЫНДАРЫНЫҢ ҮЛГІЛЕРІ ЖӘНЕ ТҮРЛЕРІ

449. Уран кенін қалыптастыру шарттары бойынша кен орындарының негізгі үш тобы ерекшеленеді: 1) экзогенді; 2) метаморфогенді; 3) эндогенді.

450. Көп жағдайда массивті тау жыныстарында орналасатын эндогенді және метаморфогенді процестермен байланысты кен орындарында кенсыйыстырушы массаларды алдын ала бөлшектеумен жерасты шаймалау тәсілдері шектеулі ауқымда, негізінен, баланстан тыс кенді, кен орындарының қапталдарын өңдеу үшін қолданылады.

451. Ұңғыма жүйелерін қолдана отырып, жерасты шаймалау тәсілімен өндірудің негізгі көлемдері экзогенді процестермен қалыптасқан кен орындарына жатады.

452. Экзогенді эпигенетикалық кен орындары кенжаралу процесінде тотығу типі бойынша үш топқа жіктеледі: 1) қабаттық тотығу, 2) топырақтық тотығу, 3) жарықшақтық тотығу.

22-тарау. УРАН ӨНДІРУ ТӘРТІБІ

453. Жерасты ұңғымалық шаймалау (ЖҰШ) – кенді технологиялық ұңғымалар жүйесі арқылы жер үстіне шығармай, реагент ерітіндісінің көмегімен уранды өндіру тәсілі.

454. Жобалық ысыраптар – кен орнын немесе оның бөлігін ЖҰШ тәсілімен игерген кезде жер қойнауында қайтымсыз қалдыру үшін кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және/немесе игеру жобаларында көзделген уран қорларының бөлігі.

455. Өтелген қорлар – игерумен аяқталған кенжатын, учаске немесе блок шегіндегі қорлар (өндірілгендер де және жер қойнауында қалдырылғандар да). ЖҰШ тәсілі кезінде өтелген қорлар болып келесі саналады: өндірілген уран плюс ысыраптар.

456. Блоктарды жерасты шаймалау тәсілімен игеру үш кезеңге бөлінеді: 1) блоктарды өндіруге дайындау; 2) өндіру; 3) блоктарды немесе учаскелерді өндіру кезеңінен шығара отырып пысықтау.

457. Блокты уран өндіруге дайындау кезеңі пайдалану-барлау, технологиялық және бақылау ұңғымаларын бұрғылауды, оларды жерүсті коммуникациялармен байлау және жабдықтауды, бақылау-өлшеу аппаратурасымен жабдықтауды, сондай-ақ кенсыйыстырушы деңгейжиектің тотығу кезеңін қамтиды. Пайдалану-барлау, технологиялық, бақылау және басқа да ұңғымаларды бұрғылау жер қойнауын пайдаланушы бекіткен кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру жобасына және/немесе игеру жобасына сәйкес іске асырылады, мұнда ұңғымалардың орналасу схемасы, сондай-ақ конструкциялық ерекшеліктері анықталады.

457-1. ЖҰШ полигонында технологиялық және бақылау ұңғымаларын бұрғылау, жабдықтау және игеру жөніндегі жұмыстар тиісті қызмет түріне лицензиясы бар жобалау ұйымы Кодекстің 182-бабының 2-тармағына сәйкес жасайтын уран кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және игеру жобаларына қатаң сәйкестікте орындалады.

Ескерту. 22-тарау 457-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

458. Блоктың тотығуы – уранды ерітіндіге айналдыру процесін қамтамасыз ететін кенсыйыстырушы деңгейжиекте геохимиялық және гидродинамикалық жағдайды құру үшін қажетті процесс. Пайдаланушы блоктарға айдалатын ерітінділерді өндіру жүйесіне байланысты тотығу кезеңінде беру әртүрлі тәсілдермен іске асырылады – тікелей, озық, жүріп тұрған, керіқимылдау, пассивті және т.б. Блоктардың тотығу режимдері және оларға жұмыс ерітінділерін беру тәсілдері кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және/немесе игеру жобаларында, сондай-ақ блоктарды өндіру паспортында жазылуға тиіс.

459. Бұрғылау жұмыстарын орындау кезінде пайдаланушы барлау жоспарланған технологиялық ұңғымалардың жоспарында және бөлікте дұрыс орналасуын, бөлікте және жоспарда кен сұлбасын нақтылауын қамтамасыз ететін көлемде іске асырылады.

460. Жаңа блокта дайындық жұмыстары аяқталғаннан кейін оның пайдалануға беруге дайындығы туралы акт жасалады және актіні өндіруші кәсіпорнның басшылығы бекіткеннен кейін блокты тотықтыру басталады.

461. Блокты өндіру кезеңі екі сатыға бөлінеді – блокты белсенді шаймалау және игеру. Белсенді шаймалау сатысы уранның ерітіндіге жаппай ауысу процесі және оны өндіретін ерітінділермен сору ұңғымаларына айдау болып табылады. Осы сатыда айдалатын ерітінділердегі қышқылдың концентрациясы тау жынысының қышқылды сыйымдылығына және қол жеткізілген блоктарды өндіру дәрежесіне байланысты белгіленеді. Блокты немесе учаскені пысықтау – бұл уранды өндіру жұмыстарының аяқталуына жататын, әдетте, жер қойнауындағы 70-80% қорларды игергеннен кейін өнімді ерітінділердің құрамында уран болуының кенет төмендеуімен сипатталатын уақыт кезеңі, сорбция аналықтарын беру тотығусыз өткізіледі.

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

жерасты суларының деңгейі:

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

геофизикалық зерттеулер:

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

Ескерту. 22-тарау 461-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі); жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 07.09.2023 № 331 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрықтарымен.

462. Блокты немесе учаскені өндіру металл концентрациясы минималды-өнеркәсіптік деңгейден тұрақты төмендеген кезінде аяқталған деп саналады.

463. Уранды өндіруге жер қойнауын пайдалану құқығы бар жер қойнауын пайдаланушы құзыретті тұлға уранның геологиялық қорын бағалауды өткізгеннен кейін және Кодексте көзделген тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру жобасына қатысты сараптаманың оң қорытындысын алғаннан кейін тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіруді бастайды.

464. Уран өндіруге жер қойнауын пайдалану құқығы бар жер қойнауын пайдаланушы өндіруді жер қойнауын пайдаланушымен бекітілген және Кодексте көзделген сараптаманың оң қорытындысын алған кен орнын игеру жобасы негізінде бастайды.

465. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және өндіру кезінде жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану және қорғау саласындағы мынадай талаптарды орындау қамтамасыз етіледі:

1) уран өндіру жөніндегі операцияларды жүргізудің барлық кезеңдерінде жер қойнауы ресурстарын ұтымды және экономикалық тұрғыдан тиімді пайдалануды қамтамасыз ету;

2) таңдап өндіруге жол бермей, пайдалы қазбаларды жер қойнауынан алудың толықтығын қамтамасыз ету;

3) уран қорларын және ілеспе құрауыштарды анық есепке алу;

4) ауыз сумен немесе өнеркәсіптік сумен жабдықтау үшін пайдаланылатын, су жинау алаңдарында және жерасты сулары бар жерлерде өнеркәсіптік және тұрмыстық қалдықтардың жиналуын болғызбау;

5) уран кен орындарын пайдалануды және игеруді қиындататын, жер қойнауын су басудан, өрттен және басқа да дүлей факторлардан қорғау;

6) уранды немесе өзге де заттар мен материалдарды сақтау, зиянды заттар мен қалдықтарды көму кезінде жер қойнауының ластануын болғызбау;

7) уран өндіру жөніндегі операцияларды тоқтата тұрудың, тоқтатудың, жер қойнауын пайдалану салдарын жоюдың, жер қойнауы учаскесін консервациялаудың белгіленген тәртібін сақтау;

8) қалдықтарды қоймаға жинап қою мен орналастыру кезінде экологиялық және санитариялық-эпидемиологиялық талаптарды қамтамасыз ету болып табылады.

Ескерту. 465-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

466. Болашақта өндіру кезінде қиындықтарды, осы қорларды толық немесе ішінара жоғалуын тудыратын уран қорларын қалдыруға тыйым салынады.

467. Тау-кен дайындық жұмыстарын өткізудің тандалған тәсілдері, көлемдері және мерзімдері ашылған, дайындалған және дайын тұрған қорларды алудың белгіленген нормативтерін қамтамасыз ету керек.

468. Алынуға дайын уран қорларының мөлшері және сапасы, жер қойнауы учаскесі бойынша ысыраптар нормативтері алынатын бірліктер бойынша анықталуы тиіс.

469. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және өндіру процесінде жер қойнауын пайдаланушылар:

1) алынуға дайын уран қорларының саны мен сапасын, алынатын бірліктер бойынша жобалық ысыраптардың нормативтерін анықтайды;

2) әрбір пайдалану блогы бойынша өндіруге және нормативтерге есеп жүргізеді;

3) нормадан тыс ысыраптарды болдырмау бойынша іс-шараларды әзірлейді және іске асырады;

4) жобалау құжаттарының күнтізбелік графигіне сәйкес жұмыстарды жүргізеді;

5) қорлар мөлшерін одан әрі қайта есептеу үшін пайдалану блоктарының контурларын және кен орнының геологиялық құрылысын анықтау мақсатында пайдалану барлауын (жете барлауын) жүргізеді;

6) пайдалану блоктарын жойғаннан кейін жерасты сулары жай-күйінің қалпына келуіне гидрогеологиялық зерттеулерді әзірлейді және жүргізеді.

Ескерту. 469-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

470. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және өндіру кезінде мыналарға тыйым салынады:

1) уран қорларын негізсіз жоғалтуға алып келетін кен орнының бай немесе оңай қолжетімді учаскелерін іріктеп игеруге;

2) болашақта уран қорларын алу кезінде қиындықтарды немесе осы қорлардың толық немесе ішінара жоғалуын тудыратын уран қорларын қалдыруға;

3) жобалық көрсеткіштерден асып түсетін ысыраптардың болуына;

4) өнімді ерітінділерді жерасты суларымен сұйылуына немесе блок контурының сыртына шаймалау ерітінділерінің таралуына.

Ескерту. 470-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

471. Уран өндіру бойынша операциялар жер қойнауын өндіруші бекіткен және Кодексте көзделген сараптамалардың оң қорытындысын алған тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру жобасы және/немесе кен орнын игеру жобасына сәйкес жүргізілуі тиіс.

472. Егер бекітілген жобаларда айқындалған өндіру көлемдері жыл сайын уран кен орнын әзірлеудің тау-кен-геологиялық және технологиялық шарттары өзгертілместен бір жылда бекітілген көрсеткіштерден физикалық тұрғыда жиырмадан аз пайызға өзгерсе, бекітілген жобаларға өзгерістердің және (немесе) толықтырулардың жобалары жасалмайды.

Ескерту. 472-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

473. Кодекске сәйкес жоғары технологияларды және жер қойнауын пайдаланудың оң тәжірибесін қолдану негізінде жер қойнауын ұтымды және экономикалық тұрғыдан тиімді пайдалану, сондай-ақ халықтың өмірін және денсаулығын сақтау уранды өндірудің міндетті шарттары болып табылады.

474. Жер қойнауын пайдаланудың оң тәжірибесі ретінде жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларды жүргізу кезінде қолданылатын, ұтымды, қауіпсіз және экономикалық тұрғыдан тиімді болып табылатын жалпыға ортақ халықаралық тәжірибе түсініледі.

475. Жер қойнауын және қоршаған ортаны қорғау құқықтық, ұйымдық, экономикалық, технологиялық және келесі әрекеттерге бағытталған басқа да іс-шаралар жүйесін қамтиды:

1) халықтың өмірін және денсаулығын сақтау;

2) табиғи ландшафттарды сақтау және бұзылған жерлерді, басқа геоморфологиялық құрылымдарды қалпына келтіру.

476. Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану және жер қойнауын қорғау саласына қойылатын талаптар мыналар:

1) уранды немесе басқа заттар мен материалдарды сақтау барысында, зиян заттарды және қалдықтарды көму кезінде жер қойнауының ластануының алдын алу;

2) жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларды тоқтата тұру, болдырмау, жер қойнауын пайдаланудың салдарын жою, жер қойнауының учаскелерін қалпына келтіру бойынша белгіленген тәртібін сақтау.

477. Уран өндіру салдарын жою тәртібі көмірсутектер және уран өндіру саласындағы уәкілетті орган бекітетін Көмірсутектерді барлау мен өндіруді жүргізу және уранды өңдіру кезіндегі консервациялау және жою қағидаларында белгіленеді.

478. Жер қойнауын пайдаланушының тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және өндіру кезеңі аяқталғанға дейін кез келген уақытта жер қойнауы бойынша ілеспе инженерлік коммуникацияларды қоса алғандағы операцияларды жүргізу кезінде пайдаланылатын жекелеген технологиялық ұңғымаларды консервациялауға және жоюға құқығы бар.

23-тарау. УРАН ӨНДІРУГЕ АРНАЛҒАН ЖОБАЛАУ ҚҰЖАТТАРЫН ЖАСАУ ТӘРТІБІ

479. Кен орнын игеру жобасы геологиялық қорлар бойынша есеп болған жағдайда әзірленеді.

480. Кен орнын игеру жобасында мыналар көзделеді:

1) ашылған, дайындалған және алынуға дайын уран қорларының нормативтерін негіздеу;

2) геологиялық қорларды есептеу бойынша есеп;

3) жер қойнауынан негізгі және олармен ілеспе пайдалы қазбалардың баланстық қорларының анағұрлым толық, кешенді алынуын, тиімді және ұтымды пайдаланылуын қамтамасыз ететін өндірістік процестерді механизациялау және автоматтандыру құралдарын пайдалану;

4) жер қойнауының учаскесі шеңберінде келісімшарттың әрекет ету мерзімі шегінде өндіру көлемімен және уранның сапа көрсеткіштерімен тау-кен жұмыстарының күнтізбелік графигі;

5) жер қойнауы учаскесін пайдалануға жұмсалатын шығыстар;

6) жерүсті және жерасты құрылыстардың орналасуы;

7) жобалау көрсеткіштері: кен орнын игерудің барлық кезеңіне көзделетін өндіру көлемі; тау-кен күрделі, тау-кен дайындық, пайдалану-барлау жұмыстарының көлемі;

8) жойылған пайдалану блоктарындағы жерасты сулары жай-күйінің қалпына келуіне гидрогеологиялық бақылаулар;

9) жұмыстарды геологиялық және маркшейдерлік тұрғыдан қамтамасыз ету;

10) жүргізілген тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру қорытындысы бойынша алынатын бірліктердің ысыраптар нормативтерін негіздеу;

11) кен орындарын игеру үшін қажетті инвестициялар есебі;

12) қорларды игерудің кезектілік тәртібі;

13) негізгі көрсеткіштерді қамтитын қаржылық модель;

14) өндіруші персонал жұмысының және халықтың, ғимараттар мен құрылыстардың, қоршаған орта объектілерінің жер қойнауын пайдаланумен байланысты жұмыстардың зиян әсерінен қауіпсіздігін қамтамасыз ететін шаралар;

15) өндірілетін және қайта өңделетін минералды шикізаттың саны мен сапасына, сондай-ақ олардың ысырапына және өндіріс қалдықтарына сенімді есеп жүргізу бойынша іс-шаралар және техникалық құралдар;

16) өндіріс қалдықтарын зарарсыздандыру немесе көму;

17) өнеркәсіптік пайдаланудан түсетін пайда және кіріс есебі.

18) өңдеу технологиясының тиімділігін басқару және арттыру мақсатында минералды шикізатты жүйелі сынамалау;

19) пайдалы қазбаларды жер қойнауынан толық алудың ұтымды деңгейін қамтамасыз ететін алынатын бірліктердің оңтайлы параметрлерін негіздеу;

20) пайдалы қазбаның ысырапын алдын алу бойынша іс-шаралар;

21) салықтар мен басқа төлемдер;

22) теңгерімнен тыс қорларды оларды кейінгі өнеркәсіптік игеру үшін жер қойнауында сақтау немесе жинау;

23) уран жер қойнауының учаскесін игеру жүйесі және ашу тәсілдері;

24) уран кен орнының геологиялық құрылымын және қорларын нақтылау мақсатында өндіру учаскесіне жете зерттеу (жете барлау) жүргізу;

25) уран өндіру салдарын жою бойынша жұмыстарды орындаудың құны, шарты және мерзімі туралы ақпарат;

26) шаймалау ерітінділерімен жер қойнауына қайтарылатын уранды есепке алмағанда, жер бетіне өнімді ерітінділермен көтерілген өндірілетін уран көлемі.

Ескерту. 480-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

80-1. Жете барлау жөніндегі жұмыстар кен орнын әзірлеу жобасына сәйкес жүргізіледі.

Егер жете зерттеу ішінде жер қойнауын пайдаланушы өндіру учаскесінде жаңа кенжатынды (кенжатындар жиынтығын) тапқан жағдайда, оны бағалау кен орнын әзірлеу жобасына толықтыруға сәйкес жүргізіледі.

Ескерту. 23-тарау 480-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

481. Қабылданатын техникалық шешімдер тиісті графикалық құжаттармен сүйемелденеді.

482. Өндірілетін жер қойнауының анағұрлым бай бөліктерін және оңай қолжетімді учаскелері, кендерді іріктеп игеруге алып келетін ашу нұсқаларына және игеру жүйелеріне тыйым салынады, өйткені осының салдарынан олар өнеркәсіптік мәнін жоғалтуы мүмкін немесе толық жоғалуы мүмкін.

482-1. Уран кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және/немесе игеру жобаларын әзірлеу сатысында жер қойнауын пайдаланушылар геологиялық барлау жұмыстарының, зертханалық зерттеулердің, тәжірибелік далалық сынақтардың және ұқсас кен орындарын пайдалану тәжірибесінің деректері негізінде ЖҰШ полигондарындағы жерасты суларының жай-күйін бақылау жүйесін әзірлейді.

Жерасты суларының жай-күйін бақылау жүйесі бақылау ұңғымаларының үш желісін қамтиды:

1) ерітінділердің тік бағытта таралуын бақылауға арналған бақылау ұңғымалары;

2) өнімді ерітіндіні және шаймалау ерітіндіні құм тұндырғыштарынан ерітінділердің ықтимал ағуын бақылауға арналған бақылау ұңғымалары;

3) сорылатын және айдалатын ерітінділердің гидродинамикалық әсер ету аймағындағы технологиялық процесті бақылауға арналған пайдалану блогының ішіндегі және контур сыртындағы бақылау ұңғымалары.

Ескерту. 23-тарау 482-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

483. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру жобасы мынаны қамту керек:

1) жер қойнауының негізгі учаскесі бойынша орташа параметрлерге сәйкес келетін параметрлерді ескере отырып, осы учаскеде пайдалы қазбаны қамтумен жұмыстарды өткізу үшін учаскені таңдау;

2) игеру процесін бақылау, тау-кен геологиялық шарттар және минералды шикізаттың сапасы туралы қосымша деректерді алу бойынша зерттеулер кешені;

3) сыналатын технологияның тиімділігін бағалау үшін қажетті тәжірибелік-өнеркәсіптік игерудің ұзақтығы;

4) тәжірибелік-өнеркәсіптік игеру технологиясы;

5) технологиялық жабдықтауға, машиналарға және механизмдерге мұқтаждық;

6) тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру көлемі.

484. Тәжірибелік-өнеркәсіптік өндірудің көлемі мен мерзімдері Кодекске сәйкес тәжірибелік-өнеркәсіптік өндірудің максималды рұқсат етілген мерзімі шегінде тікелей келіссөз нәтижелері бойынша анықталады.

485. Жер қойнауын пайдаланушы әрбір жылдың бірінші қаңтары жағдайы бойынша қорлардың бастапқы және жиынтық есебі, уран ысыраптары негізінде қорлардың жыл сайынғы есептік балансын жасайды. Оған қорлардың артуы нәтижесіндегі өзгерістерін негіздейтін, сондай-ақ өнеркәсіптік мәнінен айрылған немесе жер қойнауының учаскесін игеру барысында расталмаған болып есептен шығарылған материалдар қоса беріледі.

24-тарау. УРАН ӨНДІРУ ЖӨНІНДЕГІ ЖОБАЛЫҚ ШЕШІМДЕРДІҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

Ескерту. 24-тарау алып тасталды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

25-тарау. УРАН ӨНДІРУ ЖЕР ҚОЙНАУЫ УЧАСКЕСІНІҢ ИГЕРІЛУІН ТАЛДАУ

490. Кен орнын игеруді талдау кен орнын игеру жүйесін жетілдіру қажеттілігін анықтау үшін игеру процесінде геологиялық, геофизикалық, гидродинамикалық және басқа зерттеулердің нәтижелерін кешенді зерделеу болып табылады. Кен орнын игеруді талдау жобалау құжаттарының мемлекеттік сараптамасынан өтуі тиіс.

Ескерту. 490-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

491. Уран кен орнын игеруді талдау жер қойнауын пайдаланушы тартатын, тиісті қызметтің түріне лицензиясы бар жобалау ұйымы өткізеді және ол құзыретті органға белгіленген тәртіппен үш жылда кемінде бір рет мәлімет үшін жолданады.

492. Кен орнын игерудің нақты және жобалық көрсеткіштерінің арасында едәуір айырмашылықтар (жиырма пайыздан артық) анықталса, уран кен орнын игеру талдауында кен орнын игеру жобасына өзгерістер енгізу қажеттілігі туралы негізделген қорытындылар болған жағдайда, талдау нәтижелерін орталық комиссия Кодекспен белгіленген тәртіппен кен орнын игеру жобасының мемлекеттік сараптамасы үшін қарастырады.

492-1. Игеруді талдау шеңберінде жобалау құжаттарының жекелеген көрсеткіштері елеусіз (жиырма пайыздан кем) мынадай жағдайларда түзетіледі:

1) кен орнын жете барлау жөніндегі іс-шаралар шеңберінде пайдалану-барлау ұңғымаларының көлемдерін түзету;

2) уран кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және/немесе әзірлеу жобасында көзделген пайдалану блоктарының технологиялық ұңғымаларын енгізу графигін және санын өзгерту.

Ескерту. 25-тарау 492-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

493. Орталық комиссия уран кен орнын игеру талдауы бойынша оң қорытынды берген жағдайда, осындай талдаудың жобалық шешімдері мен көрсеткіштері кен орнын игеру жобасына өзгерістер мен толықтыруларды әзірлеу, мемлекеттік сараптамаларды бекіту және өткізу мерзіміне кен орнын игеру жобасының жобалық шешімдері және көрсеткіштері ретінде есептеледі, ол бір жылдан аспауы тиіс.

494. Кен орнын игеруді талдау нәтижесінде мыналар бағаланады:

1) әрбір бақылау ұңғымасы бойынша сынамалау нәтижелері, әрбір бақылау нүктесінде;

2) игеру объектісінің кен қабатының әсерімен олардың қорларын өндіру жағдайы ауданы мен разрезі бойынша қамтылу дәрежесі;

3) кен орнының өңделетін алаңындағы жерасты суларының жай-күйі;

4) сору ұңғымаларының дебиті және айдау ұңғымаларының қабылдағыштығы төмендеуінің сипаты мен салдары;

5) уран қорларының өзгеруін бағалай отырып, кен орнының геологиялық құрылысы туралы деректер;

6) уран өндіру динамикасының сипаттамасы және оның тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және/немесе уран кен орнын игеру жобасына сәйкестігі;

7) ұңғымалардың жұмыс режимдерін қадағалау;

8) ұңғымалар қорының жай-күйі және оның уран кен орнын тәжірибелік-өнеркәсіптік өндіру және/немесе игеру жобасына сәйкестігі.

Ескерту. 25-тарау 494-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

495. Игеруді талдау шеңберінде кен орнының жекелеген учаскелерінде уран алу коэффициентін арттыру бойынша жаңа технологияларды енгізу бойынша тәжірибелік-өнеркәсіптік сынақтарды жобалауға жол беріледі.

Ескерту. 25-тарау 495-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

496. Игеруді талдау процесті реттеу және оларды игерудің бекітілген нұсқасының жобалық көрсеткіштерімен салыстыру бойынша ұсынылатын шаралардың іске асырылуын ескере отырып, кен орнын игерудің техникалық-экономикалық көрсеткіштерін есептеуді орындаумен аяқталады.

Ескерту. 25-тарау 496-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

497. Жер қойнауын пайдаланушы әрбір үш жыл сайын құзыретті органға игеру жобасының көрсеткіштеріне сәйкес жобалау шарттарының орындалуына талдауды сараптамаға жібереді.

Ескерту. 25-тарау 497-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің м.а. 20.08.2021 № 270 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

ЖЕР ҚОЙНАУЫН ҰТЫМДЫ ЖӘНЕ КЕШЕНДІ ПАЙДАЛАНУ ЖӨНІНДЕГІ БІРЫҢҒАЙ ҚАҒИДАЛАРҒА ҚОСЫМША

	Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларға 1-қосымша
	НЫСАН

ҰҢҒЫМАДА ӨНДІРІЛГЕН МҰНАЙ, ГАЗ ЖӘНЕ ГАЗ КОНДЕНСАТЫН ЕСЕПКЕ АЛУ (ӨЛШЕУ) ЖӨНІНДЕГІ ТӘУЛІКТІК РАПОРТ

20__ жылғы "___" ____________

_______________________

(толтырылған уақыты, сағ.мин.)

№ т/т	Ұңғыманың нөмірі	Кен орнының атауы	Мұнайдың/газконденсатының өндірілген көлемі (м3)	Газдың өндірілген көлемі (мың м3)	Мұнайдың/газ конденсатының орташа тәуліктік суланғандығы (%)	Ұңғыманың сағасында орташа тәуліктік құбырлық қысым, МПа	Өлшеу құралдарының маркасы және орнатылған жері	Ұңғыманың бір тәулікте жалпы жұмыс істеген уақыты (сағ.мин.)	Ұңғыманы пайдалану тәсілі (фонтандық, газлифт және т.б.)	Ескертпе
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11	12

Жауапты тұлға (оператор, шебер)

______________________________________________________________________

Тегі, аты, әкесінің аты (бар болған кезде) қолы

Ескертпе: жауапты тұлға толтырады және қол қояды. Қосымша ақпаратты енгізуге рұқсат етіледі. Электронды құжатайналымы жүргізілген жағдайда, тәуліктік рапорт электронды-цифрлық қолмен расталады.

	Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларға 2-қосымша
	НЫСАН

КЕН ОРНЫ БОЙЫНША ӨНДІРІЛГЕН МҰНАЙ, ГАЗ ЖӘНЕ ГАЗ КОНДЕНСАТЫН ЕСЕПКЕ АЛУ (ӨЛШЕУ) ЖӨНІНДЕГІ ТӘУЛІКТІК ЖӘНЕ АЙЛЫҚ РАПОРТ

______________________________________

(кен орнының атауы)

20__ жылғы "___" ____________

_______________________

(уақыт, сағ.мин.)

№ т/т	Кен орнының атауы	Мұнайдың/газ конденсаттың өндірілген көлемі ысыраптарды ескерусіз * (мың м3)	Мұнай/газ конденсат ысыраптарының көлемі * (мың м3)	Мұнайдың/газ конденсаттың өндірілген көлемі сыраптарды ескерумен * (мың м3)	Мұнай/газ конденсатының жеке технологиялық қажеттіліктеріне жұмсалған шығыстар, мың м3	Мұнай/газ конденсатының технологиялық ысыраптары, мың м3
1	2	3	4	5	6	7

кестенің жалғасы

Мұнай/газ конденсатының технологиялық сызықтардың ішіндегі қалдықтары және басқа да ысыраптар, мың м3	Мұнайдың/газдың өндірілген көлемі ысыраптарды ескерусіз * (млн.м3)	Газ ысыраптарының көлемі * (млн.м3)	Газдың өндірілген көлемі ысыраптарды ескерумен * (млн.м3)	Өрттелген газ, соның ішінде технологиялық тұрғыдан шарасыз өрттеу, ұңғыманы сынамалы пайдалану және сынау кезінде (млн.м3)	Ескертпе
8	9	10	11	12	13

Жауапты тұлға (кен орнының басшысы немесе уәкілетті тұлға)

______________________________________________________________________

Тегі, аты, әкесінің аты (бар болған кезде) қолы

Ескертпе: Жауапты тұлға толтырады және қол қояды. Қосымша ақпаратты енгізуге рұқсат беріледі. Ысыраптар* - өнімнің көлемінде айырмашылықты құрайтын барлық ысыраптар, соның ішінде технологиялық ысыраптар, жеке қажеттіліктерге пайдалану, өртеу, қуыстардағы қалдықтар және т.б. ысыраптар. Электронды құжатайналымы жүргізілген жағдайда, тәуліктік және айлық рапорт электронды-цифрлық қолмен расталады.

Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр

Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр

РАЗДЕЛ I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

РАЗДЕЛ II. РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 2. ТИПЫ И ВИДЫ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 3. ПОРЯДОК РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 4. ПРОЕКТ РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Глава 5. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗВЕДКЕ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 6. ПРОЕКТ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ (СОВОКУПНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ)

Глава 7. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ (СОВОКУПНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ)

Глава 8. ПОДСЧЕТ (ОПЕРАТИВНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 9. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 10. ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 11. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 12. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 13. КОНСТРУКЦИИ И БУРЕНИЕ СКВАЖИН, ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ

Глава 14. НАЗНАЧЕНИЕ СКВАЖИН

Глава 15. ПОРЯДОК ОСВОЕНИЯ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Глава 16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Глава 17. ПОРЯДОК УСТАНОВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

Глава 18. МОНИТОРИНГ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 19. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Глава 20. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗВЕДКЕ, РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

РАЗДЕЛ III. ДОБЫЧА УРАНА

Глава 21. ТИПЫ И ВИДЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРАНА

Глава 22. ПОРЯДОК ДОБЫЧИ УРАНА.

Глава 23. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ДОБЫЧУ УРАНА.

Глава 24. АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ДОБЫЧЕ УРАНА.

Глава 25. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕДР ДОБЫЧИ УРАНА.

ПРИЛОЖЕНИЯ К ЕДИНЫМ ПРАВИЛАМ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ И КОМПЛЕКСНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР.

ЕЖЕСУТОЧНЫЙ РАПОРТ ПО УЧЕТУ (ИЗМЕРЕНИЮ) ДОБЫТОЙ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА НА СКВАЖИНЕ

"___" ____________ 20__ г._______________________(время заполнения, ч.мин.)

ЕЖЕСУТОЧНЫЙ И ЕЖЕМЕСЯЧНЫЙ РАПОРТ ПО УЧЕТУ (ИЗМЕРЕНИЮ) ДОБЫТОЙ НЕФТИ, ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

______________________________________(наименование месторождения)

"___" ____________ 20__ г._______________________(время, ч.мин.)

Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы

Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидалар

I БӨЛІМ. НЕГІЗГІ ЕРЕЖЕЛЕР

1-тарау. ЖАЛПЫ ЕРЕЖЕЛЕР

II БӨЛІМ. КӨМІРСУТЕКТЕРДІ БАРЛАУ ЖӘНЕ ӨНДІРУ

2-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕНЖАТЫНДАРЫ МЕН КЕН ОРЫНДАРЫНЫҢ ҮЛГІЛЕРІ ЖӘНЕ ТҮРЛЕРІ

3-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕРДІ БАРЛАУ ТӘРТІБІ

4-тарау. БАРЛАУ ЖҰМЫСТАРЫНЫҢ ЖОБАСЫ

5-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕРДІ БАРЛАУ КЕЗІНДЕ ЖОБАЛАУ ШЕШІМДЕРІНІҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

6-тарау. КЕНЖАТЫНДАРДЫ (КЕНЖАТЫНДАР ЖИЫНТЫҒЫН) СЫНАМАЛАП ПАЙДАЛАНУ ЖОБАСЫ

7-тарау. КЕНЖАТЫНДЫ (КЕНЖАТЫНДАР ЖИЫНТЫҒЫН) СЫНАМАЛАП ПАЙДАЛАНУ КЕЗІНДЕ ЖОБАЛАУ ШЕШІМДЕРІНІҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

8-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР ҚОРЛАРЫН ЕСЕПТЕУ (ЖЕДЕЛ ЕСЕПТЕУ)

9-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН ИГЕРУ ТӘРТІБІ

10-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРНЫН ИГЕРУ ЖОБАСЫ

11-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРНЫН ИГЕРУ ЖОБАСЫНЫҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

12-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРНЫНЫҢ ИГЕРІЛУІН ТАЛДАУ

13-тарау. ҰҢҒЫМАЛАРДЫҢ КОНСТРУКЦИЯЛАРЫ ЖӘНЕ ОЛАРДЫ БҰРҒЫЛАУ, ҚАБАТТАРДЫ АШУ

13-тарау. ҰҢҒЫМАЛАРДЫҢ МІНДЕТІ

14-тарау. ҚАБАТҚА ӘСЕР ЕТУ ЖҮЙЕСІН ИГЕРУ ТӘРТІБІ

16-тарау. ӨНДІРУШІ ЖӘНЕ ҚЫСЫММЕН АЙДАУ ҰҢҒЫМАЛАРЫН ПАЙДАЛАНУ

17-тарау. ҰҢҒЫМАЛАР ЖҰМЫСЫНЫҢ ТЕХНОЛОГИЯЛЫҚ РЕЖИМДЕРІН БЕЛГІЛЕУ ЖӘНЕ БАҚЫЛАУ ТӘРТІБІ

18-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН ИГЕРУ КЕЗІНДЕГІ МОНИТОРИНГ

19-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН ИГЕРУ ПРОЦЕСІН РЕТТЕУ

20-тарау. КӨМІРСУТЕКТЕР КЕН ОРЫНДАРЫН БАРЛАУ, ИГЕРУ КЕЗІНДЕ ЖЕР ҚОЙНАУЫН ЖӘНЕ ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ

III БӨЛІМ. УРАН ӨНДІРУ

21-тарау. УРАН КЕН ОРЫНДАРЫНЫҢ ҮЛГІЛЕРІ ЖӘНЕ ТҮРЛЕРІ

22-тарау. УРАН ӨНДІРУ ТӘРТІБІ

23-тарау. УРАН ӨНДІРУГЕ АРНАЛҒАН ЖОБАЛАУ ҚҰЖАТТАРЫН ЖАСАУ ТӘРТІБІ

24-тарау. УРАН ӨНДІРУ ЖӨНІНДЕГІ ЖОБАЛЫҚ ШЕШІМДЕРДІҢ ІСКЕ АСЫРЫЛУЫНА ЖҮРГІЗІЛЕТІН АВТОРЛЫҚ ҚАДАҒАЛАУ

25-тарау. УРАН ӨНДІРУ ЖЕР ҚОЙНАУЫ УЧАСКЕСІНІҢ ИГЕРІЛУІН ТАЛДАУ

ЖЕР ҚОЙНАУЫН ҰТЫМДЫ ЖӘНЕ КЕШЕНДІ ПАЙДАЛАНУ ЖӨНІНДЕГІ БІРЫҢҒАЙ ҚАҒИДАЛАРҒА ҚОСЫМША

ҰҢҒЫМАДА ӨНДІРІЛГЕН МҰНАЙ, ГАЗ ЖӘНЕ ГАЗ КОНДЕНСАТЫН ЕСЕПКЕ АЛУ (ӨЛШЕУ) ЖӨНІНДЕГІ ТӘУЛІКТІК РАПОРТ

КЕН ОРНЫ БОЙЫНША ӨНДІРІЛГЕН МҰНАЙ, ГАЗ ЖӘНЕ ГАЗ КОНДЕНСАТЫН ЕСЕПКЕ АЛУ (ӨЛШЕУ) ЖӨНІНДЕГІ ТӘУЛІКТІК ЖӘНЕ АЙЛЫҚ РАПОРТ

"_" 20 г.
_______________
(время заполнения, ч.мин.)

______________________________________
(наименование месторождения)

"_" 20 г.
_______________
(время, ч.мин.)