Про затвердження Правил розробки нафтових і газових родовищ

газоконденсатні дослідження;

для газоконденсатних свердловин - проведення відбору проб газу та конденсату сепарації, рекомбінування та проведення комплексу термодинамічних досліджень пластової газоконденсатної системи на установці фазової рівноваги;

при розкритті декількох продуктивних пластів - проведення комплексу геофізичних досліджень для з’ясування інтервалів газовіддачі кожного пласта або їх відсутності.

34. Дослідження в нафтових свердловинах:

періодичні виміри вибійного тиску глибинними манометрами, дослідження методом відновлення тиску і методом усталених відборів (не менше ніж на трьох режимах прямого і одного зворотного ходу) з побудовою індикаторних діаграм по кожному розкритому пласту;

для вивчення гідродинамічного зв’язку між окремими свердловинами - дослідження методом гідропрослуховування;

при перфорації декількох пластів або великій товщині пласта - вивчення свердловин термодебітоміром і витратоміром для з’ясування продуктивності кожного пласта або окремих його частин;

періодичний аналіз нафти по всіх свердловинах з метою визначення фракційного складу нафти;

вмісту смол, асфальтенів, парафіну, сірки;

в’язкості, питомої ваги;

поверхневого натягу на межі з повітрям;

періодичний аналіз розчиненого газу по всіх свердловинах з визначенням: питомої ваги;

вмісту азоту, вуглеводнів, вугільної кислоти, сірки;

вологості;

вмісту газолінових фракцій;

теплотворної здатності;

фракційного складу (по кожній свердловині, що вводиться);

повний хімічний аналіз води, що видобувається разом із нафтою, включно з визначенням цінних супутніх компонентів (йоду, брому, бору, літію тощо);

відбір глибинних проб та термодинамічні дослідження пластової нафти з встановленням її параметрів за початкових і поточних термобаричних умов, проведенням стандартного однократного і диференціального розгазування пластового флюїду, визначенням динамічної в’язкості;

періодичне вивчення температури і тиску по стволу свердловини, вивчення температурних умов продуктивних пластів;

дослідження взаємодії продуктивних пластів між собою і з сусідніми по розрізу горизонтами.

35. Під час пробної експлуатації свердловин необхідно вивчити:

випадіння конденсату в сепараторах за різних тисків і температур (за наявності конденсату в газі);

зміни температури газу в стволі свердловини і в сепараторах за різних дебітів свердловини;

умови виділення конденсаційної води і гідратоутворення в стволі свердловини і привибійній зоні;

можливість перетоків газу в інші пласти, а також наявність міжколонних пропусків газу;

фактичні робочі інтервали розкритої товщини пласта і розподіл дебітів по окремих прошарках;

умови руйнування привибійної зони пласта;

ефективність застосування методів інтенсифікації припливу і найкращі умови розкриття пласта;

корозійну агресивність газорідинного потоку, швидкість і характер корозії для вибору методу боротьби з нею;

оптимальні дебіти й умови експлуатації свердловин і розробки покладів (родовищ);

фізико-хімічні властивості пластової нафти, розгазованої до стандартних умов (тиск насичення нафти газом, газовміст, густина, в’язкість, об’ємний коефіцієнт і стисливість у пластових умовах, коефіцієнт усадки);

фізико-хімічні властивості газу в стандартних умовах (компонентний склад, густина за повітрям, стисливість);

фізико-хімічні властивості конденсату (усадка сирого конденсату, кількість газу дегазації, густина, молекулярна маса, початок і закінчення кипіння стабільного конденсату, компонентний і фракційний склад, вміст парафінів, сірки, смол);

фізико-хімічні властивості пластових вод (густина, в’язкість, іонний склад тощо);

змочуваність (гідрофільність, гідрофобність) порід-колекторів продуктивних пластів, значення насичення зв’язаною водою, остаточного нафтонасичення при витісненні нафти водою і газом, відповідні їм значення відносних фазових проникностей для нафти, газу і води;

залежності відносних фазових проникностей і капілярного тиску від водонасичення порід-колекторів продуктивних пластів;

середні значення коефіцієнтів теплопровідності, питомого теплового опору, питомої теплоємності порід і рідин, що їх насичують.

36. Устя газових свердловин, що перебувають в пробній експлуатації, шлейфи, сепаратори мають бути обладнані вентилями для встановлення зразкових манометрів і врізаними кишенями під термометри.

37. Вивчення інтенсивності виносу породи і рідини здійснюється шляхом виміру їх кількості в піскоуловлювачах або сепараторах. Ці дані необхідно реєструвати за кожного режиму роботи свердловини.

38. Необхідно періодично вимірювати вибій свердловини, стежити за його станом.

39. Дослідження свердловин на конденсатність, як правило, виконуються раз на півроку. При дослідженні свердловин на конденсатність необхідно мати пересувну або стаціонарну промислову сепараційну установку, якою можна вимірювати кількість конденсату (сирого та стабільного), що виділяється за різних тисків і температур, відбирати проби газу і конденсату.

40. Термодинамічні дослідження пластової газоконденсатної системи виконуються обов’язково в перших продуктивних свердловинах, згодом періодично (за необхідності) в процесі дослідно-промислової розробки і повинні забезпечувати такі визначення:

кількість конденсату (сирого та стабільного), що виділяється в сепараторах, у см-3/м-3 газу за різних тисків і температур та його склад;

кількість пропану, бутанів і рідких вуглеводнів (С5+вищі), що залишаються в розчиненому стані в газі, який виходить із сепаратора, залежно від тиску і температури в сепараторі;

ізотерми конденсації для пластового газу;

тиск максимальної конденсації;

склад пластового газу і потенційний вміст у ньому рідких вуглеводнів (С5+вищі);

фазовий стан газоконденсатної системи в пласті;

тиск початку конденсації в пласті;

кількість рідкої фази, що виділяється з відсепарованого газу за температур і тисків газопроводу.

41. При аналізі вільних і розчинених газів має бути визначено вміст: метану і його гомологів до С6 включно, водню, азоту, гелію, аргону, діоксиду вуглецю, а також сірководню і меркаптанової сірки. Необхідно обов’язково визначати роздільно вміст вуглеводнів нормальної та ізомерної будови.

42. Вміст сірководню та меркаптанової сірки в природному газі визначається безпосередньо на свердловині згідно з чинними стандартами.

43. Уведення свердловин в експлуатацію без проведення робіт, наведених у підпунктах 33, 34 цього пункту, заборонено.

44. Термодинамічні дослідження пластової нафти виконуються обов’язково в перших продуктивних свердловинах, згодом періодично (за необхідності) в процесі дослідно-промислової розробки і повинні забезпечувати такі визначення:

тиск, об’єм і температура глибинної проби (тиск насичення, коефіцієнт

термічного розширення, коефіцієнт стисливості нафти тощо);

зміна газовмісту нафти;

зміна об’ємного коефіцієнта нафти;

зміна густини нафти;

зміна динамічної в’язкості нафти при розробці покладу на природному режимі.

1. Дослідно-промислова розробка (далі - ДПР) родовищ нафти і газу здійснюється відповідно до вимог статті 35 Закону України "Про нафту і газ" .

До проведення ДПР на родовищі має бути пробурена мінімальна кількість розвідувальних свердловин, які забезпечують одержання вихідних даних для складання проекту дослідно-промислової розробки. По цих свердловинах має бути:

виконано повний комплекс геолого-промислових та геофізичних робіт і отримано основні фізико-літологічні характеристики горизонтів;

проведено пробну експлуатацію свердловин з виконанням повного комплексу досліджень;

вивчено компонентний склад нафти, газу і конденсату, їх фізико-хімічні характеристики;

вивчено газоконденсатну характеристику продуктивних горизонтів;

для газових і газоконденсатних родовищ (покладів) встановлено відсутність нафтової облямівки промислового значення;

підраховано попередньо розвідані запаси нафти, газу і конденсату, щодо яких за необхідності виконано ГЕО-2 і які апробовано в установленому порядку.

2. Уведення в ДПР родовищ нафти і газу допускається, якщо:

складено і затверджено проект ДПР родовища (покладу);

складено і затверджено проект облаштування промислу й побудовано промислові та інші споруди, що забезпечують використання продукції (включаючи розміщення тимчасових/мобільних потужностей для видобування газу).

3. Строк ДПР родовища (покладу) визначається відповідно до вимог чинного законодавства та обґрунтовується в проекті ДПР з таким розрахунком, щоб під час ДПР були отримані всі необхідні вихідні дані для підрахунку запасів та виконання ГЕО-1.

Проекти ДПР родовища (покладу) складають спеціалізовані організації, установи на замовлення користувача надрами. Проекти ДПР затверджує центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику в нафтогазовому комплексі.

4. У проектах ДПР обґрунтовуються основні завдання ДПР і необхідні заходи для їх виконання, а саме:

положення контурів газонафтоносності продуктивних горизонтів з метою обґрунтування розташування свердловин;

обґрунтування введення в експлуатацію параметричних, пошукових, розвідувальних свердловин;

кількість, місце розташування і порядок буріння запроектованих оціночних і нагнітальних свердловин;

комплекс досліджень з контролю за процесом розробки та їх періодичність;

оцінку запасів вуглеводнів родовища (покладу);

рекомендації щодо дорозвідки родовища, уточнення геологічної будови і деталізація структурного плану, границь поширення колектора, в тому числі комплекс детальних сейсмічних досліджень;

визначення раціональної системи подальшої промислової розробки родовища (покладу) для забезпечення максимальної техніко-економічної обґрунтованої величини вилучення вуглеводнів.

5. У проектах ДПР родовища (покладу) встановлюють:

необхідний термін ДПР, достатній для надійного вирішення її основних завдань, у тому числі детальної геолого-економічної оцінки запасів вуглеводнів з наступним їх затвердженням в установленому порядку;

обсяги видобутку нафти, газу, газоконденсату, нагнітання води, газу, зміни початкового пластового тиску на період ДПР;

величину максимально допустимого зниження пластового тиску нижче тиску насичення для нафтових покладів і нижче тиску початку конденсації для газоконденсатних покладів;

комплекс технологічних заходів щодо дії на пласт, впливу на поклад;

основні вимоги до системи промислового облаштування;

заходи з охорони надр і навколишнього природного середовища;

попередню технологічну та економічну ефективність дослідно-промислової розробки.

6. ДПР родовища (покладу) здійснюється фондом експлуатаційних свердловин. Місце розташування оціночних свердловин необхідно вибирати з урахуванням майбутньої сітки розробки.

7. ДПР родовища (покладу) здійснюють користувач надрами або оператор (за наявності).

Під час ДПР користувач надрами повинен забезпечити достовірний облік видобутих з кожної свердловини нафти, газу, конденсату, води і супутніх корисних компонентів, а також агентів впливу, що закачуються в нагнітальні свердловини.

Авторський нагляд за виконанням проекту ДПР здійснює спеціалізована організація, установа, що склала проект ДПР.

8. ДПР проводиться на останньому етапі геологічного вивчення надр. ДПР повинна забезпечити отримання інформації про родовище (поклад), за повнотою та якістю достатньої для ГЕО-1, техніко-економічного обґрунтування постійних кондицій і складання проекту промислової розробки (технологічної схеми) родовища (покладу).

1. Підрахунок запасів нафти, газу і газового конденсату і геолого-економічна оцінка родовищ (покладів) виконується у три етапи:

підрахунок попередньо розвіданих запасів нафти, газу і конденсату, щодо яких виконано ГЕО-2 і які апробовано в установленому порядку, на підставі даних параметричних, пошукових і перших розвідувальних свердловин, ці запаси є підставою для складання проекту дослідно-промислової розробки родовища (покладу);

підрахунок розвіданих запасів нафти, газу і конденсату за даними розвідувального буріння та дослідно-промислової розробки родовища (покладу) і виконання ГЕО-1 із проведенням експертизи і оцінювання цих запасів в установленому порядку, ці запаси є підставою для складання проекту промислової розробки родовища (покладу);

підрахунок і уточнення запасів нафти, газу і конденсату, щодо яких виконано ГЕО-1 і які затверджено в установленому порядку, в процесі розробки родовища (покладу) з урахуванням даних експлуатаційного буріння і в окремих випадках додатково пробурених розвідувальних свердловин з метою переведення запасів у більш високі класи та категорії.

2. Обсяг геологорозвідувальних робіт, промислових і лабораторних досліджень, необхідних для обґрунтування категорій, кодів класів запасів, порядок подання, зміст і оформлення матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу визначаються відповідно до чинного законодавства.

3. До введення родовища (покладу) в промислову розробку за матеріалами параметричного, пошукового, розвідувального буріння, пробної експлуатації параметричних, пошукових та розвідувальних свердловин, дослідно-промислової розробки родовища (покладу) мають бути підраховані геологічні і видобувні запаси нафти, газу та конденсату всіх розвіданих і перспективних продуктивних горизонтів родовища та виконана детальна геолого-економічна оцінка родовища і затверджена в установленому порядку. При визначенні запасів нафти, газу і конденсату обов’язковому обліку підлягають супутні корисні компоненти, що містяться в них.

Порядок виконання ГЕО-1 та ГЕО-2, розгляд та затвердження запасів нафти і газу регламентуються чинним законодавством України, діючими нормативно-технічними документами.

4. Основою для виконання ГЕО-1 і проектування промислової розробки є геологічна модель родовища (покладу) вуглеводнів, яка є відображенням сукупності його геолого-фізичних властивостей та промислових характеристик.

5. Обов’язковими складовими геологічної моделі є:

структурні карти по відбиваючих горизонтах, що обґрунтовують геологічні моделі покладів;

схеми детальної кореляції розрізів свердловин;

детальні сейсмогеологічні профілі продуктивної частини розрізу за характерними напрямами: з нанесенням положень контактів (вода-нафта, газ-вода, газ-нафта свердловин) і результатів їх випробувань , якщо застосовується;

структурні карти продуктивних комплексів родовища (покладу), карти покрівлі та підошви пластів-колекторів з нанесенням очікуваних зовнішнього і внутрішнього контурів продуктивності, зон виклинювання або фаціальних заміщень колекторів, а також ліній тектонічних порушень;

дані з фільтраційно-ємнісних властивостей порід-колекторів (пористості, проникності), їх речовинного та мінерального складу, нафто-, газо- і водонасиченості;

карти пористості, проникності, загальних і ефективних нафтогазонасичених товщин продуктивних горизонтів (пластів);

дані з літолого-фізичних властивостей екрануючих порід (покришок) та характеру їх поширення по площі та розрізу, якщо вони присутні у розрізі;

дані щодо режиму роботи покладів, фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів (нафти, газу, газового конденсату, води).

Для великих, крупних і унікальних родовищ рекомендується виконувати побудову цифрової геологічної моделі.

1. Для введення родовища (покладу) нафти і газу у промислову розробку користувач надрами відповідно до Закону України "Про нафту і газ" повинен мати:

спеціальний дозвіл на видобування нафти і газу (промислову розробку родовищ);

затверджену в установленому порядку геолого-економічну оцінку запасів родовища (покладу) за результатами розвідувальних робіт;

акти або договори на користування земельними ділянками та акт про надання гірничого відводу для розробки родовища;

затверджений центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику в нафтогазовому комплексі, технологічний проект (схему) промислової розробки родовища (покладу), комплексний проект його облаштування, виконаний згідно із законодавством, та інвестиційний проект (програму);

дозвіл центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері промислової безпеки та державного гірничого нагляду.

2. Заборонено вводити в розробку газові або газоконденсатні поклади, якщо не забезпечено з початку експлуатації свердловин використання конденсату та інших супутніх компонентів, крім випадків коли економічно обґрунтовано нерентабельність використання супутніх компонентів.

3. Уведення в промислову розробку нафтових родовищ (покладів) без збирання і використання нафтового газу в промисловості не допускається, крім випадків, коли економічно обґрунтовано нерентабельність використання.

4. Уведення родовищ (покладів) нафти і газу в промислову розробку допускається, якщо:

виконано ГЕО-1 родовища і проведено державну експертизу та оцінку запасів корисних копалин в установленому порядку; родовище розвідане (виконано комплекс геологорозвідувальних робіт, визначений проектом розвідки, встановлено положення контурів нафтогазоносності, водонафтового, газонафтового, газоводяного контактів, визначено продуктивність свердловин, комплексний склад сировини, що підлягає вилученню, фізико-хімічну характеристику нафти, газу, конденсату в поверхневих і пластових умовах, геолого-фізичну характеристику пластів);

для газових і газоконденсатних родовищ встановлено відсутність або наявність нафтової облямівки промислового значення. Наявність нафтової облямівки промислового значення передбачає попередню розробку нафтової частини і тимчасову консервацію газової частини покладу;

виконано пробну експлуатацію свердловин та здійснено дослідно-промислову розробку родовища (покладу);

складений і затверджений в установленому порядку проект (технологічна схема) промислової розробки родовища (покладу);

оформлений в установленому порядку гірничий відвід;

складено і затверджено проект облаштування родовища;

закінчено будівництво відповідно до проекту необхідних споруд, які забезпечують повне використання газу, конденсату та інших супутніх компонентів, що вилучаються зі свердловин, а також об’єктів, що забезпечують своєчасне введення в експлуатацію нафтових свердловин і освоєння в необхідних масштабах процесу підтримання пластового тиску, якщо такі процеси будуть застосовуватись;

проведено вишукувальні роботи і визначено місця скидання стічних забруднених вод.

За згодою заінтересованих користувачів надр та на умовах економічного ризику може бути здійснена передача для промислового освоєння родовища, запаси якого не повністю підготовлені до розробки. При цьому слід оцінити небезпечні екологічні фактори, пов’язані з розробкою родовища. Строк подання матеріалів з підрахунку запасів та їх геолого-економічної оцінки на експертизу в установленому порядку не повинен перевищувати трьох років з моменту введення родовища у промислову розробку.

5. Під час здійснення промислової розробки родовищ нафти і газу користувач нафтогазоносними надрами повинен забезпечити:

повне і своєчасне виконання умов спеціальних дозволів на користування нафтогазоносними надрами;

безумовне і своєчасне виконання всіх технологічних і технічних рішень затвердженого проекту (технологічної схеми) промислової розробки родовища й комплексного проекту його облаштування;

достовірний облік видобутих з кожної свердловини нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів, а також агентів впливу, що нагнітаються у свердловини;

недопущення вибіркової розробки найпродуктивніших ділянок родовища (покладу);

складання і затвердження в установленому порядку уточнених проектних документів на промислову розробку родовищ (покладів) чи доповнень до них у випадку встановлення значної невідповідності фактичних обсягів річного видобутку вуглеводнів проектним або встановлення промислової нафтогазоносності нових горизонтів (покладів) чи блоків на ділянці, на яку надано спеціальний дозвіл на користування нафтогазоносними надрами;

упровадження економічно доцільних передових вітчизняних і світових систем розробки, техніки, технологій видобування, збору, підготовки нафти, газу і супутніх корисних компонентів, методів підвищення коефіцієнтів вилучення нафти, газу та конденсату з покладів, підтримання пластового тиску, що забезпечить раціональне використання пластової енергії та технологічно і економічно обґрунтований ступінь вилучення нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів із надр;

своєчасне подання форм звітності відповідно до чинного законодавства;

дотримання чинного законодавства з охорони праці та навколишнього природного середовища, вимог промислової і протифонтанної безпеки;

надання центральному органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері промислової безпеки, охорони праці та здійснення державного гірничого нагляду, необхідної інформації, документів і матеріалів у випадках, передбачених чинним законодавством.

6. Розробка родовищ (покладів), площа яких частково або повністю збігається з площею підземного сховища газу (далі - ПСГ), допускається за відсутності взаємного впливу ПСГ і родовища.

Проектування й введення в промислову розробку родовищ нафти і газу здійснюють на основі запасів, затверджених в установленому порядку.

Промислова розробка нафтових, газових і газоконденсатних родовищ повинна здійснюватись відповідно до затверджених в установленому порядку проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів).

7. Проекти промислової розробки та облаштування промислів можуть складатись щодо родовища загалом або окремих покладів та об’єктів розробки.

8. Основні положення проекту промислової розробки мають бути обґрунтовані відповідними гідрогазодинамічними і техніко-економічними розрахунками.

9. Пласти, що об’єднані в один експлуатаційний об’єкт, повинні мати подібну гідрогеологічну систему, літолого-колекторські властивості, величини початкових приведених пластових тисків.

10. Недоцільним є об'єднання великої кількості пластів в один експлуатаційний об'єкт, що може призвести до ускладненого комплексу заходів з контролю та регулювання роботи всіх пластів, зниження повноти охоплення пластів розробкою і зменшення кінцевого коефіцієнта вилучення нафти, газу, конденсату.

Не допускається об’єднання в один експлуатаційний об'єкт пластів з різними природними режимами розробки.

11. Розробка багатопластових газових і газоконденсатних родовищ може здійснюватись:

роздільною розробкою кожного пласта самостійною сіткою свердловин;

одночасною і спільною розробкою декількох пластів в одній свердловині;

одночасною і роздільною розробкою декількох пластів (об’єктів) в одній свердловині із застосуванням роз’єднувачів між пластами.

12. Під час організації розробки багатопластового родовища необхідно враховувати весь комплекс геолого-технічних показників, а також технічні та економічні умови відбору газу, конденсату і супутніх компонентів із окремих пластів.

13. Під час проектування розробки багатопластового родовища вибираються експлуатаційні об’єкти для спільної розробки пластів у кожному з них. При цьому бажано, щоб кількість експлуатаційних об’єктів була мінімальною, але не спричиняла б погіршення умов розробки родовища загалом або окремих пластів.

14. Під час об’єднання пластів для спільної розробки має бути також вирішене питання контролю за розробкою окремих пластів: спостереження за змінами пластових і вибійних тисків, перетоком газу з одного пласта до іншого, винесенням піску, просуванням води тощо. З цією метою (якщо доцільно) потрібно враховувати необхідність буріння спостережних свердловин на окремі пласти (або введення з числа розвідувальних) для проведення вимірів тиску та інших досліджень.

15. При розробці газоконденсатних родовищ (покладів) існують два основних методи, які застосовуються залежно від вмісту важких вуглеводнів (С5+), величини запасів газу і конденсату, особливостей геологічної будови та умов розробки покладів:

метод розробки на виснаження, тобто без підтримання пластового тиску;

метод розробки з підтриманням пластового тиску.

16. Вибір методу розробки газоконденсатного родовища повинен визначатися в кожному випадку на підставі гідродинамічних, термодинамічних і техніко-економічних розрахунків.

17. Виконанню техніко-економічних розрахунків, пов’язаних із вибором методу розробки газоконденсатного родовища, має передувати визначення таких основних вихідних параметрів:

величина початкових запасів газу, стабільного конденсату (С5+) та цінних компонентів;

зміни вмісту стабільного конденсату за періодами і роками розробки залежно від методу розробки родовища;

сумарні втрати стабільного конденсату на кінець розробки родовища за того чи іншого методу розробки;

можливий видобуток газу та конденсату за періодами і роками розробки залежно від методу розробки родовища;

дебіти свердловин (газ і конденсат) за періодами і роками розробки, а також кількість видобувних, нагнітальних і п’єзометричних свердловин, необхідних для здійснення того чи іншого методу розробки родовища;

приймальність нагнітальних свердловин і кількість закачуваного газу, необхідних для здійснення процесу;

зміни фізико-хімічного складу та товарної характеристики конденсату, що вилучається з пласта, за періодами і роками розробки родовища.

18. За будь-якого методу розробки газоконденсатного родовища система збору, сепарації і обробки газу повинна забезпечити найбільш оптимальне уловлювання конденсату та інших супутніх компонентів з газу, що видобувається, за найбільш рентабельних економічних показників.

19. Раціональна система розробки нафтового родовища базується на даних нафтопромислової геології, фізики пласта, підземної гідродинаміки, технології нафтовидобутку та галузевої економіки. Раціональну систему розробки визначають шляхом порівняння результатів техніко-економічних розрахунків, отриманих за результатами гідродинамічного моделювання за кількома варіантами розробки.

20. Розрізняються системи розробки нафтового родовища загалом і системи розробки окремих об’єктів або площ самостійної розробки. Система розробки багатопластового нафтового родовища загалом передбачає поділ продуктивного розрізу родовища на окремі експлуатаційні об’єкти, а також певну послідовність розбурювання і розробки об’єктів. Система розробки крупного за площею родовища передбачає поділ його на окремі площі самостійної розробки шляхом "розрізання" рядами нагнітальних свердловин, а також певну послідовність розбурювання і розробки площ. Виділення об’єктів розробки і площ самостійної розробки повинно здійснюватись на основі геологічних, технічних та економічних міркувань і забезпечувати розробку родовища достатньо високими темпами, досягнення максимального нафтовилучення та високу ефективність капітальних вкладень.

21. Кожний з об’єктів розробки повинен включати максимально можливу кількість нафтоносних пластів з ідентичними фізико-хімічними властивостями нафти і за умов розріджених сіток свердловин, що застосовуються, та зменшених діаметрів свердловин забезпечувати раціональний обсяг нафти на одну свердловину та оптимальні темпи розробки кожного з пластів. На багатопластових родовищах з декількома поверхами нафтоносності в об’єкт розробки передусім об’єднують пласти одного поверху нафтоносності. За умов застосування методів підтримання пластового тиску і новітніх засобів контролю та регулювання процесу розробки в об’єкт розробки можуть бути об’єднані пласти з різними значеннями гідропровідності, ступеня неоднорідності, ефективної товщини і площі нафтоносності.

22. Форму і розміри площ самостійної розробки визначають залежно від кількості пластів в об’єкті розробки, конфігурації контурів їх нафтоносності, гідропровідності і ступеня неоднорідності пластів.

23. Система розробки об’єкта (площі) визначає схему його розбурювання, послідовність буріння і введення свердловин в експлуатацію, застосування за необхідності доцільного методу штучного впливу на поклад, раціональні принципи і методи управління (регулювання) роботою свердловин і пластів та контролю за нею.

24. Система розробки об’єкта (площі) визначається проектом (технологічною схемою) його розробки.

У проектах (технологічних схемах) обґрунтовують виділення об’єктів розробки нафти і газу з важковидобувними й виснаженими запасами за геолого-технологічними характеристиками відповідно до вимог чинного законодавства і на підставі діючих нормативно-технічних документів.

25. Залежно від розмірів, складності геологічної будови і ступеня вивченості родовища (покладу) нафти проектування його промислової розробки може бути одностадійним та двостадійним.

За одностадійного проектування родовище нафти вводиться в промислову розробку на основі проекту промислової розробки родовища (покладу).

За двостадійного проектування родовище нафти вводиться в промислову розробку за технологічною схемою розробки нафтового родовища (покладу).

26. Для контролю за реалізацією та ефективністю проектних рішень проводять авторський нагляд або аналіз розробки родовища (покладу), що виконує спеціалізована організація, установа, яка склала технологічний проектний документ на розробку родовища (покладу).

Авторський нагляд або аналіз розробки виконують щорічно під час реалізації проектів ДПР і проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів). Авторський нагляд за реалізацією проектних рішень може виконуватись як для одного родовища, так і для групи родовищ.

27. Під час здійснення авторського нагляду аналізують реалізацію проектних рішень і відповідність фактичних основних показників розробки прийнятим у технологічних проектних документах на розробку родовищ (покладів) обсягам видобутку вуглеводнів, нагнітання агентів впливу, пластовим тискам, розкривають причини, що зумовили їх розходження, надають рекомендації, спрямовані на можливість досягнення проектних показників, розглядають пропозиції користувачів надрами та операторів і наводять аргументовані висновки щодо обсягів робіт і очікуваних показників розробки родовищ на наступні один-два роки, за необхідності обґрунтовують пропозиції щодо проведення поглибленого аналізу розробки родовищ або складання уточнених технологічних проектних документів.

1. Геологічне вивчення, розробка нетрадиційних скупчень вуглеводнів здійснюються відповідно до цих Правил з урахуванням особливостей, передбачених цим розділом.

2. Скупчення нетрадиційних вуглеводнів містяться переважно в малопроникних породах і, як правило, мають регіональне поширення. Локалізація нетрадиційних скупчень вуглеводнів не залежить від структурного фактора. Характерною особливістю нетрадиційних скупчень вуглеводнів є відсутність чіткого поділу на колектор і флюїдоупор. Порода одночасно є колектором і покришкою, а утримання газу в породі обумовлене поєднанням капілярних сил із факторами катагенетичних (вторинних) процесів, що вплинули на фільтраційно-ємнісні властивості порід. З технічної точку зору головна відмінність між традиційними покладами і нетрадиційними скупченнями вуглеводнів полягає у неможливості отримання промислових дебітів газу в останніх без використання спеціальних технологій гідророзриву пласта.

3. У свердловинах, що буряться з метою визначення перспектив певних територій і відкладів на нетрадиційні скупчення вуглеводнів, крім передбачених цими Правилами, слід виконувати спеціальні дослідження з метою визначення ступеня термальної зрілості порід та вмісту в них органічної речовини.

4. Якщо за геологічними критеріями встановлено перспективність відкладів на певній території на нетрадиційні скупчення вуглеводнів, необхідно виконати дослідження фізико-механічних властивостей зразків керна цільових відкладів із пробурених свердловин (зокрема визначення модуля Юнга і коефіцієнта Пуасона).

5. Перед проведенням гідравлічного розриву пласта з метою видобування нетрадиційних вуглеводнів рекомендується виконувати моделювання (симуляцію) процесу гідророзриву пласта з урахуванням орієнтації напруженості цільових відкладів і напрямку природних розломів.

6. Під час геологічного вивчення, у тому числі ДПР нетрадиційних скупчень вуглеводнів, допускається вибіркова розробка окремих ділянок родовища (покладу), якщо це передбачено відповідним проектним документом.

7. У проектних технологічних документах на розробку нетрадиційних скупчень вуглеводнів обов’язково має бути передбачено замкнутий цикл використання води, яка застосовується під час приготування рідини для гідравлічного розриву пласта.

8. Буріння і використання свердловин здійснюються з урахуванням таких особливостей. За відсутності істотних відмінностей у конструкції кількох свердловин, що плануються для буріння, таке буріння може здійснюватись на підставі типового проекту влаштування свердловин, що підлягає узгодженню та затвердженню відповідно до законодавства України.

Після проведення гідравлічного розриву пласта необхідно очистити свердловину, тобто видалити з неї воду, необхідну для проведення гідророзриву пласта.

Під час розробки нетрадиційних скупчень вуглеводнів в процесі очищення свердловини після проведення гідророзриву пласта газ видобувається разом з водою і спрямовується в підготовлений трубопровід. Викид газу в атмосферу не допускається.

9. Користувачі надр, що займаються розробкою нетрадиційних вуглеводневих систем, мають право застосовувати власні нормативно-технічні документи, якщо відсутність таких нормативних документів в Україні або їх невідповідність специфіці технологій щодо геологічного вивчення та розробки таких надр унеможливлює подальші роботи або ставить під загрозу їх ефективність.

1. Технологічними проектними документами, за якими користувачі надрами здійснюють ДПР і промислову розробку родовищ нафти і газу, є:

проекти дослідно-промислової розробки родовищ (покладів);

технологічні схеми промислової розробки родовищ (покладів);

проекти промислової розробки родовищ (покладів).

2. Проект дослідно-промислової розробки родовищ (покладів) регламентує комплекс технічних та технологічних заходів, спрямованих на отримання додаткової геолого-фізичної та геолого-промислової інформації для виконання ГЕО-1 і складання проекту (технологічної схеми) промислової розробки родовищ шляхом пробного вилучення і перероблення частини запасів мінеральної сировини у промислових умовах та виконання необхідних геолого-промислових досліджень.

3. Проекти ДПР родовища (покладу) складають спеціалізовані організації, установи на замовлення користувача надрами з урахуванням цих Правил.

4. Основою для складання проекту ДПР є попередня геологічна модель родовища (покладу) і попередньо розвідані запаси.

5. Проекти ДПР затверджує центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі. Внесення доповнень до проектів ДПР родовища (покладу, об’єкта розробки) підлягає розгляду і затвердженню центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі. У разі якщо протягом двох місяців центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі, не розглянув запропоновані доповнення до проектів ДПР родовища, застосовується принцип мовчазної згоди.

6. Проекти промислової розробки родовищ нафти і газу складають спеціалізовані організації, установи, які мають фахівців відповідної кваліфікації, на замовлення користувача надрами. Проекти промислової розробки родовищ (покладів) складаються на весь термін розробки родовища (покладу) на підставі:

геологічної моделі родовища (покладу) і затверджених в установленому порядку запасів нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів (ГЕО-1);

результатів розвідки та дослідно-промислової розробки родовища (покладу);

даних щодо напрямів та обсягів споживання нафти, газу, конденсату та супутніх корисних компонентів.

7. Під час проектування розробки нафтових, нафтогазових, газоконденсатних і газових родовищ з метою розрахунку технологічних показників прийнятих для порівняння варіантів систем розробки рекомендується створення геолого-технічної моделі об’єктів розробки.

8. Створення геолого-технічної моделі рекомендовано для всіх родовищ, які вводяться у розробку з початковими видобувними запасами понад 1 млн т, а також для родовищ складної і дуже складної будови незалежно від обсягів загальних запасів.

9. Проект промислової розробки родовищ підлягає розгляду та затвердженню центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі. Внесення доповнень до проектів промислової розробки родовища (покладу, об’єкта розробки) підлягає розгляду і затвердженню центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі. У разі якщо протягом двох місяців центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі, не розглянув доповнення до проектів промислової розробки родовища, застосовується принцип мовчазної згоди.

10. Проекти промислової розробки родовищ (покладів) нафти і газу після їх затвердження в установленому порядку є нормативно-технічними документами, на підставі і відповідно до яких здійснюється промислова розробка родовищ (покладів).

11. У проекті промислової розробки враховуються всі необхідні заходи для забезпечення досягнення максимального коефіцієнта вилучення нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, а також охорони надр.

12. Під час складання проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів) вибір розрахункових варіантів розробки здійснюють з урахуванням особливостей геологічної будови, колекторських і фільтраційних характеристик продуктивних пластів, фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів, необхідності створення умов для максимально можливого охоплення їх впливом і ефективного дренування, досвіду розробки покладів в аналогічних геологічних умовах, вимог охорони праці та навколишнього природного середовища.

13. У проектах (технологічних схемах) один із варіантів, які розглядають, приймають за базовий. Як правило, це варіант розробки родовища на його природному режимі (без штучного впливу на поклади) або, у разі складання уточненого проекту промислової розробки в разі зміни запасів нафти, газу і конденсату, затверджений варіант промислової розробки.

Для багатопластових родовищ з близькими геолого-фізичними характеристиками пластів окремо розглядають варіанти об’єднання їх в один об’єкт розробки або розукрупнення як окремих об’єктів розробки. При виділенні декількох об’єктів мають бути взаємоузгоджені системи їх розробки.

Для нафтових покладів з пасивними контурними водами обов’язково розглядають варіант розробки з підтриманням пластового тиску.

14. У проекті промислової розробки газоконденсатних родовищ і окремих об’єктів розробки із вмістом стабільного конденсату в пластовому газі понад 150 см-3/м-3 обов'язковим є техніко-економічний аналіз варіанта розробки родовища з підтриманням пластового тиску.

15. Для двофазових покладів із запасами нафти і газу промислового значення випереджувальна розробка газової шапки не допускається.

Під час проектування розробки таких покладів необхідно передбачити технології для забезпечення найефективнішої розробки нафтової та газової частин покладу. Поряд з іншими технологічними показниками потрібно встановити обсяг обмеженого відбору газу з газової шапки, обґрунтувати вимоги до конструкції експлуатаційних свердловин та умови розкриття нафтової частини пласта (відстані від верхніх отворів інтервалу перфорації до газонафтового контакту), спеціальні методи і способи контролю й регулювання (за необхідності передбачають фонд спостережних свердловин).

16. Для великих за площею, складних за геологічною будовою нафтових родовищ розглядається варіант застосування бар’єрного заводнення, в якому обґрунтовують місцеположення бар’єрного ряду і кількість нагнітальних свердловин у ньому, порядок і черговість їх освоєння, терміни створення бар’єра, методи контролю і регулювання, величини відбору газу із видобувних свердловин, розміщених у зоні бар’єрного заводнення.

17. У проектах промислової розробки, виходячи із укрупнених критеріїв, обґрунтовують можливість застосування вторинних і третинних методів підвищення вилучення нафти, газу і конденсату, необхідність їх дослідно-промислових випробувань, а за необхідності як один з варіантів розглядають розробку експлуатаційного об’єкта з використанням одного із таких методів.

18. Для експлуатації свердловин, у тому числі багатостовбурних, для одночасної розробки різних об’єктів обов'язково передбачають використання обладнання для роздільного регулювання і обліку флюїдів для кожного об’єкта розробки.

За істотної різниці властивостей пластів і флюїдів експлуатацію декількох пластів однією свердловиною здійснюють за допомогою обладнання для одночасно-роздільної експлуатації.

19. Авторський нагляд за виконанням проекту промислової розробки родовища (покладу) здійснює організація, яка його розробила, крім того, нею щорічно проводиться аналіз розробки і надаються рекомендації надрокористувачеві щодо виконання проектних показників, контролю за розробкою родовища (покладу) та регулювання її процесу.

20. Технологічна схема складається для великих за площею, складних за геологічною будовою нафтових родовищ (покладів, об’єктів, площ), а також для нафтових покладів з невивченим гідродинамічним режимом горизонтів. Проект промислової розробки таких родовищ (покладів, об’єктів, площ) складається через три-п’ять років після початку їх промислової розробки.

21. Технологічна схема розробки нафтового родовища (покладу, об’єкта розробки) має вирішити такі задачі:

висвітлити геологічну будову нафтового покладу та фізичні властивості продуктивного пласта, що визначають вибір системи розробки;

визначити схему розміщення видобувних і нагнітальних свердловин основного фонду, можливий метод впливу на поклад, можливі рівні видобутку нафти і газу, виділити фонд свердловин для першочергового буріння, намітити роботи з дослідного нагнітання агента впливу;

намітити кількість і місцеположення свердловин із числа свердловин основного фонду, які слід пробурити насамперед з метою отримання всіх необхідних для складання проекту промислової розробки даних;

визначити послідовність буріння і уведення в експлуатацію пробурених першочергово експлуатаційних свердловин і план проведення в них комплексу досліджень;

обґрунтувати планове завдання на складання проекту промислової розробки нафтового покладу із встановленням раціонального рівня видобутку нафти і техніко-економічних показників промислової розробки з визначенням меж похибки, можливої через недостатню точність вихідних даних, а також з видачею вихідних матеріалів для складання схеми будівництва нафтопроводів.

22. Технологічну схему промислової розробки складають спеціалізовані організації, установи, які мають фахівців відповідної кваліфікації, на замовлення користувача надрами. Основою для складання технологічної схеми є геологічна модель родовища (покладу) і затверджені розвідані запаси нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів.

23. Технологічна схема промислової розробки родовища (покладу, об’єкта розробки, самостійної площі розробки) підлягає розгляду і затвердженню центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі. Внесення доповнень до технологічної схеми промислової розробки родовища (покладу, об’єкта розробки) підлягає розгляду і затвердженню центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі. У разі якщо протягом двох місяців центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику у нафтогазовому комплексі, не розглянув запропоновані доповнення до технологічної схеми промислової розробки родовища, застосовується принцип мовчазної згоди.

24. В окремих випадках складають уточнені технологічні проектні документи, а саме у разі:

встановлення під час реалізації проекту відхилення фактичних обсягів річного видобутку вуглеводнів від проектних обсягів вище допустимого;

істотної зміни геологічної моделі родовища, що вимагає нової геолого-економічної оцінки запасів родовища із затвердженням її в установленому порядку;

встановлення промислової нафтогазоносності нових горизонтів (покладів) чи блоків на ділянці, на яку надано спеціальний дозвіл на користування надрами;

якщо проект промислової розробки реалізовано в повному обсязі, а залишкові запаси можуть бути вилучені із застосуванням різних методів підвищення коефіцієнта вилучення нафти, газу, конденсату.

25. Допустиме відхилення фактичного річного видобутку нафти і газу від проектного не повинно перевищувати 20 % для родовищ 1-5 груп та 50% для родовищ 6, 7 груп розподілу родовищ за величиною видобувних запасів вуглеводнів.

26. Технологічний проектний документ є основою для складання проекту облаштування, який передбачає влаштування об’єктів зі збору, очистки, транспортування і використання нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів.

27. Допускаються об'єднання проектів промислової розробки родовищ (покладів) і комплексний проект промислової розробки декількох родовищ з метою оптимізації систем збирання, підготовки та транспортування продукції із цих родовищ.

Основні положення комплексного проекту (схеми) промислової розробки закладають у комплексний проект облаштування групи родовищ.

28. На підставі технологічних документів складають технологічні режими роботи свердловин.

29. Проект дослідно-промислової розробки складається із чотирьох розділів:

Роздiл І "Вихідні геолого-промислові дані" має містити:

короткі відомості про геологічну вивченість і розвідку родовища, кількість пробурених опорних, параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин та їх характеристики;

стратиграфію із зазначенням продуктивних горизонтів;

тектонічну будову родовища;

результати випробувань та пробної експлуатації свердловин;

фізико-літологічну характеристику продуктивних горизонтів;

дані щодо повного складу нафти, газу і конденсату із зазначенням їх фракційного складу, вмісту сірки, парафіну, смол (в нафті), гелію, сірководню, вугільної кислоти, конденсату, а також в’язкості нафти в пластових умовах;

обґрунтування контактів нафта-вода, газ-вода, газ-нафта по покладах;

підрахунок попередньо розвіданих запасів нафти, газу, конденсату та супутніх компонентів;

гідрогеологічну характеристику і можливий режим покладів;

обґрунтування вихідних параметрів для проектування дослідно-промислової розробки (пористість, проникність, запаси нафти, газу, конденсату, можливих робочих дебітів свердловин тощо);

рекомендації щодо подальшої розвідки родовищ (покладів).

Роздiл ІІ "Обґрунтування системи розробки, обсягів нафти і газу, що будуть видобуті в період дослідно-промислової розробки, раціональне використання нафти, газу і конденсату, регулювання процесу розробки" має містити:

вибір системи розробки родовища (покладу);

вибір технологічного режиму роботи свердловин, спосіб експлуатації нафтових свердловин;

розрахунок різних варіантів на період дослідно-промислової розробки (видобуток нафти, газу і конденсату по роках, кількість експлуатаційних свердловин, робочих устьових тисків, дебітів, депресій тощо);

прогнозні розрахунки основних показників розробки на більш тривалий період для їх урахування при проектуванні облаштування промислу;

вибір місцеположення, порядку і послідовності буріння і введення в експлуатацію свердловин;

рекомендації щодо методу розкриття продуктивних горизонтів, інтенсифікації видобутку нафти і газу, методу впливу на поклад і першочергові роботи із закачування в пласт агента впливу, конструкцій і обладнання свердловин;

принципові положення щодо облаштування промислу, включно з спорудами зі збирання, очищення, транспорту нафти, газу і конденсату до споживача;

техніко-економічні розрахунки варіантів дослідно-промислової розробки і вибір раціонального варіанта.

Роздiл ІІІ "Програма і обсяг дослідних робіт" має містити програму і обсяг дослідних робіт, рекомендації з контролю за процесом дослідно-промислової розробки відповідно до вимог цих Правил та чинних нормативно-правових актів.

Роздiл IV "Оцінка впливу на навколишнє природне середовище" має включати загальні рекомендації з оцінки впливу на навколишнє природне середовище під час реалізації проекту дослідно-промислової розробки, охоплювати питання щодо охорони надр і довкілля під час буріння і експлуатації свердловин, техніки безпеки, промислово-санітарної та пожежної безпеки.

30. До проекту дослідно-промислової розробки додаються такі матеріали: