Про затвердження Правил розробки нафтових і газових родовищ

12. При експлуатації свердловини методом накопичення тиску допустимий дебіт вказується як усереднений за 10 діб. У такому випадку в технологічних режимах слід вказувати: усереднені добові дебіти, максимальний добовий дебіт (або максимальний дебіт за годину) при періодичних пусках свердловин, періодичність пусків свердловини або граничні тиски, за яких слід пускати свердловину в роботу і зупиняти.

13. Технологічні режими роботи свердловин затверджує користувач надр, виходячи із затверджених проєктних об’ємів видобутку, продуктивної характеристики свердловин, наявних геологічних і технологічних обмежень, режиму розробки, технічного стану.

Технологічні режими роботи свердловин встановлюються один раз на місяць для родовищ, які знаходяться в дослідно-промисловій розробці, або один раз на квартал - для родовищ, які знаходяться в промисловій розробці. У разі зміни технологічного режиму роботи протягом двох тижнів складаються додаткові та уточнені технологічні режими.

14. Дотримання встановлених режимів забезпечують майстер і начальник цеху (промислу) з видобування нафти і газу.

15. Контроль за виконанням установлених технологічних режимів роботи свердловин здійснюють користувач надрами та оператор (за наявності).

16. Для контролю за режимом роботи свердловин встановлюють контрольно-вимірювальну апаратуру і пристрої для відбору устьових проб продукції. Обв'язка свердловин повинна забезпечувати проведення комплексу досліджень: індивідуальне вимірювання дебіту нафти, газу і конденсату, виносу пластової, конденсаційної і технічної води (ехометрування, динамометрування, спуск глибинних приладів тощо).

17. Аналіз режимів роботи свердловин здійснює користувач надрами або оператор (за наявності) шляхом систематизації та узагальнення відповідних матеріалів. Результати аналізу режимів та заходи щодо їх підтримки відображаються у щорічних звітах.

18. У процесі експлуатації свердловин вони досліджуються (газогідродинамічними, геофізичними методами) та обстежуються з метою контролю за роботою обладнання і пласта, перевірки відповідності параметрів роботи свердловин встановленому технологічному режиму, контролю за технічним станом експлуатаційної колони і насосно-компресорних труб, отримання інформації, необхідної для оптимізації режимів роботи пласта та свердловинного обладнання.

19. Геофізичні дослідження нафтових і газових свердловин виконують з метою встановлення інтервалів припливу й поглинання, шляхів обводнення свердловин, технічного стану експлуатаційної колони і насосно-компресорних труб тощо.

20. Газогідродинамічні дослідження нафтових і газових свердловин виконують на усталених (побудова індикаторних кривих залежності дебіту від депресії на пласт) й неусталених режимах фільтрації (побудова кривої відновлення тиску).

Дослідження нафтових свердловин на неусталених режимах має відбуватись з реєстрацією вибійного тиску з використанням глибинного манометра.

У газових свердловинах, за умови відсутності рідини на вибої та пластової температури не більш ніж 323 К, тиск і температуру можна реєструвати на усті свердловин з подальшим перерахуванням на вибійні.

21. Під час проведення досліджень свердловин на усталених та неусталених режимах фільтрації вимірюють:

пластовий тиск і пластову температуру;

вибійний тиск і вибійну температуру;

трубний тиск і температуру;

затрубний тиск і температуру;

дебіти нафти, конденсату, газу, води;

вміст піску в продукції;

газовий фактор, конденсатний фактор;

статичний і динамічний рівні рідини у свердловині.

Дослідження на неусталених режимах фільтрації виконують такими методами:

відновлення тиску (рівня) (побудова кривих відновлення тиску);

гідропрослуховування (побудова залежності між зміною тиску у спостережній свердловині після зміни режиму і фільтраційними параметрами охоплених фільтрацією пластів після зміни режиму збуджувальної свердловини).

З метою отримання детальної інформації щодо характеристики продуктивних пластів проводять поінтервальні та спеціальні дослідження свердловин.

22. Під час обстеження свердловин і контролю за їх роботою:

перевіряється технічний стан свердловини і встановленого обладнання (герметичність цементного каменю, обсадної колони, насосно-компресорних труб, стан стовбура свердловини, наявність в ньому піску та сторонніх предметів, наявність та динаміка міжколонного тиску, робота насосів, робота встановлених на колоні насосно-компресорних труб глибинних клапанів й інших пристроїв);

перевіряється відповідність параметрів роботи встановленого обладнання видобувним можливостям свердловини і заданому технологічному режиму;

оцінюються надійність і працездатність вузлів обладнання, визначаються міжремонтний період роботи обладнання і свердловини, можливість роботи свердловини на поточному міжколонному тиску;

отримується інформація, необхідна для планування різного виду ремонтно-відновлювальних та інших робіт у свердловинах, а також для встановлення їх технологічної ефективності.

23. Види, обсяг і періодичність досліджень і вимірювань з метою контролю за роботою обладнання для всіх способів експлуатації свердловин встановлюються користувачем надр або оператором (за наявності) відповідно до проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовища (покладу).

24. Дослідження, пов’язані з контролем за роботою видобувних свердловин, мають здійснюватись з дотриманням правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості та вимог з охорони надр та навколишнього природного середовища.

25. Документами, що регламентують обсяги, методи, технологію досліджень, є чинні нормативно-технічні документи, пов’язані з технологічними, гідрогазодинамічними і лабораторними дослідженнями, спостереженнями, операціями.

26. Матеріали, отримані під час контролю за роботою обладнання для забезпечення встановлених технологічних режимів роботи свердловин, систематично аналізуються і використовуються користувачем надр або оператором (за наявності).

27. Усі первинні матеріали досліджень обов’язково зберігаються протягом усього періоду розробки родовища (експлуатаційного об’єкта).

28. Ремонт свердловин поділяють на капітальний і поточний:

до капітального ремонту належать роботи, пов'язані: зі зміною об'єкта експлуатації свердловин; із кріпленням сипких колекторів; відновленням герметичності обсадної колони і ліквідацією її деформації; з бурінням другого стовбура; з інтенсифікацією припливу вуглеводнів; з обмеженням припливу пластових, закачуваних вод; з ловильними та іншими роботами з підземним обладнанням; з консервацією, розконсервацією і ліквідацією свердловин;

до поточного ремонту належать роботи, пов'язані з переведенням свердловин з одного способу експлуатації на інший, із забезпеченням заданого технологічного режиму роботи підземного експлуатаційного обладнання, зміною режимів роботи й заміною цього обладнання, очищенням стовбура свердловини й насосно-компресорних труб від піску, парафіну і солей, плановою ревізією насосно-компресорних труб.

29. Під час ремонтних робіт у свердловинах не допускається застосування робочих рідин, що знижують продуктивні характеристики привибійної зони пласта.

Обладнання відповідного устя і стовбура свердловини, густина робочих рідин повинні забезпечувати виконання вимог протифонтанної безпеки.

30. Під час підземних ремонтів, пов'язаних з повним підйомом труб, за необхідності проводять роботи з обстеження чистоти вибою і перевірки стану цементного каменю за колоною (наприклад, геофізичними методами).

Ремонт свердловин потрібно проводити із суворим дотриманням чинних правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості, вимог охорони навколишнього природного середовища, а також діючих нормативно-технічних документів з експлуатації обладнання і проведення технологічних процесів.

31. Інформацію щодо проведених ремонтних робіт, їх змісту, міжремонтного періоду роботи устаткування свердловини, техніко-економічної ефективності користувач надр зберігає протягом усього періоду розробки родовища.

32. При капітальному ремонті свердловин із застосуванням бурового обладнання необхідно керуватися вимогами чинних правил безпеки.

33. Утримання фонду свердловин і зміна їх призначення здійснюються з урахуванням такого.

34. Технічний стан свердловин і встановленого на них обладнання має забезпечувати:

експлуатацію свердловин відповідно до затверджених технологічних режимів їх роботи;

зміну і контроль технологічних режимів за результатами вимірювання устьових, затрубних і міжколонних тисків, дебітів рідини, газу свердловин, газових факторів, обводненості продукції, робочого тиску і витрат газу при газліфтній експлуатації свердловин, подачі насосів при механізованій експлуатації, відборів устьових проб тощо;

промислово-гідрогазодинамічні та промислово-геофізичні дослідження свердловин з метою контролю процесів розробки, стану підземного обладнання і присвердловинних зон пластів;

вживання заходів з метою запобігання ускладненням під час експлуатації свердловин.

35. Користувач надрами є відповідальним за весь фонд свердловин родовища, у тому числі за ліквідовані та законсервовані свердловини.

У разі якщо користувач надрами не прийняв від попереднього на свій баланс ліквідовані та законсервовані свердловини та об'єкти облаштування і не використовує їх, є відповідальною за їх технічний стан установа або підприємство, на балансі якої (якого) знаходяться ці свердловини.

36. У свердловинах із значним виносом піску проводиться кріплення привибійної зони. Методи кріплення (установка фільтрів, цементування, обробка смолами, полімерами тощо) вибираються залежно від конкретних умов.

37. Переведення свердловин на інші об’єкти розробки здійснюють відповідно до діючих нормативно-технічних документів і проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовища.

38. Приєднання нових об’єктів для одночасно-роздільної експлуатації з раніше розроблюваними в цій свердловині об’єктами проводиться згідно з технологічним проєктним документом.

39. Усі пробурені на території України свердловини (параметричні, пошукові, розвідувальні, експлуатаційні, спеціальні тощо), що виконали своє призначення та подальше використання яких є недоцільним або неможливим, ліквідують відповідно до діючих нормативно-технічних документів.

40. Консервації підлягають параметричні, пошукові, розвідувальні експлуатаційні, видобувні і нагнітальні свердловини (у тому числі свердловини для підземних сховищ газу) як на суходолі, так і на континентальному шельфі та у межах виключної морської (економічної) зони, які після випробування і освоєння дали промислові припливи нафти або газу, але після освоєння не можуть бути введені в експлуатацію, а також діючі свердловини у разі необхідності призупинення їх експлуатації.

41. Порядок консервації свердловин, терміни, на які вони консервуються, вимоги щодо оформлення матеріалів на консервацію свердловин і утримання законсервованих свердловин регламентуються чинним законодавством і нормативно-правовими актами, що стосуються користування надрами.

Консервація параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин, що дали промислові припливи нафти і газу, але містять у своїй продукції агресивні компоненти (сірководень, вуглекислий газ тощо), проводиться користувачем надрами за інформуванням Держпраці.

42. Консервацію спеціальних свердловин, а також свердловин, пробурених для створення підземних сховищ нафти, нафтопродуктів в соляних утвореннях, у штучних порожнинах, здійснюють на основі діючих нормативно-технічних документів.

43. Під час буріння та експлуатації нафтових і газових свердловин консервації можуть підлягати свердловини на родовищах, щодо яких припинені дії дозвільних документів (спеціальних дозволів на користування надрами тощо).

Свердловину вважають законсервованою, якщо на ній виконано відповідні роботи, які передбачено планом консервації, і оформлено відповідний акт консервації свердловини, який погоджено Держпраці.

44. Роботи з консервації, утримання законсервованих свердловин і їх збереження на весь період консервації здійснює установа, на балансі якої знаходяться законсервовані свердловини.

45. Розконсервовуються свердловини, які після закінчення строку консервації придатні для використання їх для розробки родовищ нафти і газу або створення підземних сховищ газу.

46. Розконсервацію свердловин потрібно здійснювати відповідно до планів розконсерваційних робіт, які складає користувач надрами, оператор (за наявності) або установи, на балансі яких знаходяться законсервовані свердловини.

47. Свердловини, що вводять в експлуатацію після розконсервації, мають бути обладнані відповідно до вимог, які ставляться до експлуатаційних і нагнітальних свердловин.

48. Свердловини, які після розконсервації виявились непридатними для використання за прямим призначенням, ліквідовують в установленому порядку.

49. Користувач надрами зобов’язаний ліквідувати свердловину, якщо вона виконала своє призначення та її подальше використання за прямим призначенням чи для інших господарських потреб є недоцільним або неможливим з геологічних, технічних, економічних, екологічних або інших причин.

50. У разі повної або часткової ліквідації свердловини її необхідно привести у стан, який гарантує безпеку людей, майна та охорону навколишнього природного середовища.

51. У випадку ліквідації свердловини з технічних причин, коли в непорушеній частині стовбура свердловини (вище місця аварії) є продуктивні горизонти промислового значення, ліквідовується в установленому порядку тільки аварійна частина стовбура.

52. Прийняття рішення щодо ліквідації свердловин, оформлення необхідних документів на ліквідацію свердловин і проведення ліквідації та списання витрат на їх влаштування здійснює користувач надрами відповідно до чинних нормативно-технічних документів.

53. Ліквідацію свердловин слід здійснювати відповідно до плану проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт у свердловині, складеному користувачем надрами.

54. Устя і стовбур ліквідованих свердловин обладнують згідно із типовим проєктом проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт, розробленим користувачем надрами.

На ліквідовані свердловини складають акт фактичного виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт, який користувач надрами постійно зберігає разом з іншою технічною документацією про свердловину.

55. Контроль за подальшим станом ліквідованих свердловин здійснює суб’єкт господарювання (користувач надрами), на балансі якого вони числяться.

56. Свердловини, що вводяться в експлуатацію після відновлення, мають бути обладнані устьовим і внутрішньосвердловинним обладнанням згідно з вимогами цих Правил.

57. Експлуатація відновленої свердловини не повинна призводити до погіршення технологічних показників, передбачених проєктом (технологічною схемою) промислової розробки родовища (покладу).

58. Ліквідовані свердловини відновлюють за індивідуальними планами робіт, що складають користувач надрами і оператор (за наявності). Проведення цих робіт узгоджується з установою, яка склала проєкт (технологічну схему) промислової розробки родовища (покладу), та територіальним органом Держпраці.

1. Облік видобування нафти, газу і конденсату на нафтогазопромислах здійснюють відповідно до чинних нормативно-технічних документів.

2. Оперативний облік видобутої нафти із свердловин здійснюють на основі даних інструментального вимірювання дебіту свердловини індивідуальними дебітомірами або на групових вимірювальних установках за допомогою витратомірів та інших вимірювальних пристроїв з урахуванням відпрацьованого свердловинами часу і процентного вмісту води.

3. Оперативний облік вільного газу, конденсату, води, видобутих із свердловин, здійснюють на основі інструментальних вимірювань дебітів газу, конденсату, води по кожній свердловині на групових або централізованих пунктах збору продукції.

4. Оперативний облік видобутих нафти, конденсату, вільного та попутного газу та води ведуть індивідуально для кожної свердловини.

Під час одночасно-роздільної експлуатації двох пластів однією свердловиною оперативний облік ведуть диференційовано для кожного з пластів.

5. Обсяг видобутих нафти, газу і конденсату визначають як суму видобутих нафти, газу і конденсату із працюючих свердловин на підставі даних вимірювань на вузлах обліку.

6. Обсяги газу рециркуляції під час сайклінг-процесу обліковують окремо від обсягів газу, поданих в газотранспортну мережу.

7. Облік видобутих нафти, газу, конденсату здійснюють за показниками приладів промислових вузлів обліку.

8. Облік нафти, газу, контроль за кількістю конденсату і води у кожній свердловині групового пункту повинні супроводжуватись відповідним записом у вахтовому журналі. Періодичність і тривалість вимірювань встановлюють в технологічних проєктних документах залежно від режиму роботи свердловин і покладів.

9. Попутний нафтовий газ, вилучений із надр і відділений від нафти, підлягає збору, обліку і раціональному використанню.

10. Оперативний облік видобутку попутного нафтового газу здійснюють на основі обліку видобутої нафти і суми вимірювань газу на газових лініях усіх ступенів сепарації з урахуванням обсягу газу, який залишається в нафті після останнього ступеня сепарації. Вимірювання газових факторів свердловин здійснюють за графіком, складеним відповідно до комплексу промислових гідрогазодинамічних досліджень, затвердженого користувачем надрами або оператором (за наявності).

11. У разі вмісту в нафтовому (попутному) і вільному газі супутніх корисних компонентів (етану, пропану, бутану, сірководню, гелію), запаси яких затверджені в установленому порядку, їх видобування і використання обліковують за компонентами відповідно до діючих нормативно-технічних документів.

12. Супутні пластові води, видобуті з вуглеводнями, обліковуються і повертаються відповідно до вимог законодавства.

13. Розрахунок нормативних втрат і виробничо-технологічних витрат нафти, природного газу та газового конденсату під час їх видобування, підготовки до транспортування та транспортування і їх облік здійснюють згідно з діючими нормативно-технічними документами.

1. Документацію, яка стосується оперативного і перспективного планування й обліку роботи під час розробки родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин, веде користувач надрами або оператор (за наявності).

2. Основними документами оперативного планування під час розробки родовищ нафти і газу є:

місячні плани видобутку підрозділами (цехами) газу, нафти і газового конденсату та виробництва продукції з них;

план-графік дослідження свердловин;

технологічний режим роботи свердловин.

3. Місячний план видобутку нафти, газу, конденсату встановлюють на основі технологічного режиму експлуатації свердловин, планів-графіків уведення свердловин в експлуатацію після буріння та освоєння, без дії та простоювання.

4. План капітального, підземного і наземного ремонту свердловин, графік руху верстатів формуються на основі даних щодо змін в роботі свердловин, норм періодичності ревізії підземного обладнання і затверджуються користувачем надрами або оператором (за наявності).

5. Плани-графіки досліджень свердловин, проведення робіт з інтенсифікації формуються відповідно до рекомендацій проєкту (технологічної схеми) промислової розробки родовища (покладу) і затверджуються користувачем надрами або оператором (за наявності).

6. Основними документами оперативного обліку під час розробки родовищ нафти і газу є:

добовий рапорт або технологічний журнал контролю за режимом роботи свердловин, в яких щоденно відображаються робота кожної свердловини, тривалість і причини простою свердловини, добовий видобуток нафти, газу, конденсату, води, нагнітання агентів впливу і які зберігаються протягом одного року;

вимірювальний журнал, в якому записуються результати вимірювань дебітів рідини, газу кожної свердловини, нагнітання агентів впливу, параметри роботи свердловини: устьовий, трубний, затрубний тиски, параметри роботи наземного обладнання і який зберігається протягом трьох років;

вахтовий журнал бригад підземного і капітального ремонту, в якому детально записуються роботи, виконані бригадою за зміну (вахту);

місячний звіт про роботу свердловин, в якому наводяться показники роботи кожної свердловини і фактичний видобуток рідини, нафти, газу, конденсату, нагнітання агентів впливу, дні (години) роботи, тривалість і причини простою;

місячний звіт про дослідження свердловин, в якому наводиться фактична кількість інструментальних досліджень за видами в порівнянні з місячним планом досліджень;

для кожної свердловини ведеться книга документації (паспорт), куди заносяться щомісячні фактичні показники її роботи, записи щодо проведення підземного та капітального ремонту, а також інших робіт, передбачених геолого-технічними заходами.

7. Аналізи поверхневих і глибинних проб вуглеводнів, дослідження газоконденсатних систем та попутної пластової води проводять на замовлення користувача надрами спеціалізовані організації, установи та оформлюють результати у вигляді звітів (текстової частини, таблиць, рисунків) встановленої форми відповідно до вимог діючих нормативно-технічних документів.

8. У вимірювальний журнал роботи поглинальної, спеціальної свердловини, в якому обліковується утилізація попутних пластових вод, записуються технологічні параметри роботи свердловини й обсяг закачуваної води за добу, тиск нагнітання, параметри роботи наземного обладнання.

9. На кожну свердловину, що знаходиться у фонді нафтогазовидобувного підприємства, заводять справу, у якій зібрано всі документи щодо проведення різних робіт в ній під час буріння і наступного її використання.

10. Для кожного родовища (покладу) рекомендується щорічно розробляти узагальнюючу документацію:

карти поточних і сумарних відборів флюїду з нанесенням початкового і поточного контурів нафтогазоносності;

карти приведених і дійсних ізобар;

детальні геологічні профілі з нанесеними зонами витіснення основного флюїду контурними водами чи агентом впливу;

структурні карти, карти ефективних нафтогазонасичених товщин, пористості й проникності (під час розбурювання родовища).

11. Документація, що ведеться користувачем надрами або оператором (за наявності), має відповідати діючим нормативно-технічним документам.

12. Документація, отримана під час промислової розробки родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин, надається спеціалізованим організаціям, установам, які виконують авторський нагляд за розробкою цих родовищ.

13. Ведення первинної документації забезпечують користувач надрами та оператор (за наявності).

1. Охорону навколишнього природного середовища під час пробної експлуатації свердловин, дослідно-промислової і промислової розробки родовищ нафти і газу повинен здійснювати користувач надрами відповідно до Кодексу України про надра, Законів України "Про нафту і газ", "Про охорону навколишнього природного середовища", а також цих Правил.

2. Процес розробки родовища (експлуатаційного об’єкта) має повністю забезпечувати безпеку життя та здоров’я працівників підприємств та населення, які проживають в зоні впливу робіт з розробки, відповідно до Закону України "Про охорону праці" та діючих нормативно-технічних документів щодо безпеки робіт в нафтогазовій галузі.

3. Охорону навколишнього природного середовища та надр необхідно здійснювати під час усіх етапів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ, промислової розробки родовищ та під час виведення їх з розробки.

4. Охорона навколишнього природного середовища та надр під час пробної експлуатації свердловин, дослідно-промислової та промислової розробки родовищ нафти і газу передбачає вживання комплексу організаційних і геолого-технічних заходів, спрямованих на:

комплексне геологічне вивчення надр, будови родовищ, отримання необхідних даних для ГЕО-1 запасів вуглеводнів (нафти, газу, конденсату і наявних у них цінних компонентів), складання проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів);

запобігання втратам нафти, газу і конденсату в надрах внаслідок низької якості проводки свердловин, порушенню запроєктованої технології розробки покладів нафти і газу, експлуатації свердловин, які призводять до передчасного обводнення пластів, їх дегазації, випадіння конденсату, перетоків флюїдів (нафти, газу і води) між продуктивними і сусідніми (верхніми і нижніми) горизонтами, руйнування пластів нафтогазонасичених порід, обсадних колон і цементного каменю за ними тощо;

запобігання передчасному виснаженню родовищ (покладів) під час дослідно-промислової і промислової розробок;

зведення до мінімуму випуску газу при пробній експлуатації, освоєнні свердловин та їх продувках;

недопущення шкідливого впливу розробки родовища (покладу) на населення, навколишнє природне середовище, сусідні ділянки надр, а також існуючі будівлі та споруди.

5. Охорону навколишнього природного середовища та надр під час пошуків, розвідки й розробки родовищ нафти і газу забезпечують користувач надрами, підприємства та установи, які здійснюють пошуки, розвідку, розбурювання і розробку родовищ нафти і газу.

6. Особи, які допустили порушення встановлених норм з охорони навколишнього природного середовища та надр під час геологорозвідувальних робіт та промислової розробки родовищ нафти і газу, є відповідальними згідно з чинним законодавством України.

7. Під час буріння свердловин на родовищах нафти і газу заходи з охорони надр спрямовуються на забезпечення:

запобігання відкритому фонтануванню, грифоноутворенню, поглинанню промивальної рідини, обвалам стінок свердловин і міжпластових перетоків флюїдів (нафти, газу і води) під час буріння свердловин;

розкриття продуктивних горизонтів, випробування, пробної експлуатації і подальшої експлуатації свердловин;

надійної ізоляції в пробурених свердловинах усіх нафто-, газо- і водоносних пластів в усьому розкритому розрізі;

необхідної герметичності всіх обсадних колон труб, спущених у свердловину, їх якісного цементування;

запобігання погіршенню колекторських властивостей продуктивних пластів, збереження їх природного стану під час розкриття в процесі буріння, кріплення, перфорації та освоєння свердловин.

8. Пласти з ознаками нафтогазоносності, виявлені під час буріння свердловин за даними відібраного керна, каротажу і безпосередніх нафтогазопроявів і рекомендовані для визначення продуктивності, повинні бути випробувані з метою визначення можливості отримання промислових припливів нафти і газу.

9. У разі одержання під час випробування за результатами геофізичних досліджень свердловин припливів води з нафтогазоперспективних пластів необхідно провести дослідження з уточнення джерела її надходження і за необхідності виконати ремонтно-ізоляційні роботи з повторним випробуванням цього об’єкта.

10. Розкриття продуктивних пластів у процесі буріння необхідно проводити за наявності встановленого на усті свердловини противикидного обладнання. Густина промивальної рідини для розкриття продуктивних пластів встановлюється згідно з робочим проєктом на влаштування свердловини.

11. Противикидне обладнання та його обв’язку потрібно монтувати згідно з типовою схемою для кожного району бурових робіт.

Обв’язка превенторів має забезпечувати можливість промивання свердловини з протитиском на пласти. Перед установленням противикидне обладнання повинно бути випробувано на пробний тиск, який вказано в технічному паспорті. Превентор після встановлення його на усті свердловини опресовують разом з обсадною колоною на тиск, величина якого визначається максимальним тиском, очікуваним на усті свердловини на випадок ліквідації відкритого фонтанування.

12. На багатопластових родовищах нафти і газу розбурювання здійснюється за умов забезпечення всіх обґрунтованих заходів із запобігання шкоді іншим продуктивним горизонтам.

Під час розбурювання нижніх пластів мають бути передбачені всі обґрунтовані технічні заходи, що гарантують успішну проводку свердловини через верхні продуктивні пласти, запобігаючи нафтовим і газовим викидам, відкритому фонтануванню, а також погіршенню природної проникності верхніх пластів внаслідок дії на них промивальної рідини.

13. У свердловинах, буріння яких здійснюється на нижчезалягаючі пласти, треба вжити заходів щодо запобігання проникненню (поглинанню) промивальної рідини у верхні пласти, які розробляються. В окремих випадках експлуатацію видобувних свердловин, найближчих до тих, що буряться, потрібно зупинити до закінчення буріння або спуску проміжної обсадної колони, яка перекриває експлуатаційний об’єкт.

14. Вторинне розкриття продуктивних пластів проводиться на спеціальних промивальних рідинах, які забезпечують збереження природної проникності.

15. Для запобігання забрудненню (зниженню проникності) привибійної зони пласта внаслідок тривалої дії промивальної рідини після закінчення буріння свердловини і перфорації експлуатаційної колони треба вжити заходів з негайного освоєння свердловини.

Якщо освоєні розвідувальні та експлуатаційні свердловини не можна ввести в експлуатацію за відсутності облаштування на родовищі, їх тимчасово консервують згідно з діючими нормативно-технічними документами.

16. У параметричних, пошукових і розвідувальних свердловинах, обсаджених експлуатаційною колоною, послідовне випробування продуктивних пластів здійснюється роздільно - "знизу–вверх". Після закінчення випробування чергового пласта, крім верхнього, проводиться його ізоляція встановленням цементного моста (або за допомогою інших технічних засобів) з наступною перевіркою його місця розташування і герметичності шляхом опресування і простеження за динамічним рівнем.

Якщо під час випробування пласта припливу нафти, газу або пластової води не отримано (об’єкт дослідження "сухий"), ізольовувати випробуваний інтервал не обов’язково.

17. У глибоких параметричних, пошукових і розвідувальних свердловинах за умов, коли немає гарантії отримання промислової продукції з верхніх об’єктів або встановлено, що вони незначні за запасами і можуть бути реалізовані в майбутньому як об’єкти повернення, допускається припинення подальшого випробування на об’єкті, що дав промисловий приплив вуглеводнів.

18. У свердловинах, що не проведені до проєктної глибини і у яких зупинено буріння з технічних причин (внаслідок аварій або низької якості проводки), у розкритому розрізі яких встановлено наявність нафтогазоводоносних пластів, необхідно провести ізоляційні роботи з метою запобігання міжпластовим перетокам нафти, газу і води та здійснити подальшу їх ліквідацію відповідно до чинних нормативно-правових актів.

Свердловини, в яких не виявлені об’єкти для випробування, підлягають ліквідації або використовуються для повернення супутньо-пластових вод та захоронення стічних вод.

Фізичну (фактичну) ліквідацію параметричних, пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин здійснюють лише після розгляду у встановленому порядку всіх матеріалів з ліквідації свердловин за планом, погодженим з Держпраці.

19. У процесі буріння, випробування і пробної експлуатації параметричних, пошукових, і розвідувальних свердловин, освоєння експлуатаційних і нагнітальних свердловин необхідно виконувати комплекс геофізичних, гідрогазодинамічних й інших досліджень відповідно до проєктів параметричного, пошукового і розвідувального буріння, планів пробної експлуатації, затверджених проєктів ДПР, проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів) і робочих проєктів на влаштування свердловин.

20. Проєктування, розміщення і влаштування параметричних, пошукових, розвідувальних та експлуатаційних газових свердловин та експлуатаційних споруд повинно здійснюватись на відстані встановленої чинним законодавством санітарно-захисної зони: з використанням дизельних двигунів - не менше 500 м, з використанням електроприводів та газових свердловин, що вводяться в експлуатацію з підключенням до газопроводу, - не менше 300 м від житлових будинків та громадських споруд населених пунктів за умов виконання усіх екологічних вимог чинного законодавства.

21. Питання одночасної (роздільної) розробки нафтової і газової частин нафтоносного пласта з газовою шапкою й газоносного пласта з нафтовою облямівкою вирішується технологічним проєктним документом, затвердженим у встановленому порядку.

22. Пропозиції з удосконалення системи розробки, які вносяться під час авторського нагляду за розробкою родовища і призводять до зміни прийнятих проєктних показників (кількості видобувних і нагнітальних свердловин, обсягів видобування нафти, газу, конденсату і нагнітання агентів впливу), можуть впроваджуватись на період до одного року до складання уточненого проєкту промислової розробки родовища (покладу).

23. Розробку родовищ нафти і газу загалом і кожного їх окремого пласта або покладу потрібно здійснювати згідно з чинним проєктом (технологічною схемою). Для запобігання втратам вуглеводнів (нафти, газу і конденсату) під час розробки родовищ у проєкті (технологічній схемі) повинно бути передбачено впровадження передових технологій і техніки, які забезпечать оптимальне вилучення вуглеводнів із пластів (покладів).

24. Промислова розробка нафтових і газонафтових (нафтогазових) родовищ допускається лише за умови, якщо газ, що видобувається разом з нафтою (розчинений), використовується (реалізовується) споживачем або з метою тимчасового зберігання закачується в спеціальні підземні сховища і нафтові пласти родовищ, якщо це передбачено проєктом (технологічною схемою), крім випадків, коли незначний вміст розчиненого в нафті газу не дозволяє технологічно його вилучити з технологічної або економічної точки зору.

25. Під час промислової розробки родовищ нафти і газу забезпечуються збір і використання видобутих вуглеводнів (нафти, газу і конденсату), пластових вод і супутніх корисних компонентів, які мають промислове значення, в обсягах, передбачених в затверджених проєктах (технологічних схемах) промислової розробки родовища (покладу).

26. Експлуатацію видобувних і нагнітальних свердловин слід здійснювати відповідно до технологічних режимів.

Обсяги видобутку нафти, газу і конденсату, нагнітання води (газу) й депресії (репресії) на пласт повинні встановлюватись з урахуванням умов, які забезпечуватимуть раціональну розробку покладів і безаварійну експлуатацію свердловин: недопущення утворення водяних або газових конусів, прориву пластової води у пласти, руйнування пластів порід-колекторів і утворення піщаних пробок, передчасного прориву закачуваних агентів впливу до вибоїв видобувних свердловин, непередбаченого розгазування покладів і росту газових факторів, руйнування експлуатаційних колон тощо.

27. Експлуатація видобувних і нагнітальних свердловин з порушенням герметичності обсадних труб, експлуатаційної колони, відсутністю цементного каменю за колоною, пропусками фланцевих з’єднань, з іншими дефектами не допускається. У виняткових випадках експлуатація видобувних свердловин з міжколонним тиском допускається відповідно до діючих нормативно-технічних документів.

28. На родовищах (покладах) нафти і газу, що розробляються, треба проводити обов’язковий комплекс досліджень і систематичних вимірювань для контролю за розробкою відповідно до затвердженого проєкту (технологічної схеми) промислової розробки родовищ (покладів).

Цей комплекс повинен включати також дослідження з виявлення свердловин - джерел підземних витоків, міжпластових перетоків. Види, обсяги і періодичність досліджень і вимірювань передбачаються у проєкті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу).

29. Якщо під час розробки родовища у свердловині з'явились підземні витікання або інтенсивні міжпластові перетоки нафти, газу, води, користувач надрами зобов’язаний встановити і ліквідувати причину виявленого руху флюїдів.

Якщо неможливо усунути значні підземні витікання і міжпластові перетоки флюїдів, свердловину необхідно ліквідувати з додержанням умов ізоляції нафтогазоносних горизонтів з урахуванням вимог законодавства.

30. Освоєння й експлуатацію видобувних і нагнітальних свердловин слід проводити при відповідному обладнанні устя свердловини, яке має бути герметичним, запобігати можливості викиду і відкритого фонтанування нафти і газу, втратам і розливам (просочуванням) закачуваних агентів впливу.

31. У разі утворення скупчень або покладів газу техногенного характеру у верхніх пластах у процесі розробки родовища внаслідок витікання і міжпластових перетоків газу необхідно виявити джерела живлення таких скупчень і вжити заходів з локалізації й запобігання подальшого накопичення газу в них.

Для ліквідації скупчень газу техногенного характеру під час розробки необхідно здійснити дегазацію за допомогою контрольно-дренажних дегазаційних свердловин випуском газу до повного виснаження цих скупчень.

Дегазацію покладу здійснюють на основі рекомендацій спеціалізованих установ та погоджують з Держпраці.

За наявності значних запасів газу техногенного характеру може бути складений окремий проєкт розробки таких техногенних покладів.

32. Для ліквідації міжпластових перетоків газу (нафти) у заколонному просторі в діючих видобувних свердловинах, а також для зменшення нафтогазопроявів у аварійних свердловинах можуть бути закладені розвантажувальні експлуатаційні свердловини. Основне їх завдання - тимчасове створення максимально допустимих депресій на пласт, що дегазується несправною експлуатаційною або аварійною свердловиною. Після того, як розвантажувальна свердловина виконала своє призначення, вона може бути переведена з форсованого режиму експлуатації на оптимальний або законсервована (ліквідована) за рішенням користувача надрами або оператора (за наявності).

33. За появи у процесі експлуатації в продукції нафтогазовидобувних свердловин води, крім контролю за обводненістю продукції, необхідно проводити спеціальні геофізичні, гідродинамічні дослідження з метою визначення місця припливу води в свердловину, джерела обводнення і глибини його залягання.

У свердловинах з виявленим обводненням сторонньою водою потрібно проводити ремонтно-ізоляційні роботи з обмеження (ліквідації) водоприпливу, а за необхідності - подальшу ліквідацію свердловини.

34. Під час проведення у видобувних і нагнітальних свердловинах нових заходів із підвищення продуктивності (приймальності) пластів впливом на них у присвердловинній зоні має бути забезпечено збереження експлуатаційної колони обсадних труб і цементного кільця вище і нижче продуктивного горизонту.

35. Впровадження заходів з інтенсифікації у технічно несправних свердловинах (з негерметичністю експлуатаційної колони, порушенням цементного кільця за колоною, з міжпластовими перетоками за колоною) допускається у виняткових випадках відповідно до діючих нормативно-технічних документів.

36. У свердловинах, в яких непроникний прошарок (перемичка) між нафтоносним і газоносним, нафтоносним і водоносним, газоносним і водоносним пластами невеликий, заходи з інтенсифікації припливу нафти або газу вживаються за умов створення допустимого перепаду тиску на перемичку.

37. Якщо до обробки присвердловинної зони пласта не спостерігались руйнування пласта і винесення породи, а після обробки почалось інтенсивне винесення породи зі свердловини, необхідно обмежити відбір нафти (рідини) або газу із свердловини і вжити заходів щодо його ліквідації.

38. Практичному здійсненню методів інтенсифікації видобування нафти, газу на кожному новому родовищі мають передувати експериментальні дослідження, які проводять з метою обґрунтування (отримання) основних параметрів процесу інтенсифікації, додержання яких забезпечує збереження колони обсадних труб і цементного кільця за колоною, а також не призводить до руйнування пласта колектора у привибійній зоні.

39. Припинення експлуатації видобувної свердловини визначається межею рентабельності експлуатації свердловини.

40. У разі коли припинення експлуатації нерентабельної свердловини може призвести до погіршення екологічного стану (забруднення водоносних горизонтів мінеральних вод і загазованості території), продовження експлуатації таких свердловин повинне вирішуватись окремо за інформуванням Держпраці.

41. Охорона навколишнього природного середовища під час проведення пошуково-розвідувальних робіт, влаштування свердловин, облаштування і розробки родовищ нафти і газу здійснюється відповідно до Законів України "Про охорону навколишнього природного середовища", "Про охорону атмосферного повітря", Водного кодексу України, Земельного кодексу України, Кодексу України про надра, Лісового кодексу України, законодавства про охорону і використання рослинного і тваринного світу та інших нормативно-правових актів, які стосуються охорони навколишнього природного середовища, чинних будівельних, санітарних, протипожежних норм і правил.

42. Охорона навколишнього природного середовища має передбачати комплекс організаційних і техніко-технологічних заходів, спрямованих на забезпечення безпеки населених пунктів, раціональне використання земель, вод, надр, запобігання забрудненню поверхневих і підземних вод, атмосферного повітря, збереження лісових масивів, заказників, охоронних зон.

43. Повернення супутньо-пластових вод, захоронення стічних вод у надра здійснюються відповідно до вимог чинного законодавства, згідно із діючими нормативно-технічними документами.

Дозволяється здійснювати повернення супутньо-пластових вод в межах іншої нафтогазоносної ділянки надр, яка облаштована поглинальною свердловиною за умови приведення супутньо-пластових вод до показників, визначених в проєктних документах ділянки нафтогазоносних надр, де буде здійснюватись таке повернення вод.

Порядок повернення супутньо-пластових вод в межах іншої ділянки надр встановлюється на підставі угоди з власником спеціального дозволу на користування надрами, де буде здійснюватись таке повернення вод.

Повернення супутньо-пластових вод нафтогазових родовищ до підземних горизонтів здійснюється за технологічними проєктами, з урахуванням вимог статті 75 Водного кодексу України.

44. Оцінку впливу на навколишнє природне середовище господарської діяльності підприємств і організацій під час регіонального, пошукового та розвідувального етапів геологорозвідувальних робіт, розбурювання і промислової розробки родовищ нафти і газу здійснюють згідно із Законом України "Про оцінку впливу на довкілля".

45. Охорона навколишнього природного середовища під час буріння свердловин на родовищах нафти і газу має здійснюватися з урахуванням вимог законодавства та спеціально розроблених галузевих норм, затверджених у встановленому законодавством порядку, що регламентують природоохоронні заходи під час влаштування свердловин на нафту і газ на всіх етапах циклу влаштування свердловини: підготовка майданчика; монтаж бурової установки; буріння свердловини; освоєння свердловини; демонтаж бурової установки.

46. Заходи з охорони навколишнього природного середовища під час буріння параметричних, пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин мають бути спрямовані на запобігання забрудненню всіх складових навколишнього природного середовища (ґрунтів, поверхневих і підземних вод, атмосферного повітря) промивальними рідинами і хімічними реагентами, продуктами освоєння свердловин (нафтою, газом, газовим конденсатом і пластовою водою), вибуреною породою (шламом) і стічними водами, паливно-мастильними матеріалами (дизельним пальним і мастилами), продуктами згорання палива та природного газу під час випробування свердловини на приплив (спалювання газу на факелі) та іншими забруднювальними речовинами.

47. Заходи з охорони навколишнього природного середовища під час буріння мають включати:

вирівнювання та обвалування бурових майданчиків, ємностей з нафтопродуктами і хімічними реагентами;

планування бурового майданчика з відведенням поверхневого стоку в бік шламових амбарів;

застосування розбірних металевих ємностей або спеціально обладнаних земляних амбарів з обов’язковою гідроізоляцією їх стінок і днища для зберігання промивальної рідини і вибуреної породи (шламу);

багаторазове використання промивальної рідини;

нейтралізацію та захоронення відпрацьованих бурових стічних вод, промивальних рідин та бурового шламу на території бурового майданчика у шламових амбарах за умови надійної гідроізоляції амбарів та III або IV класу небезпеки відходів, що захороняються. В іншому випадку зазначені відходи мають бути зібрані та вивезені на утилізацію або остаточне розміщення підприємствами, що мають відповідні ліцензії на цей вид діяльності;

під час розкриття водоносних горизонтів прісних вод використання бурових розчинів, які не містять хімічних реагентів І та ІІ класу небезпеки відповідно до чинного законодавства;

збір, очищення і/або повторне використання бурових стічних вод та їх утилізацію після закінчення влаштування свердловини, де це є можливим;

знімання та роздільне складування родючого та мінерального ґрунтів у буртах на території бурового майданчика для потреб подальшої рекультивації;

раціональне використання і обов’язкову рекультивацію землі після ліквідації свердловини;

створення мережі контрольних пунктів для спостереження за складом поверхневих і підземних вод, приземного шару атмосфери, а також, за необхідності, ґрунтів у межах санітарно-захисних зон свердловин, що створюються.

48. Під час буріння свердловин на родовищах нафти і газу, на території яких є зони санітарної охорони, заповідники, а також розташованих в акваторіях морів, слід застосовувати безамбарний спосіб циркуляції, очищення і зберігання промивальної рідини.

49. Під час буріння розвідувальних і експлуатаційних свердловин в акваторіях морів заходи з охорони морського середовища і атмосферного повітря мають включати спеціальні технології і обладнання для збору, очищення і утилізації промивальної рідини і вибуреної породи (шламу), бурових стічних вод і продуктів, що утворюються під час випробування і пробної експлуатації свердловин, вихлопних газів від двигунів внутрішнього згорання, сміття морських платформ.

50. Для запобігання забрудненню морського середовища під час буріння свердловин в акваторіях морів їх конструкція має передбачати перекриття всієї товщі води водоізолюючою колоною.

Вибурена порода (шлам), відпрацьована промивальна рідина, сміття морських платформ повинні вивозитись суднами на берег і захоронятись у спеціальних шламонакопичувачах та сміттєзвалищах, а бурові стічні води - закачуватись у підземні горизонти через поглинальні свердловини.

51. Для запобігання забрудненню підземних горизонтів питної води під час буріння параметричних, пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин водоносний горизонт має розкриватись на спеціальних розчинах, які не містять хімічних реагентів І та ІІ класів небезпеки, з наступним перекриттям його кондуктором.

52. Охорона навколишнього природного середовища має здійснюватись на всіх етапах геологорозвідувальних робіт на нафту і газ включно з пробною експлуатацією свердловин, дослідно-промисловою розробкою та під час промислової розробки родовищ (покладів).

53. У проєктах на облаштування родовищ нафти і газу передбачають розроблення розділу з оцінки впливу на навколишнє середовище, в якому визначені заходи з охорони навколишнього природного середовища.

54. Заходи з охорони навколишнього природного середовища під час експлуатації видобувних і нагнітальних свердловин, проведення на них підземних і капітальних ремонтів, застосування методів інтенсифікації припливів нафти і газу під час збору, промислової підготовки і транспортування їх продукції мають бути спрямовані на запобігання забрудненню землі, поверхневих і підземних вод, атмосферного повітря, рослинного і тваринного світу (флори і фауни) нафтою, газом, конденсатом, промисловими стічними і попутними пластовими водами, хімічними реагентами і поверхнево-активними речовинами, які застосовують в технологічних процесах видобутку нафти і газу, та іншими забруднювачами, а також на раціональне використання землі й прісної води.

55. Заходи з охорони навколишнього природного середовища мають включати:

застосування закритої герметичної системи збору, промислової підготовки і транспорту продукції свердловин;

повну утилізацію попутного (розчиненого) та газліфтного газів;

повну утилізацію супутньо-пластових вод нагнітанням їх в продуктивні пласти з метою підтримання пластового тиску або в підземні поглинальні горизонти;

обладнання видобувних і нагнітальних свердловин вибійними та устьовими відсікачами з метою запобігання витіканню нафти, газу, закачуваних в свердловину агентів впливу на випадок розгерметизації устьового обладнання і прориву трубопроводів, залежно від випадку;

застосування антикорозійного покриття, інгібіторів для запобігання корозії обладнання свердловин, іншого нафтопромислового обладнання і трубопроводів, бактерицидів для обробки закачуваної в продуктивні пласти води з метою пригнічення сульфатовідновлювальних бактерій;

швидку ліквідацію аварійних розливів нафти, конденсату, влаштування нафтовловлювачів на річках і зливних стоках;

заходи із запобігання потраплянню на землю, у поверхневі і підземні води питного водопостачання кислот, лугів, поверхнево-активних речовин, полімерних розчинів та інших хімічних реагентів, що використовують під час видобування нафти і газу, підвищення вилучення нафти, газу та конденсату та з іншою метою;

організацію регулярного контролю за станом свердловин і трубопроводів;

виконання програми моніторингу та контролю щодо впливу на довкілля під час провадження планованої діяльності, а також (за наявності) планів післяпроєктного моніторингу, передбачених висновком з оцінки впливу на довкілля.

56. Під час розробки родовищ нафти і газу в акваторії Чорного і Азовського морів потрібно запобігати забрудненню морського середовища різними забруднювачами. Під час проведення поточних і капітальних ремонтів, впровадження методів інтенсифікації видобування нафти і газу слід застосовувати замкнуту систему циркуляції промивальної рідини і спеціальне обладнання для відмивання піску від нафти, очищення супутних пластових вод.

Тверді відходи (пісок, порода), сміття з морських платформ вивозяться суднами на берег і утилізовуються у спеціально відведених місцях.

Супутньо-пластові води, які утворюються під час видобування вуглеводнів, повертаються в підземні горизонти через нагнітальні свердловини для підтримки пластового тиску або в поглинальні свердловини.

Скидання супутньо-пластових вод у морське середовище допускається лише за умов їх очищення до якості, яка відповідає вимогам чинного законодавства.

1. Користувач надр та інші суб’єкти господарської діяльності, які виконують роботи з розробки родовища, повинні дотримуватись вимог Закону України "Про охорону праці", положень щодо безпеки праці в нафтогазопромисловій галузі згідно з правилами безпеки в нафтогазодобувній промисловості України, в яких встановлено вимоги безпеки під час будівництва та експлуатації, капітального ремонту та досліджень нафтових, газових та інших, пов'язаних з видобуванням нафти і газу, свердловин, промислового та міжпромислового збору нафти і газу, підготовки нафти і газу до транспортування магістральними трубопроводами.

2. Забезпечення пожежної безпеки під час розробки родовищ газу і нафти має відповідати вимогам Кодексу цивільного захисту України, Правил пожежної безпеки в Україні, затверджених наказом Міністерства внутрішніх справ України від 30 грудня 2014 року № 1417, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 05 березня 2015 року за № 252/26697, Інструкції з організації безпечного ведення вогневих робіт на вибухопожежонебезпечних та вибухонебезпечних об'єктах, затвердженої наказом Міністерства праці та соціальної політики України 05 червня 2001 року № 255, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 23 червня 2001 року за № 541/5732, а також інших чинних нормативно-правових актів з охорони праці та пожежної безпеки.