Приказ Минприроды и Роснедр № 110/02 от 17.03.2025
Коротко: приказ утвердил действующие Правила разработки месторождений углеводородного сырья (УВС) — требования к техническим проектам разработки (технологическая схема — ТСР, технологический проект — ТПР), выделению эксплуатационных объектов, назначению, учёту и вводу в эксплуатацию скважин, а также допустимые отклонения фактической добычи и фонда скважин от проектных величин. Правила образуют нормативную базу для персонала, работающего с технической документацией недропользования и проходящего обучение по промышленной безопасности; с 1 сентября 2025 года заменили приказ Минприроды России от 14.06.2016 № 356.
О чём документ
Правила устанавливают требования к разработке месторождений (залежей или участков залежей) углеводородного сырья на территории России, во внутренних морских водах, на континентальном шельфе, в Чёрном море, в российском секторе Каспийского моря и в Мировом океане (п. 1 Правил). Они определяют порядок подготовки месторождения к промышленной разработке, состав и назначение технических проектов — технологической схемы разработки (ТСР) и технологического проекта разработки (ТПР) с изменениями к ним, требования к выделению эксплуатационных объектов (ЭО), назначению и учёту скважин, допустимые отклонения фактических показателей добычи и фонда скважин от проектных, а также требования к обустройству месторождений, учёту добычи и документации пользователя недр.
Ключевые положения и сроки
- Сроки пробной эксплуатации месторождения (ППЭ) (п. 7) — три года для мелких и очень мелких месторождений, пять лет для средних, семь лет для крупных, уникальных и морских (шельфовых) месторождений независимо от категории; при пяти и более эксплуатационных объектах срок может увеличиваться до 5 или 7 лет соответственно, при испытании новой технологии — продлеваться ещё на срок не более 3 лет.
- Ограничение добычи на этапе пробной эксплуатации (п. 8) — для средних, крупных и уникальных месторождений может добываться не более 20% начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе запасов (ГБЗ).
- Когда нужен новый (дополненный) технический проект (п. 30, 46) — при изменении утверждённых геологических запасов основного полезного ископаемого категорий А+В1+В2 более чем на 20% от начальных запасов или при принципиальном изменении геологической модели месторождения; для месторождений с уровнем добычи по фактически достигнутому — если накопленная добыча нефти через 5 лет после утверждения технического проекта отличается от проектной более чем на 50%.
- Допустимые отклонения по вводу новых скважин (п. 47) — при плановом вводе до 10 скважин отклонение не нормируется (по факту), при 11–25 скважинах — не более 45%, при 26–50 — не более 40%, при 51–100 — не более 30%, при 101 и более — не более 20% (в сторону уменьшения; увеличение не ограничено).
- Допустимая величина бездействующего фонда скважин на конец года (п. 94) — при эксплуатационном фонде 11–50 скважин — 20%, 51–200 — 15%, 201–500 — 12,5%, более 500 — 10% (при фонде до 10 скважин — по фактически достигнутой величине).
- Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти и газа от проектной (приложение к Правилам) — по нефти: от 20% (проектный уровень 1–5 млн т в год) до 7,5% (свыше 25 млн т в год); по свободному газу — от 50% (до 0,5 млрд м³ в год) до 20% (свыше 10 млрд м³ в год).
Частые вопросы
На какой срок утверждается проект пробной эксплуатации месторождения?
В зависимости от размера месторождения: 3 года — для мелких и очень мелких, 5 лет — для средних, 7 лет — для крупных, уникальных и морских (шельфовых) месторождений вне зависимости от категории (п. 7).
Насколько фактическая добыча может отличаться от проектной без штрафных последствий?
Зависит от проектного уровня годовой добычи по месторождению: например, при добыче нефти от 1 до 5 млн т в год допустимое отклонение — ±20%, свыше 25 млн т — ±7,5%; для свободного газа при добыче до 0,5 млрд м³ в год — ±50%, свыше 10 млрд м³ — ±20% (приложение к Правилам). При превышении отклонений сверх допустимых значений пользователь недр обязан обосновать причины и внести изменения в разработку либо подготовить новый технический проект (п. 42).
Что считается допустимым бездействующим фондом скважин?
Доля скважин, не дававших продукцию (не находившихся под закачкой) в последнем месяце отчётного периода, от эксплуатационного фонда: от 10% (при фонде свыше 500 скважин) до 20% (при фонде 11–50 скважин); при фонде до 10 скважин норматив не устанавливается — учитывается фактически достигнутая величина (п. 88, 91, 94).
Связь с другими НПА
- Приказ Минприроды России № 356 от 14.06.2016 — ❌ прежние Правила разработки месторождений углеводородного сырья, утратили силу с 1 сентября 2025 года, заменены настоящим приказом.
- Приказ Минприроды России № 639 от 20.09.2019 — Правила подготовки технических проектов разработки месторождений УВС (состав и содержание ТСР, ТПР, ППЭ), на которые прямо ссылаются настоящие Правила.
- Постановление Правительства РФ № 2127 от 30.11.2021 — порядок подготовки, согласования и утверждения технических проектов разработки месторождений, на который ссылаются пункты 7 и 85 Правил.
- Приказ Ростехнадзора № 534 от 15.12.2020 — федеральные нормы и правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, к которым Правила отсылают по вопросам бурения, эксплуатации скважин и обустройства промыслов.
- Закон РФ № 2395-I «О недрах» — статья 23.2, на основании которой утверждаются технические проекты разработки месторождений УВС.
- Промышленная безопасность — другие документы раздела.
Связки с базой знаний
Официальный источник
Приказ № 110/02 на pravo.gov.ru (номер опубликования 0001202504140020, зарегистрирован в Минюсте 14.04.2025 № 81833, опубликован 14.04.2025).
Полный текст документа
Приведён по тексту официальной публикации, целиком, без сокращений. Ссылки-сноски источника на другие акты (номера 1–24 по тексту) вынесены отдельным списком в конце последнего блока вместо надстрочных цифр в строке — так текст норм читается без обрыва на цифру.
Приказ и Правила разработки месторождений УВС — общие положения, подготовка к промышленной разработке (главы I–II, пункты 1–15)
Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации и Федерального агентства по недропользованию от 17 марта 2025 г. № 110/02 «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья»
В соответствии с частью первой статьи 23.2 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах», подпунктом «г» пункта 4 постановления Правительства Российской Федерации от 6 апреля 2004 г. № 171 «Вопросы Федерального агентства по недропользованию», пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2015 г. № 1384 «О федеральных органах исполнительной власти, уполномоченных на установление правил разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, правил подготовки технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, а также на согласование этих правил» приказываем:
1. Утвердить прилагаемые Правила разработки месторождений углеводородного сырья.
2. Установить, что технические проекты разработки месторождений (залежей или участков залежей) углеводородного сырья, предусмотренные абзацем третьим подпункта «а» пункта 10 Правил подготовки, согласования и утверждения технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых, технических проектов строительства и эксплуатации подземных сооружений, технических проектов ликвидации и консервации горных выработок, буровых скважин и иных сооружений, связанных с пользованием недрами, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утверждённых постановлением Правительства Российской Федерации от 30 ноября 2021 г. № 2127, согласованные и утверждённые пользователем недр в соответствии со статьёй 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» до дня вступления в силу настоящего приказа, действуют до окончания срока их действия и приведение их в соответствие с настоящим приказом не требуется.
3. Настоящий приказ вступает в силу с 1 сентября 2025 г. и действует по 31 августа 2031 г.
Министр природных ресурсов и экологии Российской Федерации А.А. Козлов
Руководитель Федерального агентства по недропользованию О.В. Казанов
Зарегистрировано в Минюсте России 14 апреля 2025 г., регистрационный № 81833.
Правила разработки месторождений углеводородного сырья
I. Общие положения
1. Настоящие Правила устанавливают требования к разработке месторождений (залежей или участков залежей) углеводородного сырья (далее — УВС), расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, на участках недр континентального шельфа Российской Федерации, в исключительной экономической зоне, на участках недр, расположенных в Чёрном море, в пределах которых Российская Федерация осуществляет суверенитет, суверенные права или юрисдикцию в связи с принятием в Российскую Федерацию Республики Крым и образованием в составе Российской Федерации новых субъектов — Республики Крым и города федерального значения Севастополя, на участках недр, расположенных в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, и Мировом океане, и предназначены для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами, пользователями недр, иными органами и организациями.
2. Положения настоящих Правил не распространяются на участки недр, предоставленные в пользование для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых в соответствии с абзацем двенадцатым пункта 4 или пунктом 5 части первой статьи 10.1 Закона Российской Федерации «О недрах».
II. Подготовка месторождения УВС к промышленной разработке
3. Подготовка месторождения УВС к промышленной разработке начинается на этапе разведки месторождения после постановки запасов УВС на государственный баланс запасов полезных ископаемых (далее — ГБЗ).
4. Для подготовки месторождения к промышленной разработке на стадии разведки и пробной эксплуатации изучаются характеристики месторождения (залежи или участка залежи), собираются геолого-геофизические, технико-технологические и другие материалы, позволяющие подготовить подсчёт геологических запасов, составление технологической схемы разработки и ввод месторождения в промышленную разработку.
5. Для месторождения на стадии разведки и пробной эксплуатации составляется проект геологического изучения недр и разведки месторождений УВС или проект пробной эксплуатации месторождения (далее — ППЭ) (залежи или участка залежи).
6. ППЭ (залежи или участка залежи) УВС и изменения к нему (далее — ДППЭ) составляются и реализуются как технические проекты разработки на стадии разведки и пробной эксплуатации для уточнения геологического строения, добычных возможностей, подсчёта запасов и подготовки к промышленной разработке. ППЭ и ДППЭ составляются на запасы категории С1+С2. Бурение и добыча УВС в границах запасов категории С2 допускаются при условии представления результатов пробной эксплуатации и геологических материалов для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча.
7. ППЭ (залежи или участка залежи) УВС осуществляется в течение следующих сроков: а) три года — для мелких и очень мелких месторождений; б) пять лет — для средних месторождений; в) семь лет — для крупных и уникальных или морских (шельфовых) месторождений вне зависимости от категории. Категории месторождений определяются по пункту 25 Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (приказ Минприроды России от 01.11.2013 № 477). При пяти и более эксплуатационных объектах (далее — ЭО) срок ППЭ (ДППЭ) может увеличиваться до пяти лет для мелких и очень мелких месторождений и до семи лет — для средних. При планировании промышленных испытаний новой технологии срок продлевается не более чем на три года. Продление оформляется изменениями в ППЭ (ДППЭ) в порядке, установленном пунктом 28 Правил подготовки, согласования и утверждения технических проектов (постановление Правительства РФ № 2127).
8. Месторождение УВС вводится в разработку при начале добычи из скважин по ППЭ. На этапе пробной эксплуатации средних, крупных и уникальных месторождений может добываться не более 20% начальных извлекаемых запасов, числящихся на ГБЗ.
9. Виды, объёмы и порядок работ по разведочным, поисковым скважинам определяются проектной документацией по статьям 23.2 и (или) 23.6 Закона «О недрах».
10. Интервалы отбора керна, опробований и испытаний, ГИС, ГДИ устанавливаются геолого-техническим нарядом или планами работ на скважине.
11. При опробовании вскрытого пласта отбор проб жидкости и газов проводится по планам работ на скважине.
12. При испытании вскрытых продуктивных пластов определяются: пластовое давление и температура; положение водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов; дебиты пластовых флюидов; продуктивные и геолого-физические характеристики пласта; состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.
13. После завершения разведки и пробной эксплуатации пользователь недр представляет в Роснедра подсчёт запасов и технологическую схему разработки для государственной экспертизы запасов и согласования технического проекта.
14. Проведение ППЭ осуществляется по решению пользователя недр.
15. Вопросы дальнейшего использования поисковых и разведочных скважин за пределами контуров нефтегазоносности решаются пользователем недр.
III. Промышленная разработка месторождения УВС (пункты 16–36)
16. При промышленной разработке осуществляется технологический процесс извлечения из недр нефти, горючих газов, конденсата и попутных компонентов (попутных полезных ископаемых) на основании технических проектов, указанных в настоящей главе.
17. Промышленная разработка осуществляется в соответствии с: а) технологической схемой разработки (ТСР) и изменениями к ней (ДТСР); б) технологическим проектом разработки (ТПР) и изменениями к нему (ДТПР).
18. ТСР, ДТСР, ТПР, ДТПР составляются на запасы категорий А+В1+В2. На стадии промышленной разработки пользователь недр вправе добывать УВС по залежи, ЭО, участкам ЭО с запасами категории А+В1; бурение и добыча в границах запасов категории В2 допускаются при представлении результатов и материалов для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов (Правила проведения государственной экспертизы, постановление Правительства РФ от 01.03.2023 № 335) до конца года, в котором начата добыча.
19. Сроки промышленной разработки по ТСР, ДТСР, ТПР, ДТПР должны соответствовать условиям пользования недрами, установленным в лицензии.
20. Действие ТСР, ДТСР, ТПР, ДТПР распространяется на весь период разработки месторождения (залежи) до полной выработки извлекаемых запасов.
21. Допускаются опробование и внедрение новых технических средств и технологий, в том числе для крупных и уникальных, недостаточно разведанных или со сложным геологическим строением месторождений; допускается выделение участков опытно-промышленных работ (ОПР).
22. Промышленная разработка ведётся по ТСР, ДТСР, ТПР, ДТПР, составленным для месторождения (залежи) в целом, кроме случаев по пунктам 23–25.
23. Для крупных и уникальных месторождений допускается разработка по ДТСР, ТПР, ДТПР, составленному по отдельному участку недр, с утверждением проектных показателей для одного или нескольких ЭО с общей системой сбора и подготовки продукции.
24. Для крупных и уникальных месторождений, принадлежащих одному пользователю недр, без действующего единого технического проекта по месторождению в целом допускается разработка по проекту для одного или нескольких ЭО с общей системой сбора.
25. Для группы месторождений с общей системой сбора и подготовки продукции допускается единый технический проект с разделением показателей по месторождениям и ЭО.
26. Новые технические проекты могут подготавливаться в течение всего срока действия ранее утверждённых проектных документов.
27. К месторождениям, подготовленным для промышленной разработки, относятся месторождения, по которым: а) запасы нефти и (или) газа категории С1 составляют не менее 30% от всех геологических запасов при соблюдении требований изученности для категории В1; б) определены добывные возможности скважин, изучены свойства нефти, газа, конденсата и попутных ископаемых; в) изучены гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки с достаточной полнотой.
28. Месторождение, на котором начата добыча по ТСР, ТПР или ДТСР, ДТПР, утверждённым по Правилам подготовки № 2127, относится к введённым в промышленную разработку.
29. Промышленная разработка мелких и очень мелких месторождений допускается на основании ТСР; перевод в разрабатываемые — при условии, что запасы, представленные на государственную экспертизу оперативного изменения состояния запасов, не требуют дополнительной геологоразведки.
30. Для средних, крупных и уникальных месторождений ДТСР, ТПР, ДТПР составляются при изменении утверждённых геологических запасов основного полезного ископаемого категорий А+В1+В2 более чем на 20% от начальных запасов и (или) при принципиальном изменении геологической модели по сравнению с действующим проектом.
31. При изменении запасов менее чем на 20% (в том числе при открытии новой залежи) дальнейшая разработка ведётся на основании ДТСР, ДТПР по заключению государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов.
32. Допускаются опробование и внедрение новой технологии, а также выделение участка ОПР — в том числе для крупных, уникальных, недостаточно разведанных месторождений.
33. ДТСР и ДТПР могут представляться на основе ранее проведённого подсчёта запасов при сохранении геологической модели в случаях: а) отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) газа от проектной сверх установленного значения; б) положительных результатов ОПР или изменения эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ); в) необходимости изменения технологии и системы разработки ЭО (залежи).
34. Срок завершения разработки и переход к ликвидационным работам обосновывается в ТПР или ДТПР.
35. Пользователь недр обеспечивает научное сопровождение разработки, самостоятельный анализ выполнения проектных решений и рациональной выработки запасов.
36. Пользователь недр вправе без внесения изменений в ТСР, ТПР, ДТСР, ДТПР принимать решения: а) о распространении проектной системы разработки на участки расширения площади продуктивного пласта в едином ЭО (для крупных и уникальных месторождений — не более 10% площади пласта ЭО); б) об отмене проектных скважин на участках сокращения площади залежи; в) об изменении местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных участках (не более 10% проектного фонда); г) о переводе скважин, выполнивших проектное назначение, на другой ЭО; д) о проведении ГТМ, не меняющих основные положения проекта, при уровнях отбора в пределах допустимых отклонений.
IV. Допустимые отклонения показателей разработки месторождения УВС (пункты 37–50)
37. Показателями, характеризующими выполнение пользователем недр обязанностей по статье 22 Закона «О недрах» в части соблюдения требований технических проектов, являются: а) годовые уровни добычи нефти и (или) свободного газа для категории запасов А+В1 по месторождению в целом; б) годовой ввод новых добывающих и нагнетательных скважин (суммарно) для категории А+В1(С1); в) годовой действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин для категории А+В1(С1). Уровни ежегодных допустимых отклонений устанавливаются главами IV, VIII Правил и приложением к ним; соблюдение определяется данными на конец календарного года. Если часть месторождения выходит за пределы лицензионного участка (нераспределённый фонд недр, другой субъект РФ, другой пользователь недр), показатели устанавливаются по каждому лицензионному участку отдельно, без учёта частей в нераспределённом фонде.
38. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа (включая газ газовых шапок) устанавливаются техническим проектом, согласованным с комиссией.
39. Уровни добычи для ППЭ (ДППЭ) и участков ЭО ОПР устанавливаются по фактически достигнутым. Если годовое количество введённых или действующих скважин отличается от предусмотренного в ППЭ (ДППЭ), но накопленное количество за предшествующие три года — не менее 100% от предусмотренного за этот период, требования по количеству скважин считаются выполненными; при сроке ППЭ более трёх лет выполнение определяется не ранее истечения трёх лет реализации.
40. Уровни отборов попутного газа и конденсата устанавливаются по фактически достигнутым; объём свободного газа из газовой шапки в продукции нефтяных скважин учитывается отдельно в техническом проекте.
41. Допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектной величины в соответствии с приложением к Правилам.
42. При отклонении сверх допустимых значений (кроме случаев по пунктам 44–45) пользователь недр обязан обосновать причины и внести изменения в разработку либо подготовить новый технический проект.
43. Если часть месторождения выходит за пределы лицензионного участка, допустимые отклонения устанавливаются для каждого участка отдельно, в тех же значениях, что и для месторождения в целом; если месторождение расположено в пределах нескольких участков одного пользователя недр в одном субъекте РФ — отклонения устанавливаются в целом по месторождению.
44. Отклонения, связанные с обстоятельствами непреодолимой силы (статья 401 Гражданского кодекса РФ), принимаются как допустимые.
45. Для газовых и газоконденсатных месторождений отклонения, связанные с изменением спроса на газ, и для сезонной добычи нефти — принимаются по фактически достигнутым уровням, если такой режим предусмотрен техническим проектом.
46. Если уровень добычи установлен по фактически достигнутому и накопленная добыча нефти через 5 лет после утверждения технического проекта отличается от проектной накопленной добычи более чем на 50%, пользователь недр обязан составить новый технический проект.
47. Допускаются ежегодные отклонения по вводу новых скважин относительно ТСР, ТПР, ДТСР, ДТПР: в сторону увеличения — без ограничений (по фактически достигнутому количеству), в сторону уменьшения:
| Количество ежегодно вводимых новых добывающих и нагнетательных скважин (суммарно) по проекту, шт. | Допустимое отклонение (не более), % |
|---|---|
| до 10 включительно | по фактически достигнутому количеству |
| от 11 до 25 включительно | 45 |
| от 26 до 50 включительно | 40 |
| от 51 до 100 включительно | 30 |
| 101 и более | 20 |
Если по итогу года ввод скважин в пределах отклонения, но накопленное количество новых скважин за предшествующие три года — менее 80% от предусмотренного, требования по вводу считаются невыполненными (правило применяется после истечения трёх лет реализации проекта); если ввод за пределами отклонения, но за счёт досрочного ввода накопленное количество за три года — не менее 80% от предусмотренного, требования считаются выполненными.
48. Допускаются отклонения по действующему фонду добывающих скважин: увеличение — без ограничений, уменьшение:
| Количество действующих добывающих скважин на конец года по проекту, шт. | Допустимое отклонение (не более), % |
|---|---|
| до 10 включительно | по фактически достигнутому количеству |
| от 11 до 50 включительно | 40 |
| от 51 до 200 включительно | 30 |
| 201 и более | 20 |
49. Те же пороги отклонений (до 10 — по факту; 11–50 — 40%; 51–200 — 30%; 201 и более — 20%) применяются к действующему фонду нагнетательных скважин.
50. Отклонения технологических показателей сверх пределов пунктов 47–49 по причине обстоятельств непреодолимой силы, ограничивших реализацию продукции, принимаются как допустимые.
V. Требования к системе разработки месторождения УВС · VI. Назначение скважин (пункты 51–78)
V. Требования к системе разработки месторождения УВС
51. Цель выделения эксплуатационных объектов (ЭО) — рациональная разработка месторождения и достижение максимальных коэффициентов извлечения УВС (нефти, газа, конденсата).
52. ЭО выделяется с запасами, достаточными для продолжительной эксплуатации скважин; выделяются основные (самостоятельные) и возвратные ЭО — возвратный ЭО экономически нерентабелен как самостоятельный, что обосновывается в проектных документах.
53. Между выделяемыми ЭО должны быть выдержанные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков флюидов.
54. Залежи одного ЭО должны быть близки по составу коллекторов, физико-химическим свойствам флюидов и начальным пластовым давлениям; допускается объединение залежей с разными типами коллектора и пустотного пространства.
55. По залежам, учтённым в ГБЗ отдельно, но объединённым в один ЭО, ведётся раздельный учёт закачки и добычи нефти, конденсата, газа, воды.
56. Для крупных многопластовых газовых месторождений очерёдность ввода ЭО определяется динамикой пластового давления, сроками ввода компрессорных станций, возможностью бескомпрессорного транспорта газа.
57. Объединение залежей в ЭО обосновывается пользователем недр в техническом проекте; разработка нерентабельного возвратного ЭО предусматривается скважинами с других ЭО после выполнения ими проектного назначения.
58. Для оценки отклонений фактической добычи от проектной используются уровни, рассчитанные для категории запасов А+В1.
59. Система разработки определяет схему размещения и конструкции скважин, способы заканчивания, плотность сетки и назначение скважин, режимы работы залежи, рабочий агент для поддержания пластового давления (ППД) и вытеснения УВС; обосновывается в техническом проекте.
60. Показатели, рассчитанные в границах запасов А+В1, используются для текущего планирования добычи, обустройства, буровых и строительных работ.
61. Показатели, рассчитанные в границах А+В1+В2 (в ППЭ — С1+С2), используются для перспективного планирования.
62. Расчёт технологических показателей разработки ЭО проводится с использованием трёхмерных геологических и гидродинамических моделей.
63. Рабочий агент для ППД и вытеснения должен: а) обеспечивать химическую совместимость с пластовыми флюидами без вторичных осадков; б) не ухудшать свойства УВС в пластовых условиях; в) обеспечивать проектную приёмистость.
64. Система ППД должна обеспечивать: объёмы закачки и давление нагнетания по проекту; подготовку агента до требуемых кондиций; замеры давления и приёмистости; контроль качества агента; требования по охране недр.
65. При закачке сточных вод или коррозионно-агрессивных агентов обсадные колонны защищаются пакерующими устройствами, ингибиторами, коррозионностойким покрытием или иными методами.
66. Закачка реагентов для интенсификации добычи или повышения коэффициентов извлечения (КИН, КИТ, КИК) проводится по технологии, обоснованной в техническом проекте.
67. Пользователь недр ведёт раздельный поскважинный учёт закачки и добычи для оценки эффективности каждого метода интенсификации.
68. При необходимости корректировки решений, влияющих на безопасное ведение работ, обоснования включаются в планы развития горных работ по Правилам № 1466.
VI. Назначение скважин
69. На стадиях поиска, разведки и разработки бурятся и выделяются скважины по назначению.
70. Опорные скважины — для изучения общего геологического строения и гидрогеологических условий, выявления закономерностей нефтегазонакопления.
71. Параметрические скважины — для регионального изучения недр с полным отбором керна и максимальными данными ГИС.
72. Структурные скважины — для изучения выявленных структур и подготовки проекта поисково-разведочного бурения.
73. Поисково-оценочные скважины — для открытия новых месторождений или новых залежей на уже открытых.
74. Разведочные скважины — для оконтуривания залежей, подсчёта запасов и составления технического проекта.
75. Эксплуатационные скважины — добывающие (для извлечения нефти, газа, конденсата и воды) и нагнетательные (для ППД закачкой воды, газа или иных агентов, а также для закачки газа и попутных компонентов на хранение).
76. Специальные скважины — для взрывных работ при сейсморазведке, добычи технической воды, сброса промысловых вод, разведки и добычи воды, подготовки подземных газохранилищ, ликвидации открытых фонтанов, экологического мониторинга, перекачки рабочего агента и других целей.
77. Контрольные наблюдательные скважины — для контроля межфлюидальных контактов и других параметров; контрольные пьезометрические — для контроля пластового давления и температуры.
78. Назначение скважин может меняться в процессе разработки на основании утверждённых решений технического проекта или подпункта «в» пункта 36.
VII. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации и освоения скважин · VIII. Учёт фонда скважин (пункты 79–100)
VII. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных пластов и освоения скважин
79. Бурение скважин осуществляется по рабочему проекту производства буровых работ (индивидуальному или групповому), разработанному по разделу XIV федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
80. Требования по технологиям вскрытия, крепления, перфорации и освоения, представленные в техническом проекте, уточняются в рабочем проекте на бурение и плане на освоение скважины.
81. Рабочий проект на бурение должен обеспечить надёжную конструкцию скважины, качественное первичное вскрытие продуктивных пластов, крепление и разобщение пластов, возможность ГИС, ГДИ и ремонтных работ.
82. Пользователь недр устанавливает профиль скважины в продуктивном пласте, контролирует его проводку по данным ГИС, назначает интервалы перфорации.
83. Контроль интервала перфорации осуществляется геофизическими методами; пользователь недр может назначать интервал вторичного вскрытия и виды оборудования забоя.
84. Комплекс работ по освоению предусматривается в рабочем проекте на бурение; должны предотвращаться: деформация эксплуатационной колонны; прорыв пластовых вод и газа из газовой шапки; открытые нефтегазоводопроявления; снижение проницаемости призабойной зоны; загрязнение недр.
85. Ответственными за соблюдение проектов и качество бурения являются пользователи недр.
86. Бурение скважины считается законченным после выполнения всех работ по рабочему проекту.
VIII. Учёт фонда скважин
87. Учёт скважин, принятых на баланс, ведётся по требованиям настоящей главы.
88. К эксплуатационному фонду относятся добывающие и нагнетательные скважины в действующем, бездействующем фонде или в ожидании освоения.
89. Скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчётного периода — действующие.
90. В действующем фонде — дающие продукцию скважины и остановленные на конец месяца из числа дававших продукцию в этом месяце.
91. Скважины, не дававшие продукцию в последнем месяце отчётного периода, — бездействующие.
92. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в отчётном году и до его начала.
93. К находящимся в освоении и ожидании освоения относятся скважины, законченные бурением и принятые в фонд, но не дававшие продукцию в отчётном периоде.
94. Допустимая величина бездействующего фонда скважин на конец календарного года:
| Фактическое количество скважин в эксплуатационном фонде, шт. | Допустимая величина бездействующего фонда, % |
|---|---|
| до 10 включительно | по фактически достигнутой величине |
| от 11 до 50 включительно | 20,0 |
| от 51 до 200 включительно | 15,0 |
| от 201 до 500 включительно | 12,5 |
| более 500 | 10,0 |
95. Для газовых и газоконденсатных месторождений в период сокращения добычи из-за ограничения поставок в газотранспортную систему допустимая величина устанавливается по фактически достигнутой при соблюдении технологических режимов.
96. Для месторождений с сезонной эксплуатацией отклонения по бездействующему фонду не устанавливаются; сезонность обосновывается пользователем недр в техническом проекте.
97. Допускается перевод скважин, выбывших из эксплуатационного фонда, в контрольный фонд или фонд консервации.
98. Допускается использование скважин, выбывших с одного ЭО, на другом ЭО (возвратный фонд).
99. Скважины, выполнившие проектное назначение либо дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно, подлежат ликвидации.
100. Учёт фонда скважин ведётся ежемесячно по документам первичного учёта (суточные рапорты, акты о принятии на баланс и вводе в эксплуатацию, документы о консервации и ликвидации); скважины с двумя и более одновременно эксплуатируемыми объектами учитываются как одна скважина.
IX. Ввод скважин в эксплуатацию и требования к эксплуатации скважин · X. Ремонт скважин, наблюдение и регулирование разработки (пункты 101–125)
IX. Ввод скважин в эксплуатацию и требования к эксплуатации скважин
101. При вводе скважины в эксплуатацию пользователь недр должен иметь на бумажном и электронном носителях: рабочий проект на бурение и геолого-технический наряд; акты о начале и окончании бурения; акт об измерении альтитуды устья; материалы ГИС и заключения по ним; замеры длин труб, данные о диаметре, толщине стенки, марке стали; акты на цементирование обсадных колонн с лабораторными анализами качества цемента; акты испытания на герметичность колонн и оборудования; планы работ по опробованию (освоению); акты на перфорацию; акты опробования (освоения) каждого ЭО с данными исследований; заключения на испытания пластов; данные о насосно-компрессорных трубах и схеме внутрискважинного оборудования; геологический журнал; документацию геолого-технического контроля; паспорт скважины; акты о натяжении колонн, об оборудовании устья и о сдаче документации подрядчиком заказчику.
102. Эксплуатация добывающих скважин — фонтанным и механизированным способами с подъёмом флюидов по насосно-компрессорным трубам при соблюдении федеральных норм и правил в нефтяной и газовой промышленности; способ эксплуатации обосновывается в техническом проекте.
103. Глубину спуска и типоразмеры оборудования указывают в планах ввода скважин или планах ремонтных работ.
104. Для добывающей скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые отборы при надёжности и безопасности эксплуатации.
105. Режим работы добывающих скважин характеризуется: пластовым, забойным и устьевым давлением (и устьевой температурой для месторождений со свободным газом); дебитом, обводнённостью, газовым фактором и количеством механических примесей; типоразмерами оборудования, режимами и временем работы.
106. Для нагнетательной скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий закачку требуемых объёмов и надёжность эксплуатации.
107. Режим работы нагнетательных скважин характеризуется: пластовым, забойным и устьевым давлением; приёмистостью и содержанием примесей и нефти в агенте; температурой закачиваемого агента (для паронагнетательных); типоразмерами оборудования.
108. При одновременно-раздельной эксплуатации нескольких ЭО обеспечивается раздельный учёт продукции и исследования.
109. При одновременно-раздельной закачке в несколько ЭО обеспечиваются раздельный учёт и исследования.
110. Технологические режимы назначает и утверждает пользователь недр не реже одного раза в квартал, в соответствии с планом ГТМ.
111. В процессе эксплуатации обеспечивается регулярный контроль технического состояния колонны и оборудования.
112. Первичные материалы контроля хранятся в фондах пользователя недр весь период разработки (кроме оперативных журналов, суточных рапортов, эхограмм и динамограмм — 3 года).
X. Ремонт скважин, наблюдение и регулирование процесса разработки месторождений (залежей) УВС
113. Ремонт скважин — капитальный и текущий.
114. При КРС и ТРС не допускается применение технологических жидкостей, безвозвратно снижающих проницаемость призабойной зоны (кроме изоляционных работ); при их применении в дальнейшем восстанавливается проницаемость.
115. КРС и ТРС проводятся по федеральным нормам и правилам в нефтяной и газовой промышленности, требованиям охраны недр и охраны окружающей среды.
116. Необходимость КРС, ТРС определяется текущим состоянием эксплуатации по специальным планам, утверждённым пользователем недр.
117. Работы по КРС оформляются описанием ремонта, по ТРС — актом, регистрируются в деле (паспорте) скважины.
118. Наблюдение за разработкой залежей ведётся для оценки эффективности системы разработки и получения информации для её регулирования и совершенствования.
119. Виды, объёмы и периодичность исследований определяются техническим проектом или рабочими программами.
120. Скважины оборудуются измерительными приборами по техническому проекту.
121. На устье добывающих скважин устанавливаются приборы для измерения давления и отбора проб; обвязка обеспечивает индивидуальный замер дебита, отбор проб, замер устьевых давлений, эхо- и динамометрирование, спуск глубинных приборов.
122. На устье нагнетательных скважин устанавливаются приборы для измерения давления; обвязка обеспечивает индивидуальный замер приёмистости и устьевых давлений, спуск глубинных приборов.
123. Эксплуатация скважин, не оборудованных для указанных замеров, не допускается.
124. Методы регулирования разработки: изменение режимов добывающих скважин (отключение высокообводнённых, форсированный отбор); изменение режимов нагнетательных скважин (циклическая закачка); повышение гидродинамического совершенства (доперфорация, ГРП); изоляция непроизводительных притоков; потокоотклоняющие технологии; изменение интервалов перфорации; одновременно-раздельная эксплуатация и закачка на многопластовых месторождениях; совершенствование системы заводнения.
125. Система контроля и регулирования разработки (учёт добычи, закачки, их регулирование) проектируется для конкретных геолого-физических условий и стадий разработки в рамках рекомендуемого варианта.
XI. Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспортировка УВС · XII. Учёт добычи и отчётность (пункты 126–144)
XI. Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспортировка УВС
126. Проектирование объектов обустройства осуществляется на основании технического проекта разработки и технического задания, утверждённых пользователем недр, с соблюдением федеральных норм и правил в нефтяной и газовой промышленности.
127. Технические решения по обустройству, рекомендованные в техническом проекте, могут уточняться на стадии проектирования при сохранении принятых систем разработки ЭО.
128. Проектирование обустройства по ТСР, ТПР допускается на основе прогнозных показателей в границах А+В1+В2, по ППЭ — С1+С2.
129. В проектной документации по обустройству определяются решения по: системам сбора и транспорта нефти, газа и воды; технологическим установкам подготовки нефти, газа, конденсата; предупреждению отложений и гидратообразования; мерам против коррозии; контролю и регулированию работы скважин; средствам учёта добычи по скважине, кусту, УКПГ/УППГ и ЭО; определению кондиций продукции; использованию попутного газа; водоснабжению и утилизации стоков; связи, автоматике, телемеханике, охране труда и промышленной безопасности; электро- и теплоснабжению.
130. При обустройстве крупного месторождения или его ЭО учитывается имеющаяся инфраструктура и (или) генеральная схема обустройства.
131. Система сбора нефти и (или) газа должна обеспечивать: регулирование отборов для равномерной выработки запасов; минимизацию потерь пластовой энергии; технологически обоснованное количество скважин на газосборный пункт; возможность газогидродинамических исследований; устойчивость к авариям (например, кольцевые схемы коллектора) и минимизацию потерь при авариях.
132. Совместный сбор продукции разных ЭО не допускается, если подключаемый объект по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов не соответствует характеристикам системы сбора или рабочее давление системы существенно снижает добывные возможности скважин объекта с меньшим пластовым давлением.
133. Эксплуатация установок подготовки нефти, газа и конденсата — по утверждённым технологическим регламентам.
134. Для крупных длительно разрабатываемых газовых месторождений при неравномерном снижении пластового давления рассматриваются варианты реконструкции системы сбора с раздельным сбором высоконапорного и низконапорного газа.
135. Строительство объектов сбора, подготовки и транспорта продукции — по проектной документации на обустройство месторождения.
XII. Учёт добычи и отчётность при разработке месторождений УВС
136. Оперативный учёт добытой нефти — по данным замера дебита по жидкости с учётом отработанного времени и обводнённости, с применением сертифицированного оборудования.
137. Оперативный учёт добычи УВС и содержания воды — по данным замерных устройств с сертифицированным оборудованием.
138. Учёт попутно добываемых газа и конденсата — по учёту добычи нефти и сумме замеров на газовых линиях всех ступеней сепарации с учётом газа, оставшегося в нефти после последней ступени.
139. Замеры газовых факторов, объёмов сепарированного газа и дебитов газа — по графику, составленному по комплексу промысловых гидродинамических исследований технического проекта.
140. График замеров утверждается пользователем недр.
141. Добыча попутных компонентов и полезных ископаемых, учтённых в ГБЗ, учитывается по компонентам.
142. Количество добытых за месяц по ЭО и месторождению нефти, конденсата, газа и воды определяется суммированием отчётных данных по скважинам.
143. Количество добытых из скважины за месяц нефти, конденсата и газа нормируется по данным узлов коммерческого и оперативного учёта, потерь и собственных нужд; количество воды — по данным узлов учёта системы сбора и подготовки.
144. Пользователь недр обеспечивает достоверность данных учёта добычи УВС, воды и закачки рабочих агентов.
XIII. Документация по разработке месторождения УВС, завершение разработки; примечания и приложение (пункты 145–154)
XIII. Документация по разработке месторождения УВС и эксплуатации скважин и завершение разработки месторождения УВС
145. Документация по разработке и эксплуатации скважин составляется пользователем недр для: перспективного и оперативного планирования и отчётности по проектным решениям; проектирования разработки; обоснования мероприятий по повышению эффективности систем разработки и эксплуатации; контроля и мониторинга разработки, оценки эффективности мероприятий; учёта и списания запасов; планирования и контроля мероприятий по охране недр.
146. Документация хранится на бумажных, магнитных, электронных или оптических носителях.
147. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.
148. Первичная документация включает данные измерений и исследований, акты о работах в скважинах и на промысловых объектах; ведётся пользователем недр.
149. К основным первичным документам относятся: акты опробования и испытания скважин; описание кернового материала; отчёты по исследованию керна; результаты ГИС; результаты лабораторных исследований нефти, конденсата, газа и воды; данные литолого-фациальных исследований; журнал замеров продукции и закачки; суточные рапорты (в том числе по телемеханике); результаты гидродинамических, газоконденсатных, геохимических, промыслово-геофизических и сейсмических исследований; акты о перфорации; акты о работах по ТРС и КРС.
150. Сводная документация систематизирует первичную; заполняется пользователем недр и подрядными организациями.
151. К основным сводным документам относятся: дело скважины; технологические режимы работы скважин; сводные ведомости (ежемесячные отчёты) по отбору и обводнённости; каталоги, таблицы, графики, диаграммы; материалы от организаций, проводивших разведку, бурение, подсчёт запасов, проектирование.
152. Обобщающая документация содержит информацию по укрупнённым объектам и показателям; ведётся пользователем недр.
153. К основным обобщающим документам относятся: форма статистической отчётности по движению запасов УВС; геологические отчёты; отчёты по фонду скважин; паспорт месторождения; геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения запасов).
154. Решение о завершении разработки принимается на основании технико-экономического обоснования при выполнении одного из условий: а) проектные решения ТПР (ДТПР) полностью реализованы, коэффициенты извлечения достигнуты, запасы на ГБЗ полностью выработаны; б) доступные пользователю недр технологии и оборудование не позволяют вести дальнейшую рентабельную разработку.
Приложение к Правилам. Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению УВС от проектной величины:
| Проектный уровень годовой добычи нефти, млн т | Допустимое отклонение (±), % |
|---|---|
| до 0,01 включительно | по фактически достигнутому уровню |
| более 0,01 до 0,025 | 50,0 |
| более 0,025 до 0,05 | 40,0 |
| более 0,05 до 0,10 | 30,0 |
| более 0,10 до 1,0 | 25,0 |
| более 1,0 до 5,0 | 20,0 |
| более 5,0 до 10,0 | 15,0 |
| более 10,0 до 15,0 | 12,0 |
| более 15,0 до 20,0 | 10,0 |
| более 20,0 до 25,0 | 8,5 |
| более 25,0 | 7,5 |
| Проектный уровень годовой добычи свободного газа и (или) газа газовых шапок, млрд м³ | Допустимое отклонение (±), % |
|---|---|
| до 0,5 включительно | 50 |
| более 0,5 до 2 | 40 |
| более 2 до 10 | 30 |
| более 10 | 20 |
Примечания к тексту акта (пояснения-сноски источника, вынесены отдельно): срок пробной эксплуатации и порядок продления регулирует пункт 3.1.4 Правил подготовки технических проектов разработки месторождений УВС (приказ Минприроды России от 20.09.2019 № 639, рег. Минюст № 56103, с изменениями от 07.08.2020 № 570 и от 06.10.2020 № 772); порядок согласования технических проектов — Правила подготовки, согласования и утверждения технических проектов (постановление Правительства РФ от 30.11.2021 № 2127, срок действия ограничен до 1 марта 2028 г.); категории месторождений — Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов (приказ Минприроды России от 01.11.2013 № 477); требования к бурению, эксплуатации и обустройству скважин — федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 534 от 15.12.2020, с изменениями от 19.01.2022 № 10 и от 31.01.2023 № 24, срок действия ограничен до 1 января 2027 г.); обстоятельства непреодолимой силы — статья 401 Гражданского кодекса РФ; обоснования по планам развития горных работ — постановление Правительства РФ № 1466 (срок действия ограничен до 1 января 2027 г.); требования охраны недр — статья 23 Закона РФ «О недрах»; требования охраны окружающей среды — Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ; форма статистической отчётности — Федеральный план статистических работ (распоряжение Правительства РФ от 06.05.2008 № 671-р).