Приказ Минприроды России от 14.06.2016 № 356 (утратил силу)
Акт утратил силу
Утратил силу с 1 сентября 2025 года на основании приказа Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 17.03.2025 № 107 (рег. Минюст 14.04.2025 № 81832). Полный преемник — приказ Минприроды России и Роснедр от 17.03.2025 № 110/02 «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья» (рег. Минюст 14.04.2025 № 81833, действует с 1 сентября 2025 года): тот же предмет регулирования, издан в тот же день соседним номером регистрации. Приказ № 639 от 20.09.2019 регулирует только смежный вопрос — состав и содержание технических проектов, а не разработку месторождений в целом.
Коротко: приказ утверждал Правила разработки месторождений углеводородного сырья — требования к техническим проектам (технологическая схема разработки, технологический проект разработки), выделению эксплуатационных объектов, назначению и учёту скважин, допустимым отклонениям фактической добычи от проектной. Персонал, работающий по технической документации недропользования, — часть аудитории программ обучения по промышленной безопасности.
О чём документ
Правила устанавливали требования к разработке месторождений углеводородного сырья (УВС), расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, на континентальном шельфе, в Чёрном и Азовском морях и в российской части дна Каспийского моря (п. 1.2), и были обязательны для Федерального агентства по недропользованию, его территориальных органов, пользователей недр и иных органов и организаций. Правила определяли порядок подготовки месторождения к промышленной разработке, требования к техническим проектам (технологической схеме разработки — ТСР, технологическому проекту разработки — ТПР), к выделению эксплуатационных объектов (ЭО), назначению и учёту скважин, а также допустимые отклонения фактических показателей добычи от проектных.
Ключевые положения и сроки
- Стадия разведки и пробной эксплуатации (п. 2.3–2.6.1) — для месторождения составляются: проект геологического изучения и разведки, проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, проект пробной эксплуатации единичной разведочной скважины, или проект пробной эксплуатации месторождения (ППЭ). Согласованный ППЭ утверждается недропользователем на срок 3 года (мелкие и очень мелкие месторождения), 5 лет (средние) или 7 лет (крупные, уникальные и морские/шельфовые — независимо от категории).
- Промышленная разработка (п. 2.7) — на этапе пробной эксплуатации средних, крупных и уникальных месторождений допускалось добывать не более 20% начальных извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе запасов (ГБЗ).
- Технические проекты промышленной разработки (п. 3.1–3.15) — технологическая схема разработки (ТСР) составлялась для подготовленных к промышленной разработке месторождений на запасы категорий А+В1+В2; технологический проект разработки (ТПР) — для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А более 75% по основному полезному ископаемому (п. 3.6).
- Условия готовности к промышленной разработке (п. 4.1) — запасы категории С1 не менее 30% от всех геологических запасов при соблюдении требований изученности для категории В1; определены добывные возможности скважин; изучены гидрогеологические, геокриологические и экологические условия разработки.
- Допустимые отклонения фактической добычи от проектной (п. 5.1, приложение) — устанавливались по шкале в зависимости от проектного уровня годовой добычи: например, при проектной добыче нефти от 1,0 до 5,0 млн т — отклонение ±20%, свыше 25 млн т — ±7,5%; для газа при проектной добыче до 0,5 млрд м³ — ±50%, свыше 10 млрд м³ — ±20%.
- Допустимая величина бездействующего фонда скважин (п. 9.8) — от количества скважин эксплуатационного фонда на конец года: при фонде 11–50 скважин — 20%, 51–200 — 15%, 201–500 — 12,5%, более 500 — 10%.
- Пересмотр проекта при превышении отклонений (п. 5.10) — если накопленная добыча нефти после 5 лет с даты утверждения технического проекта отличается от проектной более чем на ±50%, недропользователь обязан составить новый технический проект.
- Завершение разработки месторождения (п. 16.1) — принимается на основании технико-экономического обоснования при полной реализации проектных решений и выработке извлекаемых запасов либо при невозможности рентабельной разработки существующими технологиями и оборудованием.
Частые вопросы
Действует ли постановление (приказ) № 356 сейчас?
Нет. Утратил силу с 1 сентября 2025 года на основании приказа Минприроды России от 17.03.2025 № 107.
Чем заменены отменённые Правила?
Полный преемник — приказ Минприроды России и Роснедр от 17.03.2025 № 110/02 «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья», изданный в один день с приказом-отменой № 107. Приказ № 639 от 20.09.2019 «Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» регулирует только смежный вопрос — состав и содержание технических проектов — и полным преемником Правил № 356 не является.
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 (п. 2.6.1).
Связь с другими НПА
- Приказ Минприроды России и Роснедр от 17.03.2025 № 110/02 — действующие Правила разработки месторождений углеводородного сырья, полный преемник настоящего приказа.
- Приказ Минприроды России от 08.07.2010 № 254 — требования к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений УВС; глава II приложения к этому приказу тоже заменена приказом № 639 от 20.09.2019.
- Приказ Минприроды России от 20.09.2019 № 639 «Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» — вносил изменения в отменённые Правила № 356 и одновременно заменил главу II приказа № 254.
- Закон РФ № 2395-I «О недрах» — базовый закон недропользования.
- Промышленная безопасность — другие документы раздела.
Связки с базой знаний
Официальный источник
Приказ № 356 на pravo.gov.ru (документ утратил силу, приведён для истории вопроса); приказ об отмене — № 107 от 17.03.2025.
Полный текст документа
Приведён по тексту официальной публикации редакции, действовавшей на момент отмены (с изменениями от 20.09.2019, 19.06.2020 и 07.08.2020); отметки о постатейных изменениях сведены в поле «Редакция» выше и не дублируются построчно. Сокращение «TCP» источника выгрузки исправлено на корректное «ТСР» (технологическая схема разработки).
Приказ и Правила разработки месторождений углеводородного сырья (редакция, действовавшая до отмены) — развернуть
Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 14 июня 2016 г. № 356 «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья»
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах», Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации и Положением о Федеральном агентстве по недропользованию приказываю:
Утвердить прилагаемые Правила разработки месторождений углеводородного сырья.
Министр С.Е. Донской
Зарегистрировано в Минюсте РФ 26 августа 2016 г., регистрационный № 43415.
Правила разработки месторождений углеводородного сырья(утв. приказом Министерства природных ресурсов от 14 июня 2016 г. № 356)
I. Общие положения
1.1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации «О недрах», Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, Положением о Федеральном агентстве по недропользованию.
1.2. Настоящие Правила устанавливают требования к разработке месторождений углеводородного сырья (далее — УВС), расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, на континентальном шельфе Российской Федерации, в исключительной экономической зоне, на участках недр в Чёрном и Азовском морях, 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.
1.3. Технические проекты на разработку месторождений (залежей или участков залежей) УВС, согласованные и утверждённые пользователем недр в соответствии со статьёй 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» до дня вступления в силу настоящих Правил, действуют до окончания срока их действия. Приведение утверждённых до дня вступления в силу настоящих Правил технологических схем опытно-промышленной разработки месторождений (залежей или участков залежей) УВС в соответствие с настоящими Правилами не требуется.
II. Подготовка месторождения к промышленной разработке
2.1. Подготовка месторождения к промышленной разработке начинается на этапе разведки месторождения после постановки запасов УВС данного месторождения на государственный баланс запасов полезных ископаемых (далее — ГБЗ).
2.2. Для подготовки месторождения к промышленной разработке на стадии разведки и пробной эксплуатации месторождения изучаются характеристики месторождения (залежи), собираются необходимые геолого-геофизические, технико-технологические и другие материалы, позволяющие подготовить месторождение к подсчёту геологических запасов УВС, составлению технологической схемы разработки месторождения и вводу его в промышленную разработку.
2.3. Для месторождения, находящегося на стадии разведки и пробной эксплуатации, составляются: проект на проведение геологического изучения недр и разведки месторождений полезных ископаемых, проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, проект пробной эксплуатации единичной разведочной скважины, или проект пробной эксплуатации месторождения (залежи).
2.4. При опытной (пробной) эксплуатации поисковых скважин и единичных разведочных скважин выполняется комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин (в том числе с применением технологий интенсификации притока), состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационных характеристик пластов и их изменений во времени.
2.5. Проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, пробной эксплуатации единичной разведочной скважины, подготовленный недропользователем, подлежит согласованию в соответствии со статьёй 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» с комиссией, предусмотренной пунктом 5 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых (далее — Комиссия).
2.6. Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (далее — ППЭ) и дополнения к нему (далее — ДППЭ) составляются и реализуются в качестве технических проектов на разработку месторождения (залежи) на стадии разведки и пробной эксплуатации с целью получения необходимой информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, выполнения подсчёта запасов и подготовки месторождения к промышленной разработке. ППЭ, ДППЭ, подготовленные недропользователем, подлежат согласованию с Комиссией. ППЭ и дополнения к нему составляются на запасы категории С1+С2. Недропользователь имеет право осуществлять бурение и добычу УВС из разведочных и эксплуатационных скважин в границах запасов категории С2 при условии представления полученных результатов пробной эксплуатации и обосновывающих геологических материалов для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча.
2.6.1. Согласованный Комиссией ППЭ или ДППЭ утверждается недропользователем, начиная с года начала его реализации, на следующие сроки: а) три года — для мелких и очень мелких месторождений; б) пять лет — для средних месторождений; в) семь лет — для крупных и уникальных месторождений или морских (шельфовых) месторождений вне зависимости от категории месторождения. При наличии пяти и более эксплуатационных объектов (далее — ЭО) срок ППЭ, ДППЭ устанавливается не более пяти лет для мелких и очень мелких месторождений, не более 7 лет — для средних месторождений. В случае планирования проведения промышленных испытаний новой для геолого-физических условий технологии разработки месторождения сроки пробной эксплуатации продлеваются на срок, не превышающий три года.
2.7. Месторождение считается введённым в разработку при начале добычи из скважин в соответствии с ППЭ месторождения (залежи). На этапе пробной эксплуатации средних, крупных и уникальных месторождений может добываться не более 20% начальных извлекаемых запасов, числящихся на ГБЗ.
2.8. Виды, объёмы и порядок проведения работ по разведочным, поисковым скважинам определяются проектной документацией на проведение работ по разведке (доразведке) месторождений УВС и (или) техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых в соответствии с требованиями законодательства о недрах.
2.9–2.11. Интервалы отбора керна, опробований и испытаний, геофизические исследования скважин (ГИС), гидродинамические исследования пластов (ГДИ) устанавливаются геолого-техническим нарядом или отдельными планами работ на скважине; 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.
2.12. После завершения стадии разведки и пробной эксплуатации недропользователь представляет в Федеральное агентство по недропользованию подсчёт запасов УВС и технологическую схему разработки месторождения для проведения государственной экспертизы запасов и согласования технического проекта на разработку.
2.13–2.14. Составление ППЭ и проведение пробной эксплуатации скважин осуществляются по решению недропользователя; вопросы дальнейшего использования поисковых и разведочных скважин, оказавшихся за пределами контуров нефтегазоносности месторождения, решаются недропользователем самостоятельно.
III. Технические проекты на промышленную разработку месторождений
3.1. При промышленной разработке месторождений осуществляется технологический процесс извлечения из недр нефти, горючих газов (далее — газов), конденсата и содержащихся в них попутных компонентов на основании технических проектов, к которым относятся: а) технологическая схема разработки месторождения (далее — ТСР) и дополнения к ней; б) технологический проект разработки месторождения (далее — ТПР) и дополнения к нему.
3.2. ТСР составляется для подготовленных к стадии промышленной разработки месторождений.
3.3. ТСР, ТПР и дополнения к ним составляются на запасы категорий А+В1+В2. На стадии промышленной разработки месторождения недропользователь имеет право получать информацию, в том числе осуществлять добычу УВС, по залежи, ЭО, участкам ЭО с запасами категории В2, представляя в Федеральное агентство по недропользованию обосновывающие материалы для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча.
3.4–3.5. В ТСР, ТПР и дополнениях к ним обосновываются извлекаемые запасы УВС; сроки подготовки ТСР должны соответствовать условиям пользования недрами.
3.6. ТПР составляется для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А по основному полезному ископаемому более 75%.
3.7. Действие ТСР, ТПР и дополнений к ним распространяется на весь период разработки месторождений до полной выработки извлекаемых запасов.
3.8–3.11. В составе ТСР, ТПР и дополнений к ним могут выделяться участки опытно-промышленных работ; ТСР, ТПР составляется для месторождения в целом, но для крупных и уникальных месторождений допускается утверждение проектных показателей для отдельных ЭО с общей системой сбора продукции, а также составление единых ТСР, ТПР для группы месторождений с общей системой сбора.
3.12–3.14. Промышленная разработка ЭО (залежи, месторождения) осуществляется в границах лицензионного участка; новые технические проекты могут подготавливаться в течение всего срока действия ранее утверждённых; технические проекты промышленной разработки подлежат согласованию с Комиссией.
3.15. Проектные решения и технологические показатели разработки ТСР, ТПР и дополнений к ним вступают в силу с момента их утверждения и распространяются на весь период календарного года, в котором они были утверждены.
IV. Промышленная разработка месторождения
4.1. К месторождениям, подготовленным для промышленной разработки, относятся месторождения, в отношении которых: 4.1.1 запасы нефти и (или) газа по категории C1 составляют не менее 30% от всех геологических запасов при соблюдении требований к изученности для категории запасов В1; 4.1.2 определены добывные возможности скважин, изучены свойства нефти, свободного и растворённого газа, газового конденсата; 4.1.3 изучены гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки месторождения с достаточной полнотой.
4.2. Подготовленная пользователем недр ТСР или ТПР направляется в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов и согласования с Комиссией.
4.3. Месторождение, на котором начата добыча из скважин в соответствии с утверждённой ТСР, ТПР или дополнением к ним, относится к месторождению, введённому в промышленную разработку.
4.4. Для мелких и очень мелких месторождений допускается составление ТСР и перевод их в группу разрабатываемых при условии, что запасы не требуют дополнительного проведения геологоразведочных работ.
4.5. Необходимость составления технического проекта на разработку месторождения обосновывается недропользователем самостоятельно.
4.6–4.7. Дополнение к ТСР (ДТСР), дополнение к ТПР (ДТПР) представляются с подсчётом запасов при изменении утверждённых геологических запасов категорий А+В1+В2 более чем на 20% от начальных запасов по месторождению или при принципиальном изменении геологической модели; при изменении запасов менее чем на 20% (в том числе при открытии новой залежи) подготавливается отчёт по оперативному изменению состояния запасов.
4.8. При необходимости опробования новой технологии разработки, а также для крупных и уникальных, недостаточно разведанных или со сложным геологическим строением месторождений в составе ТСР, ТПР допускается выделение участка опытно-промышленных работ (ОПР).
4.9. Дополнения к ТСР, ТПР могут представляться на основе ранее проведённого подсчёта запасов при сохранении геологической модели в случаях: а) отклонения фактической годовой добычи от проектной сверх установленного значения; б) положительных результатов ОПР; в) необходимости изменения технологии и системы разработки ЭО (залежи).
4.10. Срок завершения разработки и переход к ликвидационным работам обосновывается в ТПР или дополнении к нему.
V. Допустимые отклонения показателей разработки месторождения
5.1. Показателями, характеризующими выполнение недропользователем обязанностей по обеспечению 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 для категории запасов А+B1(C1); в) годовой действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин для категории запасов А+B1(C1).
5.2. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа устанавливаются в соответствии с техническим проектом, согласованным с Комиссией.
5.3. Уровни добычи для ППЭ (дополнений к нему) и участков ЭО ОПР устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми.
5.4. Уровни отборов попутного газа и конденсата устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми.
5.5. Допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению от проектной величины в соответствии с приложением к настоящим Правилам (см. таблицу ниже).
5.6. В случае отклонения уровня фактической годовой добычи от проектной сверх допустимых значений недропользователю необходимо обосновать причины отклонений и внести изменения в процесс разработки или подготовить новый технический проект.
5.7. В случае, когда часть месторождения выходит за пределы лицензионного участка и находится в нераспределённом фонде недр, в другом субъекте РФ или принадлежит другому недропользователю, допустимые отклонения устанавливаются для каждого лицензионного участка отдельно.
5.8–5.9. Отклонения добычи, связанные с обстоятельствами непреодолимой силы либо с изменением спроса на газ (для газовых и газоконденсатных месторождений) или сезонной добычей нефти, принимаются как допустимые.
5.10. Для месторождений с уровнем добычи, устанавливаемым по фактически достигнутому, если накопленная добыча нефти после 5 лет с даты утверждения технического проекта отличается от проектной накопленной добычи более чем на ±50%, недропользователь должен составить новый технический проект.
5.11–5.13. Допускаются ежегодные отклонения по вводу новых скважин и по действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин относительно установленных в ТСР, ТПР — в сторону увеличения без ограничений, в сторону уменьшения по таблицам допустимых отклонений в зависимости от количества скважин (например, при 101 и более новых скважинах — не более 20%; при действующем фонде более 200 добывающих или нагнетательных скважин — не более 20%).
5.14–5.16. Отклонения технологических показателей, превышающие установленные пределы по причине обстоятельств непреодолимой силы, принимаются как допустимые; пользователь недр самостоятельно анализирует разработку месторождения и вправе принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин без внесения изменений в ТСР, ТПР в отдельных установленных случаях (расширение проектной системы на участки до 10% площади продуктивного пласта, отмена проектных скважин на участках сокращения площади залежи, изменение местоположения скважин на локальных участках, перевод скважин на другой ЭО, проведение геолого-технических мероприятий в пределах допустимых отклонений).
VI. Требования к системе разработки месторождения
6.1. Выделение эксплуатационных объектов (ЭО) разработки производится с целью обеспечения рациональной разработки месторождения и достижения максимальных коэффициентов извлечения УВС; ЭО должен выделяться с запасами, достаточными для продолжительной эксплуатации скважин; между выделяемыми ЭО должны быть выдержанные разделы из непроницаемых пород; залежи, объединяемые в один ЭО, должны быть близки по составу коллекторов и физико-химическим свойствам флюидов.
6.2. Целесообразность объединения залежей в ЭО обосновывается в техническом проекте; разработка нерентабельного возвратного ЭО предусматривается скважинами, переводимыми с других ЭО.
6.3. Система разработки определяет схему размещения и конструкции скважин, способы заканчивания, плотность сетки скважин, режимы работы залежи, рабочий агент для поддержания пластового давления (ППД).
6.4. Технологические показатели разработки, рассчитанные в границах запасов категорий А+В1, используются для текущего планирования; рассчитанные в границах А+В1+В2 (в ППЭ — С1+С2) — для перспективного планирования; расчёт проводится с использованием трёхмерных геологических и гидродинамических моделей.
6.5–6.9. Рабочий агент для ППД должен обеспечивать химическую совместимость с пластовыми флюидами, не ухудшать свойства УВС и обеспечивать проектную приёмистость; система ППД должна обеспечивать контроль качества агента, замеры давления и приёмистости; обсадные колонны при закачке коррозионно-агрессивных агентов защищаются от вредного воздействия; ведётся раздельный учёт закачки и добычи для оценки эффективности методов интенсификации.
VII. Назначение скважин
7.1–7.10. На стадиях поиска, разведки и разработки месторождений бурятся и выделяются скважины по назначению: опорные (изучение общего геологического строения), параметрические (региональное изучение недр), структурные (изучение выявленных структур), поисково-оценочные (поиск новых месторождений), разведочные (оконтуривание залежей, подсчёт запасов), эксплуатационные — добывающие и нагнетательные (реализация ППЭ и промышленная разработка), специальные (взрывные работы, водозабор, сброс промысловых вод, подземные газохранилища, ликвидация фонтанов, экологический мониторинг), контрольные наблюдательные и пьезометрические (контроль межфлюидальных контактов, пластового давления и температуры). Назначение скважин может меняться в процессе разработки на основании утверждённых решений технического проекта.
VIII. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных пластов и освоения скважин
8.1–8.8. Бурение скважин осуществляется в соответствии с рабочим проектом производства буровых работ; требования по вскрытию, креплению, перфорации и освоению скважин, установленные техническим проектом разработки месторождения, уточняются в рабочем проекте на бурение; геологическая служба недропользователя устанавливает профиль скважины, контролирует его проводку и назначает интервалы перфорации; освоение скважин проводится по индивидуальным или типовым планам с мероприятиями по предотвращению деформации колонны, прорыва пластовых вод, открытых нефтегазоводопроявлений, снижения проницаемости призабойной зоны и загрязнения недр. Ответственность за соблюдение проектов и качество бурения возлагается на пользователя недр.
IX. Учёт фонда скважин
9.1–9.7. Учёт скважин ведётся по утверждённым формам статистической отчётности; к эксплуатационному фонду относятся добывающие и нагнетательные скважины в действующем, бездействующем фонде или в ожидании освоения; действующими считаются скважины, дававшие продукцию в последнем месяце отчётного периода.
9.8. Допустимая величина бездействующего фонда скважин на конец календарного года (в процентах от эксплуатационного фонда): при фактическом количестве скважин менее 10 — по фактически достигнутой величине; 11–50 скважин — 20,0%; 51–200 — 15,0%; 201–500 — 12,5%; более 500 — 10,0%.
9.9–9.14. Для газовых и газоконденсатных месторождений в период сокращения добычи, связанного с ограничением поставок в единую газотранспортную систему, допустимая величина бездействующего фонда устанавливается по фактически достигнутой; для месторождений с сезонной эксплуатацией отклонения по бездействующему фонду не устанавливаются; скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда, могут переводиться в контрольный фонд, фонд консервации или ликвидироваться; учёт фонда скважин ведётся ежемесячно на основе документов первичного учёта.
X. Ввод скважин в эксплуатацию
10.1. При вводе скважины в эксплуатацию недропользователь 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; акты на цементирование обсадных колонн; акты испытания на герметичность колонн; планы работ по опробованию (освоению); акты на перфорацию; акты опробования (освоения) каждого ЭО; заключения на испытания пластов; данные о насосно-компрессорных трубах; геологический журнал; документацию по геолого-техническому контролю; паспорт скважины; акты о натяжении колонн, об оборудовании устья и о сдаче документации подрядчиком заказчику.
XI. Требования к эксплуатации скважин
11.1. Эксплуатация добывающих скважин осуществляется фонтанным и механизированным способом при соблюдении норм и правил промышленной безопасности.
11.2–11.6. Глубину спуска и типоразмеры оборудования указывают в планах ввода скважин; для добывающих и нагнетательных скважин устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые показатели при соблюдении надёжности и безопасности эксплуатации; режим характеризуется пластовым, забойным и устьевым давлением, дебитом (приёмистостью), типоразмерами оборудования.
11.7–11.9. При одновременно-раздельной эксплуатации или закачке в несколько ЭО обеспечивается раздельный учёт продукции и проведение исследований; технологические режимы назначает и утверждает пользователь недр не реже одного раза в квартал.
11.10–11.11. В процессе эксплуатации обеспечивается регулярный контроль технического состояния колонны и оборудования; первичные материалы контроля хранятся в фондах недропользователя на протяжении всего периода разработки, кроме оперативных журналов ежесуточного учёта, суточных рапортов, эхограмм и динамограмм, срок хранения которых — три года.
XII. Ремонт скважин, наблюдение и регулирование процесса разработки месторождений (залежей)
12.1–12.5. Ремонт скважин подразделяется на капитальный (КРС) и текущий (ТРС); не допускается применение технологических жидкостей, безвозвратно снижающих проницаемость призабойной зоны пласта (кроме изоляционных работ); работы оформляются описанием ремонта (КРС) или актом (ТРС) и регистрируются в деле скважины.
12.6–12.8. Наблюдение за разработкой залежей ведётся для оценки эффективности системы разработки и получения информации для её совершенствования; скважины оборудуются измерительными приборами по техническому проекту; к методам регулирования разработки относятся изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, увеличение гидродинамического совершенства скважин, изоляция непроизводительных притоков, применение потокоотклоняющих технологий, изменение интервалов перфорации, применение одновременно-раздельной эксплуатации и закачки.
XIII. Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспортировка углеводородов
13.1–13.10. Проектирование объектов обустройства осуществляется на основании технического проекта разработки месторождения; проектная документация по обустройству определяет решения по системам сбора и транспорта, технологическим установкам подготовки нефти/газа/конденсата, предупреждению отложений и коррозии, контролю и учёту добычи, электро- и теплоснабжению; система сбора должна обеспечивать регулирование отборов, минимизацию потерь пластовой энергии, устойчивость к авариям и возможность реконструкции; совместный сбор продукции из разных ЭО не допускается при несовместимости по коррозионно-агрессивным компонентам или существенном снижении добывных возможностей.
XIV. Учёт добычи и отчётность при разработке месторождений
14.1–14.9. Оперативный учёт добытой нефти, газа, конденсата и воды осуществляется на основании замеров с применением сертифицированного оборудования; количество добытых за месяц УВС определяется суммированием отчётных данных по скважинам; пользователь недр обеспечивает достоверность данных учёта добычи и закачки.
XV. Документация по разработке месторождения и эксплуатации скважин
15.1–15.10. Документация составляется недропользователем для планирования, проектирования, контроля и мониторинга разработки, учёта и списания запасов; подразделяется на первичную (данные измерений и исследований, акты), сводную (дело скважины, технологические режимы, сводные ведомости) и обобщающую (отчёты, паспорт месторождения, геологические карты, отчётные формы). При сдаче лицензии недропользователь представляет документацию и отчётность органам, выдавшим лицензию.
XVI. Завершение разработки месторождения
16.1. Решение о завершении разработки принимается на основании технико-экономического обоснования при выполнении одного из условий: а) проектные решения ТПР (или дополнения) полностью реализованы, коэффициенты извлечения достигнуты и запасы УВС, числящиеся на ГБЗ, полностью выработаны; б) технологии и оборудование, доступные недропользователю, не позволяют вести дальнейшую рентабельную разработку месторождения.
Приложение. Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению углеводородов от проектной величины
Для нефти (проектный уровень годовой добычи, 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%.
Для свободного газа и (или) газа газовых шапок (проектный уровень годовой добычи, млрд м³ → допустимое отклонение, %): до 0,5 включительно — 50%; более 0,5 до 2 — 40%; более 2 до 10 — 30%; более 10 — 20%.