Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья

20 Федеральный закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ "Об охране окружающей среды". 116. Необходимость применения мероприятий по КРС, ТРС определяется текущим состоянием эксплуатации скважины и осуществляется в соответствии со специальными планами, утвержденными пользователем недр. 117. Работы по КРС, ТРС оформляют описанием ремонта (для КРС) и актом (для ТРС) и регистрируют в деле (паспорте) скважины в соответствии с федеральными нормами и правилами в нефтяной и газовой промышленности. 118. Наблюдение за разработкой залежей УВС осуществляется в целях: а) оценки эффективности принятой системы разработки ЭО в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению; б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию. 119. Виды, объемы и периодичность исследований в процессе разработки месторождения УВС определяются техническим проектом разработки месторождения УВС, в отдельных случаях - рабочими программами. 120. Для выполнения работ по наблюдению за процессом разработки и технологическими режимами эксплуатации скважины должны быть оборудованы специальными измерительными приборами21 в соответствии с техническим проектом разработки месторождения УВС. 121. Для контроля за параметрами эксплуатации скважины на устье устанавливают приборы (устройства) для измерения давления и устройства для отбора проб добываемой продукции22. ______________________________ 21 Часть 1 статьи 26.8 Кодекса Российской Федерации об административных нарушениях. 22 Обвязка скважин должна обеспечивать возможность индивидуального замера дебита жидкости и определение дебита газа, отбора проб добываемой продукции, замера устьевых давлений, эхометрирования, динамометрирования (для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами), спуска глубинных приборов для скважин фонтанного фонда. 122. Для наблюдения за режимом эксплуатации нагнетательных скважин на устье устанавливают приборы (устройства) для измерения давлений. Обвязка скважин должна обеспечивать индивидуальный замер объемов закачки (приемистости) устьевых давлений, спуск глубинных приборов. 123. Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных замеров и исследований, не допускается. 124. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся: а) изменение режимов эксплуатации добывающих скважин (включая увеличение или ограничение отборов газа или жидкости, отключение высокообводненных скважин или скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов); б) изменение режимов эксплуатации нагнетательных скважин (включая увеличение или ограничение приемистости рабочего агента, перераспределение приемистости по скважинам, циклическая закачка); в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (например, дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта, гидравлический разрыв пласта); г) изоляция или ограничение различными технологиями непроизводительного водо(газо)притока в скважине (цементная заливка, создание внутри пласта искусственного непроницаемого экрана, применение химреагентов); д) применение потокоотклоняющих технологий; е) изменение интервалов перфорации в рамках ЭО; ж) применение одновременно-раздельной эксплуатации скважин и одновременно-раздельной закачки воды на многопластовых месторождениях УВС; з) совершенствование и развитие системы заводнения в соответствии со структурой текущих остаточных запасов (преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания), предусмотренной в техническом проекте разработки месторождения УВС. 125. Для конкретных геолого-физических условий и для различных стадий разработки проектируется система контроля и регулирования разработки (учет добычи, закачки, их регулирование) в рамках рекомендуемого варианта разработки. XI. Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспортировка УВС 126. Проектирование объектов обустройства месторождения УВС осуществляется на основании технического проекта разработки месторождений УВС, а также технического задания, утвержденных пользователем недр с соблюдением федеральных норм и правил в нефтяной и газовой промышленности. 127. Технические решения по обустройству месторождения УВС, рекомендованные в техническом проекте разработки месторождений УВС или в изменениях к нему, могут уточняться на стадии проектирования объектов обустройства при условии сохранения принятых систем разработки ЭО. 128. Проектирование обустройства месторождения УВС по ТСР, ТПР допускается выполнять на основе прогнозных показателей разработки месторождения УВС, рассчитанных в границах категорий запасов A + B1 + B2, а по ППЭ - категорий запасов C1 + C2. 129. Пользователь недр в составе проектной документации по обустройству промысловых объектов определяет инженерно-технические решения по: а) системам сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа (конденсата) и пластовой воды; б) технологическим установкам, оборудованию и аппаратуре для промысловой подготовки нефти, газа, газового конденсата к транспорту или использованию на собственные нужды промысла; в) предупреждению выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений, солеотложений и гидратообразования в промысловых коммуникациях и оборудовании эксплуатационных скважин; г) технологическим мероприятиям и техническим средствам для предупреждения коррозии оборудования; д) технологическим мероприятиям и техническим средствам для контроля и регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин; е) средствам контроля и учета добычи нефти, газа, газового конденсата, воды по скважине, кусту скважин, установкам комплексной подготовки газа (далее - УКПГ), установкам предварительной подготовки газа (далее - УППГ) и ЭО в целом; ж) оборудованию и приборам для определения кондиций подготовленных нефти, газа и конденсата; з) обеспечению проектного уровня использования попутного газа; и) водоснабжению, промысловой канализации, обработке и утилизации промышленных стоков; к) средствам общепромысловой связи, системам автоматики и телемеханики, централизованного контроля и управления, мероприятиям по охране труда и промышленной безопасности; л) электроснабжению и теплоснабжению промысловых объектов. 130. При проектировании обустройства промыслов на различных площадях крупного месторождения УВС либо его отдельных ЭО учитывают имеющуюся промышленную инфраструктуру и (или) положения генеральной схемы обустройства месторождения УВС (группы месторождений УВС). 131. Система сбора нефти и (или) газа должна обеспечивать и предусматривать: а) возможность регулирования распределения отборов по эксплуатационному фонду скважин для обеспечения равномерной выработки запасов УВС залежи по площади и разрезу; б) минимизацию потерь пластовой энергии; в) технологически обоснованное количество скважин, подключаемых к газосборному пункту; г) возможность проведения газогидродинамических исследований и отбор проб пластовых флюидов скважин (групп скважин) для залежей, содержащих свободный газ; д) устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций (например, применение кольцевых схем промыслового газосборного коллектора), сохранение герметичности и минимизацию потерь УВС при авариях; е) минимизацию технологических потерь добываемого сырья при обслуживании и профилактических работах; ж) возможность ее реконструкции при изменении условий добычи; з) возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных эксплуатационных объектов или объектов разработки; и) использование энергии высоконапорных газовых скважин для транспорта низконапорного газа. 132. Совместный сбор продукции, добываемой из различных ЭО, не допускается, если: а) подключаемый объект по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов (сероводорода, углекислоты, органических кислот) не соответствует характеристикам существующей системы сбора; б) рабочее давление в системе сбора существенно снижает добывные возможности скважин объекта с меньшим пластовым давлением. 133. Эксплуатация установок подготовки нефти, газа и конденсата проводится в соответствии с утвержденными технологическими регламентами23. ______________________________ 23 134. Для крупных длительно разрабатываемых месторождений природного газа при неравномерном снижении пластового давления должны рассматриваться варианты реконструкции системы сбора с раздельным сбором продукции скважин с высоким давлением и низконапорного газа. 135. Строительство объектов системы промыслового сбора, подготовки и транспорта продукции осуществляется в соответствии с проектной документацией на обустройство месторождения УВС. XII. Учет добычи и отчетность при разработке месторождений УВС 136. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляют на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания попутно добываемой воды с применением сертифицированного оборудования. 137. Оперативный учет добычи УВС и содержания воды в продукции осуществляют на основании данных замера с помощью замерных устройств с применением сертифицированного оборудования. 138. Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых попутно с нефтью, осуществляют на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа и конденсата на газовых линиях всех ступеней сепарации с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. 139. Замеры газовых факторов и объемов сепарированного газа на всех ступенях сепарации, дебитов газа производят по графику, составленному в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований, предусмотренных в техническом проекте разработки месторождений УВС. 140. График замеров утверждается пользователем недр. 141. При содержании в газе попутных компонентов и попутных полезных ископаемых, запасы которых учтены в ГБЗ, их добычу учитывают по компонентам. 142. Количество добытых за месяц по ЭО и месторождению нефти, конденсата, газа и воды определяют путем суммирования отчетных данных по скважинам. 143. Количество добытых из каждой скважины за месяц нефти, конденсата и газа по данным оперативного учета для целей отчетности нормируют по данным коммерческих и оперативных узлов учета, потерь и использования УВС на собственные нужды. Количество добытой из каждой скважины за месяц воды нормируют по данным оперативных узлов учета системы сбора и подготовки добываемой продукции. 144. Пользователь недр обеспечивает достоверность данных учета добычи УВС и воды, а также закачки рабочих агентов. XIII. Документация по разработке месторождения УВС и эксплуатации скважин и завершение разработки месторождения УВС 145. Документация по разработке месторождения УВС и эксплуатации скважин составляется пользователем недр с целью систематизации и хранения информации, необходимой для: а) перспективного и оперативного планирования технологических показателей разработки месторождения УВС и составления отчетных документов по выполнению проектных решений; б) проектирования разработки месторождения УВС; в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки месторождения УВС (ЭО), а также эксплуатации отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи УВС; г) контроля и мониторинга разработки месторождения УВС (ЭО), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки; д) учета и списания запасов нефти, свободного газа, попутных полезных компонентов и попутных полезных ископаемых; е) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр. 146. Документация, ведущаяся пользователем недр, должна храниться на бумажных, магнитных, электронных или оптических носителях. 147. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую. 148. Первичная документация включает данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи УВС и воды, закачки агентов вытеснения и ППД, акты о проведении различных видов работ в скважинах и на других нефте- и газопромысловых объектах. Первичная документация ведется пользователем недр. 149. К основным первичным документам относятся: а) акты опробования и испытания скважин; б) описание кернового материала; в) отчеты по результатам лабораторного исследования керна (стандартные и специальные методы); г) результаты ГИС (в том числе: определения коллекторских свойств и параметров пластов); д) результаты лабораторных исследований нефти, конденсата, газа и воды; е) данные литолого-фациальных исследований пластов; ж) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов; з) суточные рапорты или отчеты по эксплуатации скважин, полученные по системе телемеханики; и) результаты гидродинамических, газоконденсатных, геохимических и промыслово-геофизических и сейсмических исследований (включая пластовое и забойное давление, профили притока, поглощения, температуры); к) акты о перфорации скважин; л) акты о выполненных работах по ТРС и КРС, а также материалы по проведенным в стволе скважин воздействиям на призабойную зону пласта (включая возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта) без подъема (допуска) подземного оборудования, очистка обсадных и насосно-компрессорных труб. 150. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации, и заполняется пользователем недр и подрядными организациями. 151. К основным сводным документам относятся: а) дело скважины (паспорт скважины, акты и отчеты обо всех мероприятиях, проводимых на скважине); б) технологические режимы работы скважин; в) сводные ведомости (ежемесячные отчеты), в том числе: по отбору нефти, газа, конденсата, воды, обводненности, учету времени работы скважины; г) каталоги, таблицы, графики, диаграммы; д) материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов УВС, проектирование разработки и обустройства месторождения УВС. 152. Обобщающая документация содержит обработанную информацию, содержащуюся в первичной и сводной документации по укрупненным объектам и показателям, и ведется пользователем недр. 153. К основным обобщающим документам относятся: а) форма статистической отчетности по движению запасов УВС24; ______________________________ 24 Пункт 25.1 раздела 25 Федерального плана статистических работ, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 6 мая 2008 г. № 671-р. б) геологические отчеты; в) отчеты по состоянию и движению фонда скважин; г) паспорт месторождения УВС; д) геологические профили и карты (в том числе, структурные, разработки, изобар, распределения запасов). 154. Решение о завершении разработки месторождения УВС принимается на основании подготовленного пользователем недр технико-экономического обоснования завершения разработки и проведения ликвидационных работ при выполнении одного из следующих условий: а) проектные решения ТПР или ДТПР полностью реализованы, КИН (КИГ и КИК) достигнуты и числящиеся на ГБЗ извлекаемые запасы УВС полностью выработаны; б) технологии и техническое оборудование, которые может использовать пользователь недр, не позволяют проводить дальнейшую рентабельную разработку месторождения УВС. Приложение к Правилам разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденным приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации и Федерального агентства по недропользованию от 17 марта 2025 г. № 110/02 Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению УВС от проектной величины, утвержденной в техническом проекте разработки месторождения УВС Проектный уровень годовой добычи нефти по месторождению УВС, млн.т.Допустимое отклонение (+/-) фактической годовой добычи от проектной, % до 0,01 (включительно)устанавливается в соответствии с фактически достигнутым уровнем более 0,01 до 0,025 (включительно)50,0 более 0,025 до 0,05 (включительно)40,0 более 0,05 до 0,10 (включительно)30,0 более 0,10 до 1,0 (включительно)25,0 более 1,0 до 5,0 (включительно)20,0 более 5,0 до 10,0 (включительно)15,0 более 10,0 до 15,0 (включительно)12,0 более 15,0 до 20,0 (включительно)10,0 более 20,0 до 25,0 (включительно)8,5 более 25,07,5 Проектный уровень годовой добычи свободного газа и (или) газа газовых шапок по месторождению УВС, млрд. м3Допустимое отклонение (+/-) фактической годовой добычи от проектной,% до 0,5 (включительно)50 более 0,5 до 2 (включительно)40 более 2 до 10 (включительно)30 более 1020