Відповідно до абзацу шостого статті 37 Закону України "Про нафту і газ" та підпункту 61 пункту 4 Положення про Міністерство екології та природних ресурсів України, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 21 січня 2015 року № 32, НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Правила розробки нафтових і газових родовищ, що додаються.

2. Юридичному департаменту (Бучко В.А.) забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

3. Контроль за виконанням цього наказу залишаю за собою.

4. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

1. Ці Правила встановлюють основні вимоги до організації та здійснення дослідно-промислової та промислової розробки родовищ вуглеводнів та регламентують відносини суб’єктів господарювання та центральних і місцевих органів виконавчої влади, що виникають під час користування нафтогазоносними надрами, з метою їх комплексного і раціонального використання.

2. У цих Правилах викладено вимоги до дослідно-промислової розробки родовищ (далі - ДПР), видобування вуглеводнів під час промислової розробки родовищ (покладів) нафти і газу, техніки й технології влаштування свердловин, облаштування родовищ з урахуванням вимог забезпечення повної безпеки населення, охорони навколишнього природного середовища, а також майна (будівель, споруд тощо).

3. Вимоги цих Правил поширюються на діяльність усіх суб’єктів нафтогазової галузі будь-якої організаційно-правової форми та форми власності, які здійснюють пошуки, розвідку, проєктування систем розробки і облаштування, розробку родовищ вуглеводнів, влаштування та експлуатацію свердловин, інших промислових споруд тощо.

4. Користування нафтогазоносними надрами, пошук і розвідка родовищ нафти і газу, їх розробка, влаштування та експлуатація підземних сховищ для зберігання нафти і газу здійснюються відповідно до законодавства у сфері охорони та використання надр.

5. Облік видобутих нафти, газу, конденсату та води під час пробної експлуатації свердловин, дослідно-промислової та промислової розробки родовища (покладу), а також обсягів закачаних у пласти агентів впливу має здійснюватись відповідно до діючих нормативно-технічних документів.

6. Проєктні технологічні документи на розробку родовищ затверджує користувач нафтогазоносних надр.

У цих Правилах терміни вживаються у таких значеннях:

авторський нагляд за реалізацією проєктів дослідно-промислової розробки, проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовища (покладу) - науково-дослідна робота, яку проводять установи, організації - автори проєктів дослідно-промислової розробки, проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів) та/або користувачі надрами, з метою аналізу відповідності фактичних показників розробки (дослідно-промислової розробки) родовищ (покладів) проєктним і надання рекомендацій щодо геолого-технічних заходів, спрямованих на виконання проєктних рішень відповідно до зміни фактичних гірничо-геологічних умов розробки родовищ нафти і газу;

агенти впливу на поклади нафти і газу (далі - агенти впливу) - речовини, що використовують для впливу на термодинаміку покладів, зокрема: нагнітання в поклади вуглеводнів з метою підвищення коефіцієнтів вилучення нафти, газу, конденсату; інтенсифікації видобутку вуглеводнів або ізоляції припливу пластових вод у свердловинах; проведення технологічних операцій під час поточного і капітального ремонту свердловин;

аналіз розробки - оцінка ефективності реалізованої системи розробки родовища (покладу), що здійс-нюється на основі вивчення й зіставлення технологічних показників розробки із затвердженими проєктними показниками, виявлення причин розбіжностей і підтвердження обсягів запасів, прийнятих до проєктування;

буріння - процес утворення гірничої виробки, переважно круглого перетину, шляхом руйнування порід бурильним інструментом із видаленням продуктів руйнування;

випробування свердловини - комплекс робіт у свердловині з розкриття горизонту та викликання припливу пластового флюїду з метою визначення нафто, водо- і газонасиченості пласта, оцінки його фільтраційно-ємнісних характеристик, відбирання проб пластової рідини і газу, вимірювання пластового тиску;

влаштування свердловини - комплекс робіт, починаючи з підготовки майданчика під бурову установку та під’їзних шляхів до нього, з подальшим бурінням свердловини, її кріпленням, обв’язкою фонтанної арматури, монтажем обладнання для вилучення (компримування) сировини зі свердловини, прокладанням необхідних інженерних лінійних комунікацій для транспортування вуглеводневої суміші в місця підготовки продукції, викликом припливу вуглеводнів, і закінчуючи демонтажем та демобілізацією бурового устаткування, і рекультивацією земельної ділянки;

вуглеводні - нафта, бітум нафтовий, природний газ (у тому числі газ, розчинений у нафті, та газ, розчинений у підземних водах), газ центрально-басейнового типу, нафта і газ сланцевих товщ, газ та нафта колекторів щільних порід, газовий конденсат, газ (метан) вугільних родовищ, газогідрати;

газ рециркуляції - природний газ, який повернуто (закачано) в один або декілька нафтогазових покладів або газоконденсатних покладів родовища для підтримання в них пластового тиску або утилізації супутнього газу відповідно до затвердженого користувачем надрами проєктного технологічного документа;

геолого-технологічна модель родовища - цифрова імітаційна модель родовища, яка зберігається у вигляді багатовимірного об’єкта, яка дає можливість досліджувати та прогнозувати процеси, що відбуваються під час розробки в об’ємі резервуара, та періодично уточнюється у міру надходження нових даних протягом усього періоду розробки родовища;

гідравлічний розрив пласта - метод інтенсифікації, який зазвичай застосовується у нафтових і газових свердловинах в пластах, що характеризуються низькою проникністю. Спеціально підібрані рідини із розклинювачем або без нього для гідравлічного розриву закачуються під високим тиском і швидкістю у інтервал колектора для штучного утворення тріщин;

гідрохімічні показники - розчинені іонносольові комплекси, їх взаємозв’я-зок зі скупченнями вуглеводнів, з літолого-фаціальними особливостями водовмісних порід та гідродинамікою;

глибоке буріння - спорудження свердловин у земній корі, буріння яких здійснюється на глибину понад 4 500 м по вертикальному стовбуру свердловини;

діючі свердловини - свердловини, що давали продукцію (поглинали) протягом останнього місяця звітного періоду незалежно від кількості днів експлуатації;

доповнення до проєктних технологічних документів з розробки - доповнення до чинних проєктних технологічних документів (проєктів дослідно-промислової розробки, проєктів промислової розробки або технологічних схем промислової розробки), в яких коригуються окремі положення проєктних технологічних документів та які є невід’ємними складовими частинами основних проєктних технологічних документів з розробки;

дослідження на конденсатність (газоконденсатні дослідження) - комплекс польових та лабораторних досліджень, що проводяться з метою визначення конденсатогазового (далі - КГФ) і водного (далі - ВФ) факторів, розрахунку компонентного складу пластової системи;

експлуатація видобувних свердловин - процес підняття пластових флюїдів з вибою на поверхню;

комплексний проєкт облаштування родовища - проєктна технологічна документація, що містить організаційні та технологічні рішення щодо проведення робіт з облаштування, спорудження, реконструкції, технічного переоснащення промислових нафтогазових об’єктів, призначених для видобутку, підготовки вуглеводневої сировини, а також транспортування підготовленої продукції;

консервація родовища (покладу) - здійснення комплексу заходів для тимчасового припинення розробки родовища, що передбачає припинення видобування з нього вуглеводнів, у тому числі припинення використання експлуатаційного обладнання і свердловин та збереження їх у стані, придатному для відновлення їх експлуатації, а також забезпечення безпеки населення, охорони надр і навколишнього природного середовища;

консервація свердловини - тимчасове припинення влаштування свердловини чи її експлуатації із вживанням відповідних заходів щодо охорони навколишнього природного середовища, а також збереження її продуктивних характеристик за період зупинки;

недіючі свердловини - свердловини, що знаходяться в простої не менше одного календарного місяця;

нетрадиційні скупчення вуглеводнів - скупчення, що включають в себе газ та нафту із сланцевих товщ, ущільнених порід (пісковиків тощо), газ (метан) вугільних родовищ, газ центрально-басейнового типу, газогідрати, нафту, конденсат або іншу вуглеводневу сировину, яка залягає в нетрадиційних колекторах;

об’єкт розробки (експлуатаційний об’єкт) - пласт або група пластів, які мають подібні фізико-хімічні, термодинамічні та інші властивості і виділяються для розбурювання і експлуатації свердловин за самостійною сіткою;

облаштування родовища - комплекс проєктних, вишукувальних, будівельних робіт, які необхідно виконати для введення нового родовища в промислову (дослідно-промислову) розробку, або нове будівництво, розширення, реконструкція і технічне переоснащення на діючих (облаштованих) родовищах;

оператор - юридична особа, яка володіє фінансовими і технічними ресурсами, а також досвідом щодо здійснення діяльності з видобування вуглеводнів, їх промислової підготовки, облаштування родовищ, капітального ремонту діючих об’єктів тощо. Оператора визначає користувач надрами;

освоєння свердловини - завершальна стадія підготовки свердловини до експлуатації, на якій здійснюється комплекс техніко-технологічних операцій щодо викликання припливу пластових флюїдів;

план пробної експлуатації свердловини - документ, який регламентує проведення необхідного комплексу досліджень у свердловині та їх періодичність з метою підготовки вихідних даних для оцінки запасів і проєктування дослідно-промислової розробки та регламентує відбори вуглеводнів (дебіт свердловини) при пробній експлуатації;

пластовий флюїд - нафта, газ, конденсат, нафтовий бітум, вода або їх суміш, що містяться у пласті;

платформи-буї - закріплені вертикальні плаваючі циліндри, значне заглиблення яких робить платформу стійкішою, спрощує її стабілізацію практично без активного регулювання баласту;

початковий пластовий тиск - величина тиску в продуктивному пласті до початку його розробки;

пробна експлуатація свердловини - комплекс робіт, які виконують з метою уточнення видобувних можливостей свердловини, складу й фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів, колекторських характеристик пластів, коефіцієнтів продуктивності, максимально можливих дебітів свердловин, їх приймальності тощо, отримання необхідної кількості інформації для обґрунтування системи та технологічних показників дослідно-промислової розробки;

проєкт дослідно-промислової розробки родовищ (покладів) (далі - проєкт ДПР) - проєктний технологічний документ, розроблений на основі вихідних геолого-промислових даних, в якому обґрунтована система розробки, обсяги вуглеводнів, що видобуваються в період дослідно-промислової розробки, раціональне використання продукції, регулювання процесу розробки, а також програма та обсяги дослідних робіт, що включає контроль за процесом дослідно-промислової розробки і отримання всіх необхідних даних для виконання детальної геолого-економічної оцінки і затвердження в установленому порядку;

проєкт промислової розробки родовища (покладу) - проєктний технологічний документ, в якому на основі затвердженої в установленому порядку геолого-економічної оцінки запасів родовища, даних проводки свердловин, вивчення керну, матеріалів промислової геології і геофізики, гідрогеологічних, газодинамічних та промислових досліджень, а також інших даних, отриманих під час розвідки та дослідно-промислової розробки родовищ (покладів), обґрунтовано раціональний, економічно виправданий комплекс технологічних і технічних рішень для розробки родовища та заходи з контролю за процесом розробки, забезпечення безпеки працюючих та населення, охорони надр та навколишнього природного середовища;

промислова розробка родовища - комплекс заходів і технологічних процесів, спрямованих на вилучення нафти, газу, конденсату та інших компонентів з надр для використання їх в промисловості за оптимальних економічних показників, і управління цими процесами;

промислова характеристика покладів - форма, розміри, гіпсометричне положення контурів нафтоносності, газоносності, контактів газ-нафта-вода в різних частинах покладу, запаси вуглеводнів, початковий дебіт свердловин, пластові тиски і температури, газові фактори, коефіцієнти продуктивності та їх зміни під час пробної експлуатації свердловин та дослідно-промислової розробки родовища (покладу), для газових, газоконденсатних покладів - наявність або відсутність нафтової облямівки промислового значення, вміст конденсату, відомості про характер взаємодії свердловин і пластів, про режим покладу;

регулювання процесу розробки родовищ (покладів) нафти і газу - впровадження заходів з удосконалення подальшої розробки родовища (покладу), спрямованих на досягнення заданих темпів видобутку вуглеводнів і забезпечення затвердженого (прийнятого) коефіцієнта вилучення нафти, газу й конденсату;

рідина для гідравлічного розриву пласта - рідина, яка нагнітається у свердловину в процесі інтенсифікації. Рідини для гідравлічного розриву підбираються залежно від літологічного складу та фільтраційно-ємнісних властивостей порід, як правило, містять воду, пропант (зазвичай, пісок або штучну кераміку), а також незначну частину хімічних сполук, призначених для забезпечення необхідних фізичних та хімічних властивостей рідини, що нагнітається у свердловину, та інших операційних потреб;

сайклінг-процес - спосіб розробки газоконденсатного покладу з підтриманням пластового тиску шляхом закачування газу рециркуляції в пласт для підвищення коефіцієнта вилучення конденсату;

свердловина - циліндрична гірнича виробка, створена бурами або іншими буровими інструментами, включаючи обладнання, необхідне для її експлуатації, діаметр якої набагато менший за її довжину;

система підтримування пластового тиску - сукупність технологічних заходів і технічних засобів для підтримання пластового тиску під час розробки покладу вуглеводнів шляхом закачування в нього агентів впливу для забезпечення величини пластового тиску, передбаченої технологічним проєктним документом на розробку родовища (покладу);

супутньо-пластова вода - вода, що піднімається на поверхню разом з вуглеводнями під час їх видобування;

термодинамічні дослідження пластової газоконденсатної системи - лабораторні дослідження штучно створеного із сирого конденсату та відсепарованого газу зразка (рекомбінована проба) в термобаричних умовах залягання вуглеводневої системи в покладі;

термодинамічні дослідження пластової нафти - лабораторні дослідження глибинних проб нафти в термобаричних умовах залягання вуглеводневої системи в покладі;

технологічна схема промислової розробки нафтового родовища (покладу) - проєктний технологічний документ, розроблений на підставі затвердженої в установленому порядку детальної геолого-економічної оцінки запасів родовища, що визначає попередню систему промислової розробки родовища (покладу) нафти з використанням методів підвищення нафтовилучення для промислової оцінки їх ефективності та відпрацювання технології робіт;

уточнений проєкт дослідно-промислової (промислової) розробки родовища, уточнена технологічна схема - уточнюючий проєктний технологічний документ з розробки, який виконується на заміну чинного проєктного технологічного документа з розробки і враховує додаткові геолого-промислові дані, отримані в процесі реалізації чинних проєктів дослідно-промислової розробки, проєктів промислової розробки або технологічних схем промислової розробки.

У цих Правилах інші терміни вживаються у значеннях, що наведені у Кодексі України про надра, Законах України "Про нафту і газ", "Про охорону навколишнього природного середовища", "Про оцінку впливу на довкілля".

1. За складністю геологічної будови, фазового стану вуглеводнів, умовами залягання і мінливістю властивостей продуктивних пластів виділяються незалежно від величини запасів родовища такі поклади:

простої будови, що пов'язані з непорушеними або слабо порушеними структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин і колекторських властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт піщанистості не менше 0,7 і коефіцієнт розчленування не більше 2,6);

складної будови, що мають одно- або двофазний флюїд і характеризуються значною мінливістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів у плані і в розрізі, літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або наявністю тектонічних порушень (коефіцієнт піщанистості менше 0,7 і коефіцієнт розчленування більше 2,6);

дуже складної будови, для яких характерні як наявність багатофазних флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення, так і невитриманість товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.

До категорій складної і дуже складної будови також належать газонафтові та нафтогазові поклади, в яких нафтова облямівка підстилається підошовною водою і в яких нафта залягає у вигляді тонких (вузьких) облямівок у неоднорідних пластах.

2. За кількістю продуктивних горизонтів (покладів) родовища поділяються на однопластові та багатопластові.

3. За кількістю об’єктів розробки родовища поділяються на:

однооб’єктні, в яких існує лише один поклад або всі поклади об’єднано в один об’єкт розробки;

багатооб’єктні, в яких виділені декілька об’єктів розробки.

4. Залежно від стану в початкових пластових умовах і складу основних вуглеводневих сполук у надрах родовища (поклади) поділяються на:

однофазові: нафтові, що містять нафту і розчинений в ній газ;

газові, що містять лише газ;

газоконденсатні, в газі яких міститься конденсат;

двофазові: газонафтові, у яких основна частина родовища (покладу) - нафтова (нафтовий поклад з газовою шапкою) і утворена нафтою з розчиненим газом, а газова (газова шапка) займає менший об’єм; нафтогазові, у яких газова частина за об’ємом перевищує нафтову (газовий поклад із нафтовою облямівкою); нафтогазоконденсатні або газоконденсатонафтові, які містять нафту, газ і конденсат.

Залежно від співвідношення

Під час визначення типу родовища (покладу) на перше місце у назві ставиться найменший за об’ємом компонент, на друге - найбільший.

5. За величиною динамічної в’язкості нафти ( мю н.пл. ) в пластових умовах нафтові поклади традиційних вуглеводневих систем поділяються на чотири групи:

6. За величиною абсолютної проникності колектора (k) нафтові й газові поклади поділяють на три групи:

низькопроникні - проникністю k менше або дорівнює 0,05 мкм-2;

середньопроникні - проникністю 0,05 < k менше або дорівнює 0,15 мкм-2;

високопроникні - проникністю k > 0,15 мкм-2.

7. За величиною видобувних запасів нафти і газу родовища поділяють на групи:

унікальні - понад 300 млн т нафти, понад 300 млрд м-3 газу;

крупні - 100 - 300 млн т нафти, 100 - 300 млрд м-3 газу;

великі - 30 - 100 млн т нафти, 30 - 100 млрд м-3 газу;

середні - 10 - 30 млн т нафти, 10 - 30 млрд м-3 газу;

невеликі - 5 - 10 млн т нафти, 5 - 10 млрд м-3 газу;

дрібні - 1 - 5 млн т нафти, 1 - 5 млрд м-3 газу;

дуже дрібні - до 1 млн т нафти, до 1 млрд м-3 газу.

8. Залежно від поставлених завдань і стану вивченості нафтогазоносності надр виділяють три етапи геологорозвідувальних робіт на нафту і газ - регіональний, пошуковий і розвідувальний, які мають свої окремі стадії виконання робіт.

9. Регіональний етап включає такі стадії геологорозвідувальних робіт:

виділення зон і районів для першочергового вивчення;

виявлення об’єктів (структур);

визначення наявності пасток вуглеводнів і підготовка об’єктів (структур) до глибокого буріння.

Метою регіональних геологорозвідувальних робіт є вивчення основних закономірностей геологічної будови осадових басейнів, оцінка прогнозних та перспективних ресурсів вуглеводнів літолого-стратиграфічних комплексів, зон та об’єктів. Під час регіонального етапу бурять опорні й параметричні свердловини.

Основні результати регіонального етапу: підготовлено перспективні площі до пошукового буріння; оцінено перспективні ресурси.

10. Метою пошукових робіт є відкриття родовищ нафти і газу або нових покладів на раніше відкритих родовищах з попередньою оцінкою запасів вуглеводнів і вибір серед них першочергових для подальшої розвідки. Під час пошукового етапу бурять пошукові свердловини.

Пошуковий етап має одну стадію - пошук родовищ (покладів), яка завершується після одержання в пошуковій свердловині хоча б одного промислового припливу нафти чи газу або обґрунтування безперспективності проведення подальших пошукових робіт.

Основні результати пошукового етапу: відкрито родовище (поклад) вуглеводнів або отримано результати, які свідчать про недоцільність подальших пошукових робіт; проведено оцінку попередньо розвіданих запасів, які поставлені на облік, визначена доцільність подальшої розвідки та дослідно-промислової розробки.

11. Метою розвідувальних робіт є встановлення і оцінка розвіданих запасів вуглеводнів у кількості, необхідній для промислової розробки, визначення всіх параметрів для складання проєкту промислової розробки, а також дорозвідка недостатньо вивчених ділянок (блоків) родовищ, що знаходяться в розробці. Під час розвідувального етапу бурять розвідувальні свердловини, а також експлуатаційні (оціночні, оціночно-експлуатаційні, нагнітальні, контрольні, спеціальні) в процесі реалізації проєктів ДПР.

Розвідувальні роботи включають такі стадії:

оцінка і підготовка родовищ (покладів) до розробки;

дорозвідка родовищ (покладів).

Основні результати розвідувального етапу: підготовлено до промислової розробки родовище вуглеводнів та встановлено його промислове значення; оцінено розвідані запаси родовища та затверджено в установленому порядку; виконано детальну геолого-економічну оцінку (далі - ГЕО-1).

12. За призначенням свердловини поділяють на категорії: структурні, опорні, параметричні, пошукові, розвідувальні, експлуатаційні.

13. Структурні свердловини призначені для виявлення і підготовки до пошуково-розвідувального буріння перспективних площ. За отриманими результатами вивчають тектоніку, стратиграфію, літологію та будують геологічні профілі.

14. Опорні свердловини призначені для вивчення геологічної будови і гідрогеологічних умов залягання порід у надрах Землі й виявлення можливостей знаходження в них родовищ нафти і газу.

15. Параметричні свердловини бурять для вивчення геологічної будови площі, оцінки перспектив нафтогазоносності, можливих зон нафтогазонакопичення, отримання літолого-стратиграфічної характеристики осадового чохла, вивчення розвитку колекторів та покришок, їх фільтраційноємнісних властивостей, термобаричних умов пластів, отримання геолого-геофізичної характеристики порід для підвищення достовірності сейсмічних і геофізичних робіт.

16. Пошуковими є свердловини, які бурять для пошуків нових родовищ (покладів) нафти і газу, а для нетрадиційних вуглеводневих систем - для підтвердження наявності такої перспективної системи.

17. Розвідувальні свердловини бурять на площах зі встановленою промисловою нафтогазоносністю з метою підготовки запасів нафти і газу промислових категорій в необхідному співвідношенні та отримання вихідних даних для складання проєкту (технологічної схеми) промислової розробки родовища (покладу).

18. Параметричні, пошукові або розвідувальні свердловини, під час випробування яких отримано промислові припливи нафти чи газу і які за результатами виконання геологічного завдання підтвердили промислову нафтогазоносність продуктивного горизонту, можуть бути переведені до експлуатаційного фонду свердловин без зміни їх початкового призначення, яке визначено проєктом на влаштування свердловини.

19. Експлуатаційні свердловини призначені для розробки родовищ нафти і газу. До категорії експлуатаційних свердловин належать видобувні, нагнітальні, контрольні, оціночні, оціночно-експлуатаційні та спеціальні.

Фонд експлуатаційних свердловин формується протягом усього періоду розробки родовища (покладу).

У проєктних технологічних документах на промислову розробку може бути передбачений також резервний фонд свердловин, необхідність буріння і місцеположення яких визначається користувачем надрами самостійно або разом із автором проєктних документів під час проєктування розробки та розбурювання родовища.

20. Під час проєктування та розробки родовищ (покладів) виділяють такі групи свердловин:

основний фонд видобувних і нагнітальних свердловин, у тому числі фонд видобувних і нагнітальних свердловин першочергового буріння (на початковій стадії виконання проєкту промислової розробки), та резервний фонд видобувних і нагнітальних свердловин;

контрольні (спостережні, п'єзометричні) свердловини;

оціночні, оціночно-експлуатаційні свердловини;

спеціальні (поглинальні, водозабірні, дегазаційні тощо) свердловини;

свердловини-дублери.

21. Видобувні свердловини основного фонду призначені для видобування нафти, газу, конденсату, інших супутніх корисних компонентів. Заплановані кількість та місце розташування цих свердловин визначаються технологічним проєктним документом на розробку родовища.

До фонду видобувних свердловин передаються влаштовані свердловини всіх категорій за їх проєктним призначенням, які дали промисловий приплив вуглеводнів та за своїм технічним станом є придатними до експлуатації.

22. Видобувні свердловини резервного фонду бурять з метою розкриття і залучення в розробку покладів, що належать до окремих лінз, зон виклинювання, а також недренованих зон, які не залучені в розробку свердловинами основного фонду.

Кількість видобувних свердловин резервного фонду визначається проєктом промислової розробки з урахуванням характеру та ступеня неоднорідності продуктивних пластів, їх середньої ефективної товщини, пластових флюїдів, щільності основної сітки та глибини свердловин, економічної доцільності їх буріння тощо.

Місце розташування свердловин резервного фонду визначається після введення в експлуатацію свердловин основного фонду під час аналізу розробки, а також в уточненому проєкті промислової розробки.

Під час розробки однією системою свердловин декількох пластів нафтового родовища свердловини резервного фонду можуть проєктуватись на окремі пласти, відставання розробки яких може призвести до зменшення нафтовилучення.

23. Залежно від способу підняття рідин і газів видобувні свердловини поділяють на фонтанні і механізовані (газліфтні, насосні).

24. За робочим дебітом видобувні нафтові свердловини поділяють на п’ять груп:

низькодебітні з дебітом менше 1,5 т/добу;

малодебітні з дебітом нафти від 1,5 до 15 т/добу;

середньодебітні з дебітом нафти від 15 до 25 т/добу;

високодебітні з дебітом нафти від 25 до 200 т/добу;

надвисокодебітні з дебітом нафти більше 200 т/добу.

За робочим дебітом видобувні газові свердловини поділяють на п’ять груп:

низькодебітні з дебітом газу менше 5 тис. м-3/добу;

малодебітні з дебітом газу від 5 до 50 тис. м-3/добу;

середньодебітні з дебітом газу від 50 до 250 тис. м-3/добу;

високодебітні з дебітом газу від 250 до 1000 тис. м-3/добу;

надвисокодебітні з дебітом газу більше 1000 тис. м-3/добу.

25. Нагнітальні свердловини призначені для закачування в пласт агентів впливу (газу, азоту, технічної води, пари) для підтримання пластового тиску в покладі при запровадженні сайклінг-процесу на газоконденсатних родовищах або методів впливу на нафтові поклади (підтримання пластового тиску), зниження в’язкості нафти. Нагнітальні свердловини можуть використовуватись для закачування (повернення) супутніх пластових вод, які видобуті в процесі експлуатації свердловин, в дозволені для нагнітання пласти.

Залежно від розміщення свердловин щодо контурів нафто-, газо- і водоносності за прийнятою системою впливу нагнітальні свердловини можуть бути законтурними, приконтурними, внутрішньоконтурними. У процесі розробки до числа нагнітальних свердловин з метою перенесення ліній нагнітання, створення додаткових і розвитку існуючих ліній "розрізання", організації локального заводнення можуть переводитись видобувні свердловини.

26. Конструкція нагнітальних свердловин повинна забезпечувати безпеку процесу нагнітання, дотримання вимог з охорони навколишнього природного середовища. Частина нагнітальних свердловин може тимчасово використовуватись як видобувні.

27. Контрольні (спостережні, п’єзометричні) свердловини призначені для здійснення контролю за розробкою родовищ (покладів):

спостережні - для спостереження за зміною положення водонафтового, газонафтового і газоводяного контактів, за зміною нафтогазоводонасиченості пласта під час розробки покладу. До фонду спостережних можуть передаватися свердловини всіх категорій за їх проєктним призначенням, які дали непромисловий приплив вуглеводнів, опинилися поза контуром промислової нафтогазоносності або розкрили газові шапки газонафтових (нафтогазових) покладів;

п’єзометричні - для спостереження за зміною пластового тиску в законтурній частині покладу, в газовій шапці та нафтовій зоні пласта в результаті розробки покладів, а також для проведення в них досліджень з вивчення неоднорідності будови покладу та гідродинамічного зв’язку як між пластами всередині експлуатаційного об’єкта, а також з іншими експлуатаційними об’єктами або водоносними горизонтами. П’єзометричні свердловини рекомендується підбирати з числа видобувних та нагнітальних свердловин, які неможливо використати для видобування. Необхідність буріння додаткових п’єзометричних свердловин та їх місце розташування визначають під час аналізу розробки.

28. Оціночні свердловини бурять на родовищах, що перебувають у дослідно-промисловій розробці, з метою уточнення параметрів і режиму роботи пластів, отримання даних для оцінки запасів вуглеводнів методом матеріального балансу (падіння пластового тиску) або іншими методами, виявлення і уточнення границь відокремлених продуктивних ділянок, оцінки вироблення їх запасів.

29. Оціночно-експлуатаційні свердловини бурять на родовищах, що перебувають у промисловій розробці, в полі розвіданих запасів з випробуванням нерозкритих на родовищі покладів для уточнення їх якісних і кількісних показників (дорозвідка). Надалі ці свердловини можуть мати інше призначення.

30. Спеціальні свердловини призначені для видобутку технічної води, скидання промислових вод, ліквідації відкритих фонтанів нафти і газу, закачування газу для його зберігання у підземних сховищах газу.

Водозабірні свердловини призначені для водопостачання на технологічні потреби, зокрема при бурінні свердловин, підтриманні пластового тиску в процесі розробки тощо.

Поглинальні свердловини призначені для закачування супутньо-пластових та промислових вод з родовищ, що розробляються, у підземні водоносні горизонти, що гідродинамічно не пов’язані з горизонтами питних вод.

31. Свердловини-дублери призначаються для заміни ліквідованих через фізичне зношення або з технічних причин (в результаті аварій під час експлуатації) видобувних і нагнітальних свердловин.

Кількість, місце розташування та порядок введення свердловин-дублерів обґрунтовуються техніко-економічними розрахунками в проєкті (уточненому проєкті) промислової розробки родовища (покладу).

32. Фонд експлуатаційних свердловин поділяється на три групи:

діючі свердловини;

недіючі свердловини, що знаходяться в простої не менше одного календарного місяця;

свердловини, що перебувають в освоєнні або в облаштуванні після буріння.

Діючі свердловини поділяються на дві групи:

свердловини, з яких видобувається продукція (або нагнітальні);

свердловини в простої.

До свердловин у простої належать свердловини, що на кінець останнього дня звітного періоду не давали продукцію (або не поглинали) і були зупинені протягом звітного періоду, у якому давали продукцію або поглинали.

Простій може бути спричинений проведенням ремонтних або інших робіт, ліквідації аварій, проведенням дослідно-експериментальних або дослідних робіт, відключенням електроенергії тощо.

До свердловин, які знаходяться в освоєнні або облаштуванні після буріння, належать ті продуктивні свердловини, що прийняті на баланс підприємства від бурових організацій, але не введені в експлуатацію.

33. За ступенем підготовленості до промислового освоєння родовища (поклади) нафти і газу поділяють на:

підготовлені до проведення розвідувальних робіт, включаючи дослідно-промислову розробку з метою отримання вихідних даних для детальної геолого-економічної оцінки запасів;

підготовлені до промислового освоєння з метою видобутку вуглеводнів;

34. Підготовленими до проведення розвідувальних робіт, включаючи ДПР, вважають родовища (поклади) вуглеводнів, щодо яких виконано попередню оцінку запасів, яка приймається надрокористувачем, або за ініціативою надрокористувача виконано попередню геолого-економічну оцінку (далі - ГЕО-2), проведено державну експертизу запасів з апробацією запасів в установленому порядку.

35. Родовища (поклади) нафти і газу вважають підготовленими до промислового освоєння з метою видобутку вуглеводнів, якщо:

виконано детальну геолого-економічну оцінку запасів родовища (покладу);

проведено державну експертизу та оцінку запасів корисних копалин;

встановлено обсяги загальних та видобувних запасів (у тому числі апробованих) і ресурсів вуглеводнів у межах родовища (покладу) згідно зі ступенем їх геологічного вивчення;

визначено можливість розробки покладів без шкоди для інших покладів нафти і газу;

визначено й оцінено небезпечні екологічні фактори, які впливають або можуть вплинути на стан довкілля під час промислової розробки та первісної підготовки сировини, видалення відходів, а також розроблено раціональний комплекс заходів щодо охорони навколишнього природного середовища, визначено фонові параметри його стану.

36. Розвідка родовищ (покладів) нафти і газу складається із комплексу робіт, що включають буріння мінімального числа розвідувальних свердловин за певною системою і в певній послідовності, їх випробування, пробну експлуатацію і здійснення комплексу геологічних, геофізичних і гідродинамічних досліджень з метою підготовки запасів нафти, газу і конденсату промислових категорій у необхідних співвідношеннях, передбачених чинним законодавством, і одержання відомостей, необхідних для складання проєкту (технологічної схеми) промислової розробки родовища (покладу).

37. Під час розвідки родовищ (покладів) свердловини розміщуються за системою, яка дає можливість отримати більш повні дані для оцінки запасів вуглеводнів за мінімальних витрат.

38. З метою виявлення в розрізі родовища всіх продуктивних горизонтів та зменшення витрат на підготовку їх до розробки безпосередньо після їх розкриття рекомендується широко застосовувати випробування випробувачами пластів в процесі буріння розвідувальних свердловин. Випробувачі пластів, у першу чергу, застосовуються в горизонтах, складених пісковиками, вапняками, доломітами, коли відповідний розріз родовища достатньо стійкий для проведення робіт з випробування пластів у процесі буріння свердловин.

39. На етапі підготовки родовища до розробки при складанні звіту про геологічне вивчення надр за результатами пошуково-розвідувального буріння мають бути освітлені такі питання:

історія геологічного розвитку ділянки, тектонічна будова з характеристикою співвідношення структури за різними горизонтами;

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

геологічний розріз, літолого-стратиграфічна характеристика розвідувальної площі;

результати випробування опорних, параметричних, пошукових та розвідувальних свердловин (у тому числі дебіти та їх стабільність, коефіцієнти продуктивності, величини пластових тисків і температур тощо);

нафтогазоносність розрізу (продуктивні комплекси, свити, кількість горизонтів, їх товщина та її зміни, поверхи нафтогазоносності окремих пластів);

літологічна характеристика пластів, що дали промислові припливи вуглеводнів (товщина, фізичні властивості колекторів, дані щодо неоднорідності пластів тощо), а також літологічна характеристика покришок (екранів, перемичок) вуглеводневих пасток як за розрізом, так і за площею;

гідрогеологічна характеристика розрізу з виділенням водонапірних систем і описом фізико-хімічних властивостей вод усіх наявних водоносних пластів;

фізико-хімічна характеристика нафти, газу, конденсату, пластової води;

вивчення газоконденсатних систем та пластових нафт;

промислова характеристика покладів;

запаси нафти, газу, газового конденсату;

геолого-технічні умови буріння;

джерела водопостачання для забезпечення нафтогазовидобувної діяльності;

наявність у розрізі родовища поглинаючих горизонтів для скидання промислових та інших стічних вод.

1. Під час геологічного вивчення родовища (покладу) в процесі буріння свердловин необхідно виконувати дослідження з метою:

детального вивчення розрізу порід, що складають родовище;

отримання необхідних даних щодо нафтогазоносного пласта (колекторів нафти і газу, їх товщин, пористості, проникності, початкового нафто- і газонасичення тощо, початкового положення водонафтового, газонафтового, газоводяного контактів);

виявлення нових нафтогазоносних пластів, їх випробування і попередньої оцінки промислового значення.

2. Комплекс обов’язкових геолого-промислових досліджень у свердловинах визначається геолого-технічним нарядом на буріння свердловини, затвердженим відповідно до проєкту розвідувального буріння та проєкту дослідно-промислової розробки родовища, залежно від поставлених завдань і геолого-технічних умов її буріння. Як правило, в цей комплекс включаються такі роботи:

відбір і вивчення зразків порід;

відбір і аналіз проб нафти, газу, конденсату і пластової води;

геофізичні дослідження, які включають електричний, радіоактивний, акустичний і газовий каротаж, а також вимірювання температури по стволу свердловини; крім того, виконуються дослідження, необхідні для підвищення якості буріння свердловини, - інклінометрія, кавернометрія, контроль за якістю глинистого розчину, перевірка якості цементування, проведення геолого-технологічних досліджень в процесі буріння свердловин тощо;

випробування та гідродинамічні дослідження продуктивних горизонтів, які включають визначення продуктивності свердловини, вимірювання динамічного та статичного тиску на усті, реєстрацію процесу стабілізації тиску, вимірювання пластового тиску та температури глибинними манометрами, відбір проб пластових флюїдів на фізико-хімічний аналіз в поверхневих та пластових умовах.

3. Розріз свердловини має бути детально вивчений комплексом промислово-геофізичних досліджень відповідно до проєктного документа.

4. На всіх пошукових і розвідувальних свердловинах необхідно контролювати і дотримуватись технологічних параметрів буріння відповідно до геолого-технічного наряду, за необхідності вчасно вносити коригування та зміни, які повинні оформлюватись протокольно із залученням організацій, які розробляли проєкт.

5. В усіх випадках після цементування колони слід обов’язково визначати висоту підйому цементу за колоною, а також якість цементажу цементоміром або іншими методами.

6. На кожній розвідувальній площі необхідно визначити геотермічний градієнт у спеціально підготовлених для цього свердловинах. Для визначення температури нафтогазового пласта і температурного градієнта в свердловині реєструються температурні криві за допомогою електротермометра або іншими методами.

7. Для отримання даних оцінки запасів і проєктування розробки родовища в свердловинах, передбачених проєктом пошуків та розвідки, необхідним є суцільний або вибірковий відбір керна з продуктивних горизонтів з таким розрахунком, щоб практично винесеним керном була забезпечена достатньо повна характеристика фізичних властивостей продуктивних пластів і вміщених відкладів усієї продуктивної частини розрізу.

8. З метою визначення початкового нафтонасичення пластів в одній-двох свердловинах керн рекомендується відбирати при бурінні на безводному розчині зі збереженням пластових умов.

9. В інтервалі недостатнього виносу керна колонковими долотами необхідно відбирати зразки порід боковим ґрунтоносом або іншими методами. Керни, відібрані при бурінні продуктивних пластів, негайно після вилучення на поверхню вивчаються візуально й описуються. Зразки порід герметизуються й упаковуються.

10. Усі відібрані керни піддаються загальному геологічному вивченню (дослідженню макро- і мікрофауни, мінерало-петрографічного складу тощо). Керни, відібрані в інтервалах передбачених продуктивних горизонтів, крім того, необхідно піддавати лабораторним аналізам з метою визначення таких параметрів:

відкритої і загальної пористості;

проникності паралельно та перпендикулярно нашаруванню;

газо- і нафтонасиченості;

карбонатності;

механічного складу порід, характеру цементу тощо;

структури порового простору, змочувальної здатності нафти і пластової води.

11. У разі якщо це передбачено проєктними документами, випробування виявлених нафтових і газових горизонтів (пластів) слід виконувати в процесі буріння свердловини у міру їх розкриття за допомогою випробувача пластів або, у виняткових випадках, шляхом спуску спеціальної проміжної колони.

При газо-, нафто- і водопроявах у процесі буріння необхідно відібрати проби нафти, газу або розрідженого розчину для аналізу.

12. У випадку одержання припливу води разом із газом або нафтою необхідно визначити місце припливу спеціальними дослідженнями.

13. Під час розвідки необхідно вивчити водоносні горизонти, з якими пов’язані або можуть бути пов’язані нафтові, газові та газоконденсатні поклади, і визначити гідрогеологічні параметри.

14. До найважливіших гідрогеологічних параметрів продуктивних горизонтів належать:

статичні рівні підземних вод, закономірності їх змін за площею;

індикаторні характеристики окремих свердловин;

гідрохімічні показники;

газонасиченість та газовий склад підземних вод;

температурна характеристика.

15. Основними об’єктами гідрогеологічних досліджень є водоносні інтервали продуктивних свердловин, законтурні свердловини, які дали воду при випробуванні, а також свердловини, які обводнились у процесі розробки покладів (якщо не проводилось закачування води в пласт). Для отримання даних з гідрогеохімії та статичних рівнів випробовуються водоносні горизонти, суміжні з продуктивними.

16. В пошукових та розвідувальних свердловинах рекомендується роздільне випробування виявлених і перспективних пластів (горизонтів).

У розвідувальних свердловинах при отриманні промислового припливу вуглеводнів свердловина, як правило, вводиться в експлуатацію і подальше випробування вищезалягаючих продуктивних горизонтів відбувається після відпрацювання нижніх.

З метою запобігання перетоком флюїдів необхідно забезпечити роздільне випробування пластів з різним гідродинамічним режимом.

17. При розкритті продуктивних пластів у процесі буріння, а також при цементуванні та перфорації забруднення пластів у привибійній зоні має бути мінімальним з метою подальшого швидкого освоєння свердловин при невеликих депресіях, запобігання руйнуванню пластів і повноцінного залучення в розробку прошарків зі зниженою проникністю.

18. Роботи з випробування пластів у процесі буріння свердловин здійснюють послідовним розкриттям перспективних інтервалів розрізу, тобто "зверху вниз".

19. Стаціонарне випробування в експлуатаційній колоні, як правило, здійснюють "знизу вверх".

20. В умовах, коли продуктивні пласти представлені слабозцементованими породами або свердловини розташовані в приконтурних зонах, процес освоєння свердловини проводиться особливо обережно, уникаючи різкого зниження тиску на пласт.

Щоб звести до мінімуму небезпеку руйнування привибійної зони в сипких колекторах або підтягування флюїдів із суміжних зон пласта в тріщинуватих колекторах, необхідно освоєння свердловин проводити у два етапи:

перший етап - освоєння свердловин при малих депресіях;

другий етап - освоєння більш інтенсивне (при більших депресіях).

21. Освоєння газових свердловин допускається лише за умови встановлення фонтанної арматури, розрахованої на відповідний тиск і обв’язці викидних маніфольдів свердловин, що дозволяють проводити необхідний відбір проб, вимірювання тиску і температури. Фонтанна арматура і система маніфольдів мають бути закріплені і опресовані на тиск опресування експлуатаційної колони, але не менше очікуваного статичного тиску. Після розроблення заходів та інформування Держпраці, допускається після освоєння свердловини демонтувати буровий верстат без глушіння свердловини.

22. Освоєння нафтових свердловин допускається лише за умови встановлення на їх устях такого обладнання:

фонтанної арматури відповідного тиску і противикидної засувки для свердловин, що підлягають експлуатації в насосний спосіб;

зворотних клапанів або засувок на пусковій (газоповітряній) або водяній лінії.

23. При розкритті свердловиною пласта в законтурній (водяній) частині допускається його випробування за допомогою випробувача пластів без спуску обсадної колони, за винятком випадків, коли свердловину можна використати як п’єзометричну або нагнітальну.

24. В обладнаних обсадною колоною свердловинах, в яких випробовується законтурна частина продуктивних горизонтів, що розвідуються, виконуються такі дослідження:

відбір проби води для хімічного аналізу після досягнення постійного хімічного складу пластової води в стволі свердловини;

відбір глибинної проби води для визначення вмісту розчиненого газу;

вимірювання пластового тиску (глибинними манометрами), статичного рівня, реєстрація індикаторної кривої та кривої відновлення пластового тиску;

вимірювання температури пласта у точці відбору проби.

Свердловини, які дали промислові припливи вуглеводнів, можуть уводитись в пробну експлуатацію відповідно до планів пробної експлуатації. В процесі пробної експлуатації в цих свердловинах проводяться комплексні дослідження з метою вивчення будови покладів і геолого-фізичних властивостей колекторів та флюїдів, що їх насичують.

25. Пробна експлуатація свердловин проводиться під час розвідувального етапу з метою підготовки вихідних даних для геолого-економічної оцінки запасів родовища і проєктування дослідно-промислової розробки та під час дорозвідки родовищ. У пробну експлуатацію рекомендується вводити всі параметричні, пошукові та розвідувальні свердловини, в яких одержані промислові припливи нафти або газу, а також експлуатаційні (оціночно-експлуатаційні) свердловини, які відкрили нові поклади на родовищі на підставі затверджених та погоджених у встановленому порядку планів пробної експлуатації. При малих дебітах та низькій проникності колекторів застосовуються різні способи інтенсифікації припливів нафти і газу та оцінюється їх ефективність.

26. Необхідний комплекс досліджень та їх періодичність визначаються планом пробної експлуатації свердловини. Під час пробної експлуатації свердловин відповідно до плану їх пробної експлуатації вивчаються дебіти нафти, газу і води, продуктивність свердловин, геолого-фізичні властивості колекторів, пластових рідин і газу, характеристика законтурної області, величина і характер змін початкового пластового тиску, тиску насичення, газового фактора та інші природні умови, що характеризують режим роботи пластів.

27. План пробної експлуатації свердловини затверджує користувач надрами, про що інформує Держпрацю.

28. Тривалість пробної експлуатації свердловини не повинна перевищувати одного року. В разі отримання недостатньої кількості вихідних параметрів для оцінки запасів вуглеводнів та складання проєкту ДПР допускається продовження тривалості пробної експлуатації, але не більше одного року.

29. Продукція, що видобувається під час пробної експлуатації, має бути облікована та реалізована або утилізована доступними методами. Забруднення території земельних ділянок, лісу, рік, водойм продукцією (нафтою, конденсатом) не допускається.

30. Дослідження у газових свердловинах:

вимірювання статичного тиску на усті (зразковими манометрами) та визначення пластового тиску (обов’язково глибинним манометром і тільки у крайніх випадках (свердловини з горизонтальними ділянками стовбура) можливий розрахунок по статичному устьовому тиску);

визначення дебіту газу і конденсату на трьох прямих та одному зворотному режимах роботи свердловини (при низьких видобувних характеристиках на трьох прямих і одному зворотному) з визначенням фільтраційно-ємнісних характеристик розкритого продуктивного пласта, коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони, побудовою індикаторної діаграми та вибором оптимального режиму експлуатації свердловини, за винятком низькодебітних свердловин. Дослідження починати з встановлення технологічного режиму з мінімальним дебітом з подальшим його нарощуванням. Постійно стежити за виносом частинок породи-колектора та наявністю в продукції свердловини пластової води. У разі їх появи слід припинити подальше нарощування дебіту та обмежити кількість режимів дослідження;

вимірювання динамічного тиску на усті (зразковими манометрами) і визначення вибійного тиску (глибинними манометрами або розрахунком);

реєстрація кривої відновлення тиску;

вимірювання температури на вибої і по стволу свердловини;

визначення кількості і складу твердих домішок та води, що виноситься;

відбір проб газу і конденсату для визначення їх хімічного складу, а також визначення наявності корозійних компонентів (сірководню, вуглекислого газу - в газі, органічних кислот - в рідкій фазі);

газоконденсатні дослідження;

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

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

31. Дослідження в нафтових свердловинах:

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

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

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

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

вмісту смол, асфальтенів, парафіну, сірки;

в’язкості, питомої ваги;

поверхневого натягу на межі з повітрям;

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

вмісту азоту, вуглеводнів, вугільної кислоти, сірки;

вологості;

вмісту газолінових фракцій;

теплотворної здатності;

фракційного складу (по кожній свердловині, що вводиться);

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

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

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

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

32. Під час пробної експлуатації свердловин необхідно вивчити:

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

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

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

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

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

умови руйнування привибійної зони пласта;

ефективність застосування методів інтенсифікації припливу і найкращі умови розкриття пласта;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

36. Дослідження свердловин на конденсатність, як правило, виконуються періодично згідно з чинним проєктним технологічним документом. При дослідженні свердловин на конденсатність необхідно мати пересувну або стаціонарну промислову сепараційну установку, якою можна вимірювати кількість конденсату (сирого та стабільного), що виділяється за різних тисків і температур, відбирати проби газу і конденсату.

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

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

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

ізотерми конденсації для пластового газу;

тиск максимальної конденсації;

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

фазовий стан газоконденсатної системи в пласті;

тиск початку конденсації в пласті;

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

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

39. Вміст сірководню та меркаптанової сірки в природному газі визначається безпосередньо на свердловині.

40. Уведення свердловин в експлуатацію без проведення робіт, наведених у підпунктах 30, 31 цього пункту, заборонено.

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

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

термічного розширення, коефіцієнт стисливості нафти тощо);

зміна газовмісту нафти;

зміна об’ємного коефіцієнта нафти;

зміна густини нафти;

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

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

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

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

проведено пробну експлуатацію свердловин з виконанням повного комплексу досліджень;

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

вивчено газоконденсатну характеристику продуктивних горизонтів;

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

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

2. Введення родовища або окремого покладу в ДПР здійснюється користувачем нафтогазоносними надрами на підставі проєкту дослідно-промислової розробки родовища (покладу) та проєкту його облаштування, інвестиційного проєкту (програми).

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

Проєкти ДПР родовища (покладу) розробляють проєктні організації або спеціалізовані підрозділи підприємств, установ та організацій, фізичні особи - підприємці, які спроможні виконувати такі проєктні роботи.

ДПР родовища (покладу) здійснюється після погодження Держпраці проєкту ДПР родовища (покладу) та подання користувачем надрами протоколу затвердження цього проєкту до Держгеонадр.

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

положення контурів газонафтоносності продуктивних горизонтів з метою обґрунтування розташування свердловин;

обґрунтування введення в експлуатацію параметричних, пошукових, розвідувальних свердловин;

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

комплекс досліджень з контролю за процесом розробки та їх періодичність;

оцінку запасів вуглеводнів родовища (покладу);

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

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

5. У проєктах ДПР родовища (покладу) встановлюють:

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

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

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

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

основні вимоги до системи промислового облаштування;

заходи з охорони надр і навколишнього природного середовища;

попередню технологічну та економічну ефективність дослідно-промислової розробки.

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

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

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

Авторський нагляд за виконанням проєкту ДПР здійснює користувач надрами та/або автор проєкту ДПР.

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

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

початкова геолого-економічна оцінка (апробація) (далі - ГЕО-3) проводиться виключно за рішенням користувача надрами для обґрунтування доцільності інвестування пошукових робіт на об’єктах, що підготовлені до глибокого буріння. ГЕО-3 здійснюється на підставі кількісної оцінки перспективних ресурсів вуглеводнів окремих об’єктів ділянки, яка є перспективною для відкриття нових родовищ, та подається у формі техніко-економічних міркувань про можливе їх промислове значення. Оцінка економічної ефективності інвестицій у геологорозвідувальні роботи і подальше освоєння передбачуваних родовищ нафти і газу обґрунтовується укрупненими техніко-економічними розрахунками на підставі доведеної аналогії з відомими промисловими родовищами;

оцінка попередньо розвіданих запасів нафти, газу і конденсату, щодо яких за рішенням користувача надрами виконане ГЕО-2 і вони апробовані в установленому порядку на підставі даних параметричних, пошукових і перших розвідувальних свердловин, є підставою для складання проєкту дослідно-промислової розробки родовища (покладу);

оцінка розвіданих запасів нафти, газу і конденсату за даними розвідувального буріння та дослідно-промислової розробки родовища (покладу) і виконання ГЕО-1 із проведенням державної експертизи і оцінки цих запасів в установленому порядку, ці запаси є підставою для складання проєктного технологічного документа з промислової розробки родовища (покладу).

Повторна державна експертиза і оцінка запасів родовищ вуглеводнів проводиться відповідно до вимог законодавства та/або рішення надрокористувача з урахуванням даних експлуатаційного буріння і, в окремих випадках, додатково пробурених розвідувальних свердловин, з метою переведення запасів у більш високі класи та категорії, уточнення запасів нафти, газу і конденсату.

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

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

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

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

5. Обов’язковими складовими геологічної моделі є:

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

схеми детальної кореляції розрізів свердловин;

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

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

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

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

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

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

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

1. Введення родовища (покладу) вуглеводнів у промислову розробку здійснюється користувачем нафтогазоносними надрами відповідно до Закону України "Про нафту і газ".

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

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

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

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

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

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

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

складено і затверджено проєкт облаштування родовища;

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

проведено вишукувальні роботи і визначено місця скидання стічних забруднених вод.

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

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

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

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

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

недопущення вибіркової розробки найпродуктивніших ділянок родовища (покладу);

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

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

своєчасне подання форм звітності відповідно до чинного законодавства;

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

надання Держпраці та Держгеонадрам необхідної інформації, документів і матеріалів у випадках, передбачених чинним законодавством.

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

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

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

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

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

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

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

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

11. Розробка багатопластових газових і газоконденсатних родовищ може здійснюватись:

роздільною розробкою кожного пласта самостійною сіткою свердловин;

одночасною і спільною розробкою декількох пластів в одній свердловині;

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

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

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

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

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

метод розробки на виснаження, тобто без підтримання пластового тиску;

метод розробки з підтриманням пластового тиску.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

26. Для контролю за реалізацією та ефективністю проєктних рішень проводять авторський нагляд або аналіз розробки родовища (покладу), який здійснюється автором технологічного проєктного документа на розробку родовища (покладу) та/або користувачем надрами.

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

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

28. Виведення родовищ нафти і газу з промислової розробки, а також контроль за впливом ліквідованих при цьому промислових об’єктів на довкілля здійснюються відповідно до статті 38 Закону України "Про нафту і газ".

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

проєкти дослідно-промислової розробки родовищ (покладів);

технологічні схеми промислової розробки родовищ (покладів);

проєкти промислової розробки родовищ (покладів).

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

3. Проєкти ДПР родовища (покладу) складають проєктні організації або спеціалізовані підрозділи підприємств, установ та організацій, фізичні особи - підприємці, які спроможні виконувати такі проєктні роботи, на замовлення користувача надрами з урахуванням цих Правил.

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

5. Проєкти ДПР родовищ (покладів, об’єктів розробки) погоджуються з Держпраці та затверджуються користувачами надр протоколами затвердження проєктів дослідно-промислової розробки родовищ (покладів, об’єктів розробки), які подаються до Держгеонадр.

6. Проєктні технологічні документи з розробки родовищ складають проєктні організації або спеціалізовані підрозділи підприємств, установ та організацій, фізичні особи - підприємці, які спроможні виконувати такі проєктні роботи, на замовлення користувача надрами.

Основою для складання проєктних технологічних документів з промислової розробки родовища є геологічна модель родовища (покладу) і затверджені запаси нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, результати розвідки та дослідно-промислової розробки родовища (покладу).

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

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

9. Проєкти промислової розробки родовищ, уточнення та доповнення до проєктних документів на промислову розробку родовищ (покладів) погоджуються з Держпраці та затверджуються користувачами надр. Протоколи затвердження проєктів, уточнень та доповнень до проєктних документів на промислову розробку родовищ (покладів) подаються до Держгеонадр.

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

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

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

13. У проєктах (технологічних схемах) один із варіантів, які розглядають, приймають за базовий. Як правило, це варіант розробки родовища на його природному режимі (без штучного впливу на поклади).

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

Для нафтових покладів з пасивними контурними водами обов’язково передбачають техніко-економічний аналіз варіанта розробки з підтриманням пластового тиску.

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

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

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

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

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

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

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

19. Авторський нагляд за виконанням проєктних технологічних документів з промислової розробки родовища (покладу) або аналіз розробки родовища (покладу) здійснює автор проєкту промислової розробки або користувач надрами з метою визначення необхідних заходів щодо забезпечення виконання проєктних показників, контролю за розробкою родовища (покладу) та регулювання її процесу.

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

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

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

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

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

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

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

22. Технологічну схему промислової розробки складають проєктні організації або спеціалізовані підрозділи підприємств, установ та організацій, фізичні особи - підприємці, які спроможні виконувати такі проєктні роботи, на замовлення користувача надрами. Основою для складання технологічної схеми є геологічна модель родовища (покладу) і затверджені розвідані запаси нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів.

23. В окремих випадках складають уточнені технологічні проєктні документи, а саме у разі:

встановлення під час реалізації проєкту відхилення фактичних обсягів річного видобутку вуглеводнів від проєктних обсягів вище допустимого;

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

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

якщо проєкт промислової розробки реалізовано в повному обсязі, а вилучення залишкових запасів технологічно можливе та економічно обґрунтоване;

обґрунтованої доцільності закладання додаткових свердловин експлуатаційних категорій, які не передбачені проєктним документом.

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

25. Технологічний проєктний документ є основою для підготовки вихідних даних при розробці проєкту облаштування, який передбачає влаштування об’єктів зі збору, очистки, транспортування і використання нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів.

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

Основні положення комплексного проєкту (схеми) промислової розробки закладають у комплексний проєкт облаштування групи родовищ.

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

28. Проєкт дослідно-промислової розробки складається із трьох розділів:

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

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

стратиграфію із зазначенням продуктивних горизонтів;

тектонічну будову родовища;

результати випробувань та пробної експлуатації свердловин;

фізико-літологічну характеристику продуктивних горизонтів;

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

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

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

гідрогеологічну характеристику і можливий режим покладів;

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

рекомендації щодо подальшої розвідки родовищ (покладів).

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

вибір системи розробки родовища (покладу);

вибір технологічного режиму роботи свердловин, спосіб експлуатації нафтових свердловин;

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

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

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

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

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

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

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

29. До проєкту дослідно-промислової розробки додаються такі матеріали:

оглядова карта району з нанесеними нафтовими, нафтогазовими, газовими та газоконденсатними родовищами і нафтопроводами, газопроводами, конденсатопроводами;

структурні карти по всіх продуктивних горизонтах із нанесенням пробурених опорних, параметричних, пошукових, розвідувальних свердловин;

поздовжні та поперечні профілі із нанесенням свердловин із зазначенням результатів геофізичних досліджень свердловин та результатів випробувань;

структурні карти з нанесенням проєктних експлуатаційних свердловин та пробурених параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин, що використовуються як видобувні, за варіантами;

основні показники дослідно-промислової розробки за варіантами.

30. Проєкт промислової розробки повинен складатись із розділів:

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

короткі відомості про геологічну вивченість і розвідку родовища із зазначенням кількості пробурених свердловин та їх технічних характеристик;

стратиграфію з вказівкою продуктивних горизонтів;

тектонічну будову родовища;

фізико-літологічну характеристику продуктивних горизонтів;

результати випробувань та пробної експлуатації свердловин;

результати дослідно-промислової розробки родовища;

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

обґрунтування контурів нафтоносності, газоносності, контактів нафта-вода, газ-вода, газ-нафта по покладах, дані щодо запасів нафти, газу і конденсату з виділенням запасів нафти і газу покладів (об’єктів), що рекомендуються до введення в розробку;

обґрунтування вихідних параметрів пласта і свердловин (пористість, проникність, запаси нафти, газу, конденсату, можливих робочих дебітів свердловин тощо);

гідрогеологічну характеристику і режим покладів;

рекомендації щодо подальшої розвідки родовищ (покладів).

Розділ ІІ "Обґрунтування системи розробки, обсягів вилучення і раціонального використання нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, регулювання процесу розробки" має містити:

обґрунтування та вибір системи розробки родовища (покладу), виділення експлуатаційних об’єктів та порядок уведення їх в розробку;

визначення необхідної кількості експлуатаційних свердловин (у тому числі видобувних, нагнітальних, спостережних, п’єзометричних), їх місцеположення, черговість буріння, термін розбурювання родовища (покладу, об’єкта), а також кількість резервних свердловин;

основні вимоги до конструкцій і обладнання свердловин, до технології, техніки і повноти розкриття за товщиною продуктивних пластів, інтенсифікації видобутку вуглеводнів, а також до обробки привибійних зон;

обсяги видобутку і використання нафти, газу, конденсату та супутніх компонентів, а також води по роках і періодах за різних умов експлуатації свердловин; крім того, обсяги закачування агентів впливу (води, газу) для різних етапів розробки (у випадку застосування штучних методів впливу на поклад) для об’єкта загалом і в середньому на одну свердловину, а за суттєвої різниці характеристики різних частин об’єкта - для кожної частини окремо і в середньому на одну свердловину кожної частини об’єкта; для багатопластового об’єкта ці показники слід визначати для кожного пласта окремо;

проєктний коефіцієнт вилучення нафти, газу і конденсату та видобувні запаси за різних умов розробки і експлуатації свердловин;

тривалість роботи свердловин і загальний термін розробки об’єкта;

вибір технологічного режиму роботи свердловин, спосіб експлуатації нафтових свердловин;

підвищення ефективності систем розробки, що реалізуються, заводненням, доцільність та особливості застосування фізико-хімічних, теплових та інших методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення:

критерії встановлення режиму роботи нагнітальних свердловин, вимоги до систем підтримання пластового тиску, якості агентів впливу, що використовуються;

розрахунок змін пластових, вибійних та устьових тисків, дебітів нафти, газу і конденсату, тиску на лінії нагнітання, а також терміни введення в дію і місцеположення необхідних промислових споруд, які забезпечують збирання, очищення і транспорт нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів до споживача;

температурний режим роботи свердловин, газозбірних мереж і наземних споруд;

техніко-економічні розрахунки і вибір рекомендованого варіанта розробки родовища (покладу, об’єкта);

принципові положення з облаштування промислу.

Розділ ІІІ "Програма і обсяг дослідних робіт" має містити програму і обсяг дослідних робіт в процесі розбурювання і розробки родовища включно з контролем за розробкою і регулюванням її процесу, спрямованим на максимальне вилучення нафти, газу і конденсату з надр.

Розділ IV "Оцінка впливу на навколишнє природне середовище" має включати загальні рекомендації з оцінки впливу на навколишнє природне середовище під час реалізації проєкту розробки. Має бути охоплене питання щодо охорони надр і довкілля під час буріння і експлуатації свердловин, техніки безпеки, виробничо-санітарної та пожежної безпеки під час застосування методів підвищення вилучення нафти, газу, конденсату із пластів.

Розділ V "Економічна оцінка ефективності проєкту" має охоплювати економічну оцінку ефективності проєкту. Для цього використовують метод проєктного аналізу, за допомогою якого розраховують цінність проєкту, яку визначають загалом як різницю позитивних результатів або вигод та негативних результатів чи витрат.

З метою оцінки економічної ефективності проєкту визначають такі економічні показники:

дохід від реалізації продукції;

капітальні вкладення;

експлуатаційні витрати;

накопичений дисконтований потік готівки (чиста теперішня вартість проєкту);

надходження коштів обов'язкових платежів (податків, зборів) до Державного бюджету України, що сплачуються відповідно до Податкового кодексу України;

норма рентабельності;

термін окупності проєкту (термін повернення інвестицій, капіталу).

Розрахунок основних фінансових і економічних показників здійснюють з урахуванням вихідних технологічних показників проєкту промислової розробки на весь проєктний період: обсяги видобутку нафти, газу і конденсату, кількість експлуатаційних і нагнітальних свердловин, схеми облаштування родовища тощо.

Основними критеріями оцінки інвестицій (капітальних вкладень) у проєкті є чиста теперішня вартість проєкту і внутрішня норма рентабельності.

За необхідності виконують оцінку ризиків реалізації проєкту з використанням методів чутливості проєкту, побудови сценаріїв тощо.

31. До проєкту промислової розробки додаються такі матеріали:

оглядова карта району з нанесеними нафтовими, нафтогазовими, газовими та газоконденсатними родовищами і нафтопроводами, газопроводами, конденсатопроводами;

структурні карти по всіх продуктивних горизонтах з нанесенням пробурених опорних, параметричних, пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин;

геолого-геофізичний розріз родовища;

поздовжні та поперечні профілі з нанесеними свердловинами, результатами геофізичних досліджень свердловин та результатами випробувань;

карти розробки за варіантами;

тривимірна активна комплексна геолого-геофізична модель родовища, об’єктів розробки з тривимірним, трифазним і композиційним, фільтраційним (гідродинамічним) математичним моделюванням процесів розробки (геолого-технічної моделі об’єктів розробки) на момент складання проєкту промислової розробки (за наявності);

принципова схема газозбірних мереж з місцеположенням наземних споруд (групових установок, холодильних машин, компресорних станцій, установок з осушування та очищення газу);

принципова схема обробки нафти, газу та конденсату.

32. Доповнення до проєктних та чинних технологічних документів з розробки мають складатися із наступних розділів:

Розділ I. Коротка геолого-геофізична характеристика родовища;

Розділ II. Короткий аналіз поточного стану розробки;

Розділ III. Порівняння проєктних і фактичних показників розробки;

Розділ IV. Уточнення проєктних технологічних показників розробки.

Зміст доповнень має відповідати вимогам пунктів 28-31 цього розділу.

33. Обсяг матеріалів, які надаються в доповненнях до проєктних та чинних технологічних документів, визначається виконавцем відповідної науково-дослідної роботи.

1.Система і порядок здійснення контролю за розробкою мають бути визначені в проєкті розробки.

Контроль за розробкою родовища (покладу) здійснюється користувачем надрами або оператором (за наявності) за участю організації, що проєктувала розробку, шляхом систематичного аналізу ходу розробки на основі регулярних вимірювань і спостережень, а також комплексу досліджень, які проводяться на видобувних, спостережних, п’єзометричних, нагнітальних свердловинах.

Для контролю за реалізацією та ефективністю проєктних рішень необхідно проводити авторський нагляд та аналіз поточного стану розробки родовища (покладу). Авторський нагляд здійснюється розробником проєкту щороку.

Під час авторського нагляду використовують поточну геолого-промислову інформацію, отриману під час контролю за розробкою. Надаються рекомендації, спрямовані на можливість досягнення проєктних показників, і наводяться аргументовані висновки щодо обсягів робіт і очікуваних показників розробки родовищ на наступні один-два роки. За необхідності обґрунтовуються пропозиції щодо проведення поглибленого аналізу розробки родовищ або внесення доповнень до проєктів (технологічних схем) розробки.

2. Контроль за розробкою покладів нафти і газу здійснюється з метою:

оцінки ефективності прийнятої системи розробки покладу і ефективності впровадження технологічних заходів;

отримання інформації, необхідної для регулювання розробки і проєктування заходів з її удосконалення;

оцінки виконання проєктних рішень та необхідності корегування проєктних технологічних документів.

3. У процесі контролю за розробкою традиційних вуглеводневих систем вивчають:

динаміку поточного і накопиченого видобутку (включаючи втрати і витрати) нафти, газу, конденсату, води з родовища (покладу) в цілому, з окремих об’єктів розробки (ділянок), кожної свердловини, а також нагнітання агента впливу в межах родовища (покладу), окремих ділянок;

охоплення запасів виробленням, характер поширення витиснювального агента в межах покладу, окремих пластів (пачок пластів), ділянок покладу з оцінкою ступеня охоплення пластів витісненням;

зміну насиченості продуктивних горизонтів пластовим флюїдом в часі та інтенсивність підтягування їх нафтогазоводяних контактів;

енергетичний стан покладів, динаміку і розподіл пластового й вибійного тисків у зонах відбору, нагнітання і буріння;

зміну коефіцієнтів продуктивності та приймальності свердловин;

характер дренування продуктивного розрізу;