Про затвердження Правил розробки нафтових і газових родовищ

МІНІСТЕРСТВО ЕКОЛОГІЇ ТА ПРИРОДНИХ РЕСУРСІВ УКРАЇНИ

НАКАЗ

15.03.2017 № 118

Зареєстровано в Міністерстві

юстиції України

02 червня 2017 р.

за № 692/30560

Про затвердження Правил розробки нафтових і газових родовищ

{Із змінами, внесеними згідно з Наказами Міністерства

захисту довкілля та природних ресурсів

№ 365 від 15.09.2022

№ 279 від 02.05.2023}

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.

Міністр

О. Семерак

ПОГОДЖЕНО:

Міністр енергетики

та вугільної промисловості України

Перший заступник

Міністра соціальної політики України

Міністр внутрішніх справ України

Заступник Міністра регіонального розвитку,

будівництва та житлово-комунального

господарства України

Голова Державної

регуляторної служби України

І. Насалик

О. Крентовська

А.Б. Аваков

Л.Р. Парцхаладзе

К. Ляпіна

ЗАТВЕРДЖЕНО

Наказ Міністерства екології

та природних ресурсів України

15.03.2017 № 118

Зареєстровано в Міністерстві

юстиції України

02 червня 2017 р.

за № 692/30560

ПРАВИЛА

розробки нафтових і газових родовищ

{У тексті Правил: слова «вимір», «вимірний», «проект», «проектування», «проектний», «проектувати», «запроектований», «організація-проектувальник», «проектно-кошторисний» в усіх відмінках та числах замінено словами «вимірювання», «вимірювальний», «проєкт», «проєктування», «проєктний», «проєктувати», «запроєктований», «організація-проєктувальник», «проєктно-кошторисний» у відповідних відмінках та числах; слова «центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері промислової безпеки, охорони праці та здійснення державного гірничого нагляду» в усіх відмінках замінено словом «Держпраці» згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

I. Загальні положення

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.

{Пункт 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 6 розділу I в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

II. Визначення термінів

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 здійснюється 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'язок 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 центрально­басейнового 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 фізико­хімічні, 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».

{Розділ II в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

ІІІ. Підготовка родовищ нафти і газу до розробки та їх класифікація

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

де

-

об'єм нафтонасиченої частини покладу;

-

об'єм всього покладу, двофазні поклади поділяють на:

нафтові з газовою або газоконденсатною шапкою

газонафтові або газоконденсатонафтові

нафтогазові або нафтогазоконденсатні

газові чи газоконденсатні з нафтовою облямівкою

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 {mн.пл.} в пластових умовах нафтові поклади традиційних вуглеводневих систем поділяються на чотири групи:

поклади малов'язкої нафти з в'язкістю нафти

поклади середньов'язкої нафти з в'язкістю нафти

поклади в'язкої нафти з в'язкістю нафти

поклади високов'язкої нафти з в'язкістю нафти

За початковим вмістом стабільного конденсату (С5+) () газоконденсатні поклади традиційних вуглеводневих систем поділяють на п'ять груп:

з незначним вмістом стабільного конденсату

з малим вмістом стабільного конденсату

із середнім вмістом стабільного конденсату

з високим вмістом стабільного конденсату

з дуже високим вмістом стабільного конденсату

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

низькопроникні - проникністю k Ј 0,05 мкм2;

середньопроникні - проникністю 0,05 < k Ј 0,15 мкм2;

високопроникні - проникністю k > 0,15 мкм2.

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

унікальні - понад 300 млн т нафти, понад 300 млрд м3 газу;

крупні - 100 - 300 млн т нафти, 100 - 300 млрд м3 газу;

великі - 30 - 100 млн т нафти, 30 - 100 млрд м3 газу;

середні - 10 - 30 млн т нафти, 10 - 30 млрд м3 газу;

невеликі - 5 - 10 млн т нафти, 5 - 10 млрд м3 газу;

дрібні - 1 - 5 млн т нафти, 1 - 5 млрд м3 газу;

дуже дрібні - до 1 млн т нафти, до 1 млрд м3 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.

{Абзац шостий пункту 9 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац третій пункту 10 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац перший пункту 11 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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).

{Абзац п'ятий пункту 11 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац третій пункту 19 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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. м3/добу;

малодебітні з дебітом газу від 5 до 50 тис. м3/добу;

середньодебітні з дебітом газу від 50 до 250 тис. м3/добу;

високодебітні з дебітом газу від 250 до 1000 тис. м3/добу;

надвисокодебітні з дебітом газу більше 1000 тис. м3/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.

{Пункт 28 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац десятий пункту 32 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 37 розділу III із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

IV. Геолого-промислові дослідження, випробування та пробна експлуатація свердловин

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.

{Пункт 7 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 16 розділу IV виключено на підставі Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац шостий пункту 24 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 26 розділу IV в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

{Пункт 27 розділу IV виключено на підставі Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

{Пункт 28 розділу IV виключено на підставі Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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

{Пункт 27 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 28 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 29 розділу IV в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 36 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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 см3/м3 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.

{Пункт 39 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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

{Пункт 40 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

V. Дослідно-промислова розробка родовищ (покладів)

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.

{Абзац восьмий пункту 1 розділу V із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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).

{Пункт 2 розділу V в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац перший пункту 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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

{Абзац другий пункту 3 розділу V в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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

{Пункт 3 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац третій пункту 7 розділу V із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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).

VI. Геолого-економічна оцінка родовищ нафти і газу

{Заголовок розділу VI в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Пункт 1 розділу VI в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

{Абзац перший пункту 3 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.

VII. Промислова розробка родовищ (покладів)

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

{Пункт 1 розділу VII в редакції Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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);

{Абзац шостий пункту 4 розділу VII виключено на підставі Наказу Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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;

{Абзац дев'ятий пункту 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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

{Абзац десятий пункту 5 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Наказом Міністерства захисту довкілля та природних ресурсів № 365 від 15.09.2022}

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.