Вы здесь: Кадры

Для разработки рудного месторождения или его части создается горное предприятие, которое называется рудником. Рудник может включать одну или несколько шахт, на каждой из которых обособленно осуществляется добыча руды подземным способом. Кроме шахт в состав рудника может входить карьер, ведущий разработку месторождения открытым способом. Рудник включает горный отвод – часть недр, предоставленную ему для разработки месторождения, а также наземные сооружения, совокупность подземных горных выработок, горные машины и комплексы, энергетические установки и коллектив трудящихся, обеспечивающий подземную добычу руды. Входящие в горный отвод и подлежащие отработке балансовые запасы рудника называют рудничным полем .

Горизонтальные, пологопадающие и слабонаклонные месторождения делятся в результате горно-подготовительных работ на панели шириной 60–200 м и длиной до 600 м и более, которые, в свою очередь, могут делиться на столбы или блоки (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Деление горизонтального месторождения

на панели и столбы: 1 – главный ствол;
2 – вентиляционные стволы

Крутопадающие месторождения при вскрытии делятся по высоте на этажи, а этажи, в свою очередь, – на блоки (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Деление крутопадающего месторождения
на этажи и блоки: I, II, III – этажи

Этажи, как правило, отрабатываются в нисходящем порядке. Такой порядок отработки обусловливается как совпадением направления отработки с направлением эксплуатационной разведки, так и возможностью введения в эксплуатацию верхних этажей раньше и с меньшими затратами, чем нижних. По числу одновременно разрабатываемых этажей различают одноэтажную, двухэтажную и многоэтажную разработку.

Количество одновременно разрабатываемых этажей зависит от условий залегания месторождения, применяемой системы разработки и заданной годовой производительности рудника. Обычно в эксплуатации находятся одновременно два этажа. На нижележащем этаже ведутся основные работы по добыче руды, а на вышележащем дорабатываются оставшиеся запасы.

Порядок отработки блоков и панелей может быть прямым – от центра к флангам и обратным – от флангов к центру.

Обратный порядок отработки блоков и панелей наиболее широко применяется при разработке угольных месторождений.

РАЗМЕРЫ ШАХТНОГО ПОЛЯ

Важнейшими параметрами вскрытия месторождения являются размеры шахтного поля, а при разработке крутопадающих месторождений – длина шахтного поля.

В практике существуют два случая определения размеров шахтного поля:

а) размеры шахтного поля определяются величиной месторождения, достаточной для его разработки только одной шахтой;

б) размеры месторождения превышают параметры шахтного поля,
и тогда его разрабатывают несколькими шахтами (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Деление горизонтального пластообразного месторождения

на два шахтных поля: 1 – главные стволы шахт;
2 – вентиляционные стволы шахт; 3 – штреки

В последнем случае на стадии проектирования необходимо решить вопрос об оптимальном числе горных предприятий и о размерах шахтного поля для каждого из них. Главными факторами, влияющими на размер шахтного поля, являются: производственная мощность рудника, условия залегания рудной залежи, требуемые капитальные вложения и эксплуатационные затраты. Следует учитывать также сложность проветривания глубоких шахт. По этой причине приходится уменьшать длину шахтных полей, так как на глубинах свыше 1,5 км целесообразная длина участков проветривания отдельными вентиляционными стволами составляет около 400– 500 м.

Кроме того, размеры шахтного поля ограничиваются возможностями рационального управления производством крупного масштаба. Специфика горного производства такова, что руководящий состав несет ответственность не только за ритмичную работу предприятия, организацию производства в непрерывно изменяющихся природных условиях, но и за безопасность работающих. Он должен знать реальную обстановку на горизонтах, в блоках, а также в отдельных – наиболее опасных забоях, уметь планировать процесс производства.

Шахтное поле после установления его размеров разделяется подготовительными выработками на этажи и блоки при разработке наклонных
и крутопадающих месторождений и на панели – при горизонтальном или пологом залегании рудного тела. Крупные горнодобывающие предприятия черной металлургии имеют длину шахтных полей от 1 000 до 3 000 м,
а предприятия цветной металлургии – от 500 до 2 000 м.

ВЫСОТА ЭТАЖА

Важным параметром вскрытия крутопадающего месторождения является высота этажа.

Этаж – это часть месторождения, ограниченная по падению откаточными и вентиляционными штреками, по простиранию – границами шахтного поля.

Высота этажа – это расстояние по вертикали между откаточными горизонтами. Это постоянная величина, не зависящая от гипсометрии рудной залежи. Наклонная высота этажа – это расстояние между откаточными горизонтами по падению месторождения. Этот параметр используется при разработке наклонных залежей.

На высоту этажа влияют следующие факторы:

– горно-геологические – размеры (мощность, длина по простиранию
и глубина по падению), форма и углы падения рудных тел;

– горнотехнические – системы разработки и порядок отработки месторождения, условия поддержания горных выработок, условия и безопасность ведения горных работ, время, необходимое для подготовки и отработки этажа (горизонта);

– технико-экономические – запасы руды в этаже, ценность и содержание металла в руде; объемы и сроки проведения горно-капитальных и горно-подготовительных выработок; стоимость подъема руды и породы, водоотлива, доставки людей и материалов.

На практике высота этажа варьируется в широком диапазоне: от 20 до 100 м и более. Этот параметр существенно зависит от угла падения рудной залежи и ее мощности: чем меньше значения этих показателей, тем меньше высота этажа. При наклонном залегании рудной залежи высота этажа может составлять около 20 м, а при разработке мощных крутопадающих месторождений достигает 60–100 м. Однако при разработке крутопадающих жил она составляет всего 40 м. Применение лифтов для подъема людей, материалов и оборудования позволяет увеличить высоту этажа.

Неофициальная редакция

"Об утверждении "Правил разработки месторождений теплоэнергетических вод"

Госгортехнадзор России постановляет:

1. Утвердить "Правила разработки месторождений теплоэнергетических вод".

2. Направить "Правила разработки месторождений теплоэнергетических вод" на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.

Начальник Госгортехнадзора России B.Кульечев

Регистрационный N 4699

Правила

разработки месторождений теплоэнергетических вод

Настоящим Правилам присвоен шифр ПБ-07-599-03

I. Общие положения (п.п. 1 - 4)

II. Требования к разработке месторождений (п.п. 5 - 28)

теплоэнергетических вод

III. Требования к эксплуатации скважины на (п.п. 29 - 60)

теплоэнергетические воды

IV. Обустройство месторождений теплоэнергетических (п.п. 61 - 66)

V. Охрана недр и окружающей среды при разработке (п.п. 67 - 78)

месторождений теплоэнергетических вод

VI. Ответственность за соблюдение и контроль за выполнением

требований настоящих правил

I. Общие положения

1. Правила разработки месторождений теплоэнергетических вод разработаны с учетом требований Закона Российской Федерации "О недрах" от 21.02.92 N 2395-1 (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.834), Федерального закона от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588), Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 N 841 (Собрание актов Правительства Российской Федерации, 2001, N 50, ст.4742).

2. Правила устанавливают технические требования по составлению и реализации проектов по разработке месторождений теплоэнергетических вод, их охране от загрязнения, порчи и преждевременного истощения.

3. Требования правил являются обязательными для организаций, независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности (далее - организации), индивидуальных предпринимателей, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче теплоэнергетических вод на территории Российской Федерации и в пределах континентального шельфа и морской исключительной экономической зоны Российской Федерации.

4. Технические проекты на разработку месторождений теплоэнергетических вод и их дополнения и изменения, согласуемые с Госгортехнадзором России или его территориальными органами (далее - органы Госгортехнадзора России), могут состоять из проектов разработки месторождений теплоэнергетических вод, проектов обустройства промысла теплоэнергетических вод, проектов на бурение, консервацию и ликвидацию скважин, иной проектной документации на пользование участками недр и соответствующих технических заданий на проектирование (далее - проектная документация).

См. Положение о порядке согласования органами Госгортехнадзора России проектной документации на пользование участками недр, утвержденное постановлением Госгортехнадзора РФ от 2 августа 2002 г. N 49

II. Требования к разработке месторождений теплоэнергетических вод

5. В проектную документацию на разработку месторождений теплоэнергетических вод включаются обоснования и технические решения, обеспечивающие максимальное извлечение и комплексное использование запасов теплоэнергетических вод и попутных полезных компонентов при оптимальных технико-экономических показателях с учетом требований по охране недр и окружающей среды. В необходимых случаях осуществляется экспертиза охраны недр.

6. По производительности водозаборов, исходя из дебита одной скважины, месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

Малодебитные - менее 1000 м3/сут;

Среднедебитные-1000 - 3000 м3/сут;

Высокодебитные - более 3000 м3/сут.

7. По величине избыточных давлений (МПа) месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

Низконапорные - менее 0,20;

Напорные - 0,20 - 1,00;

Высоконапорные - более 1,00.

8. По величине теплоэнергетической мощности (ГДж/с) водозаборов месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

Малой теплоэнергетической мощности - менее 0,01;

Средней теплоэнергетической мощности - 0,01 - 0,05;

Высокой теплоэнергетической мощности - 0,05 - 0,1;

Сверхвысокой теплоэнергетической мощности - более 0,1.

9. По температуре флюида на устье скважин (°С) месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

Низкопотенциальные - до 70;

Среднепотенциальные - 70 - 100;

Высокопотенциальные (перегретые) - более 100.

10. По величине минерализации (г/л) воды месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

Пресные - до 1;

Солоноватые - 1 -10;

Соленые - 10 - 35;

Рассольные - более 35.

11. По величине концентрации водородных ионов (рН) воды месторождений теплоэнергетических вод подразделяются на:

Кислые - 0 - 6,8;

Нейтральные - 6,8 - 7,2;

Слабощелочные - 7,2 - 8,5;

Щелочные - > 8,5.

12. По составу растворенного газа воды месторождений теплоэнергетических вод подразделяются на:

Сероводородные;

Сероводородно-углекислые;

Углекислые;

Азотно-углекислые;

Азотные;

Азотно-метановые;

Метановые.

13. Проект разработки месторождения теплоэнергетических вод (далее - проект разработки) включает:

Исходные геолого-промысловые данные, полученные в процессе поисково-разведочных работ и опытной эксплуатации скважин, включая общие сведения о районе, физико-географических и климатических условиях, краткие сведения о геологической изученности месторождения, краткую стратиграфию, с указанием водоносных горизонтов, тектоническое строение района и месторождения, гидрогеологическую характеристику месторождения, краткую физико-литологическую и теплофизическую характеристику продуктивных горизонтов, результаты опробования и исследования скважин, данные о запасах теплоэнергетических вод, результаты опытно-промышленной разработки, данные о физико-химических свойствах теплоэнергетической воды, растворенных и свободно выделяющихся газах;

Обоснование уточненных границ горного отвода, системы разработки, уровней годовой добычи, технологического режима работы скважин, нормативов потерь, рационального использования вод в процессе эксплуатации, целесообразности поддержания пластового давления, определение числа эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и нагнетательных скважин, рекомендации по доразведке месторождения, выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в эксплуатацию скважин, метода вскрытия пласта и интенсификации добычи воды, конструкции скважин, расчет изменения пластового, забойного и устьевого давления, температуры и состава воды по годам разработки, условий солеотложения и борьбы с ним, обоснование сроков ввода и местоположения промысловых сооружений, методы защиты оборудования от коррозии, основные положения и рекомендации по обустройству наземных сооружений, обоснование извлечения попутных полезных компонентов, имеющих промышленное значение (йод, бром, бор, литий, стронций и др.);

Обоснование системы и места сброса отработанных вод;

Программу и объем работ по исследованию скважин и контролю за разработкой;

Исходные данные для составления проекта обустройства промысла теплоэнергетических вод;

Обоснования и технические решения по учету добычи полезных ископаемых, составу геологической и маркшейдерской служб и обязательной геологической и маркшейдерской документации;

Рекультивации нарушенных при пользовании участками недр земель, охране окружающей среды от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами.

14. В проект разработки включаются графические материалы:

Карта разработки по вариантам;

Принципиальная схема сброса воды и наземного обустройства месторождения;

Принципиальная схема обработки (подготовки) воды;

Маркшейдерские планы;

Геологические и структурные карты, профили, геолого-геофизические разрезы.

15. Уточнение технологических параметров разработки месторождений теплоэнергетических вод, нормативов потерь, мероприятий по охране недр и др. осуществляется при составлении годовых планов развития горных работ (годовых программ работ), согласованных с органами Госгортехнадзора России.

16. Разработка месторождения теплоэнергетических вод с отступлениями от утвержденных в установленном порядке проектной документации и годовой программы работ не допускается.

17. Наблюдения за разрабатываемыми пластами осуществляются в эксплуатационных и наблюдательных скважинах в различных частях месторождения и включают наблюдения за изменением дебитов, пластового и забойного давлений, температур и химического состава вод каждого пласта, режима работы по каждому пласту, выноса песка, выделения растворенных газов; раздельный учет добываемой воды.

18. После вызова притока и трехкратной смены пластовых вод по стволу скважины проводится комплекс гидрогеологических исследований объектов опробования.

19. В процессе исследований используется аппаратура и оборудование, применяемые при испытании нефтяных и газовых скважин, а также специальная гидрогеологическая аппаратура, предназначенная для исследования при высоких температурах.

20. В скважинах производятся систематические отборы (не реже двух раз в год) устьевых и глубинных проб воды и растворенного в ней газа.

21. Замер дебитов производится с помощью емкостей, водомерных счетчиков, глубинных расходомеров (дебитомеров). Эксплуатация скважин без замера давления, дебита, температуры воды не допускается.

22. Допускается использование, при условии их исправного технического состояния, разведочных и бывших эксплуатационных скважин на нефть и газ.

23. Комплекс наблюдений за разработкой месторождения теплоэнергетических вод включает систематические замеры давлений, температур и дебитов скважин, изучение химических свойств воды и газового состава, условий и характера солеотложений, изменения свойств добываемой воды, ее количества и качества, содержания в воде механических примесей, определение агрессивных свойств воды, наблюдение за герметичностью заколонного пространства.

24. Результаты наблюдений обобщаются, анализируются и используются при построении карт изобар, изотерм, карт дебитов, минерализации и др. По полученным результатам периодически уточняются:

Фактическое перераспределение давлений, дебитов;

Изменение температуры, химического состава и минерализации воды;

Расчетная схема пласта и гидродинамические параметры;

Эксплуатационные запасы воды;

Взаимодействие между участками и отдельными объектами эксплуатации месторождения;

Технологические режимы работы скважин;

Агрессивные и солеотлагающие свойства воды и меры борьбы с коррозией и солеотложением;

Изменение концентрации различных веществ;

25. Контроль за разработкой месторождения осуществляется пользователем недр путем систематического анализа хода разработки на основе комплексных исследований по установлению оптимальных показателей добычи, улучшению качества воды, повышению эффективности использования ее теплоэнергетического потенциала, по борьбе с солеотложением и коррозией, с учетом требований охраны недр и окружающей среды. При необходимости осуществляется экспертиза охраны недр.

26. Периодичность измерения давлений предусматривается проектом разработки. Давление измеряется по периодам, зависящим от темпа отбора воды. Периодичность измерения давлений определяется точностью применяемых на предприятии приборов по замеру давлений. Падение давления между периодами измерения выбирается исходя из превышения точности прибора не менее, чем в два раза. Замеры пластовых давлений, температур, определение герметичности колонны, отбор глубинных проб воды проводятся во время остановок скважин на ремонт, профилактический осмотр осуществляется не менее чем один раз в год.

27. Для обеспечения условий проведения контрольно-измерительных работ скважины оборудуются:

Коренной задвижкой и тройником с двумя задвижками с колпаками (буферами), которые снабжаются отверстиями для вентиля высокого давления;

По конструктивным особенностям фланца верхней задвижки изготавливается лубрикатор для проведения глубинных исследований;

Устья эксплуатационных и наблюдательных скважин оборудуются специальными мостками таким образом, чтобы имелась возможность подключения манометров и термометров или спуска глубинных приборов.

28. По скважинам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов, контрольные измерения температуры, дебита производятся раздельно по пластам.

III. Требования к эксплуатации скважины на теплоэнергетические воды

29. На месторождениях теплоэнергетических вод с установленной промышленной продуктивностью конструкция разведочных скважин принимается с учетом возможной передачи их в эксплуатацию.

30. Конструкция разведочно-эксплуатационных, эксплуатационных и нагнетательных скважин принимается герметичной и обеспечивающей вскрытие продуктивных горизонтов на промывочной жидкости, не снижающей коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

31. Водоприемный участок скважины оборудуется с учетом геологической характеристики водоносного горизонта. При наличии неразрушающихся плотных коллекторских толщ проектируется открытый ствол скважины; при наличии рыхлых, слабосцементированных, глубокодренированных пород, дающих осложнения в процессе эксплуатации, забой оборудуется специальными фильтровыми колоннами.

При недостаточной изученности геологического разреза, наличии в нем горизонтов с аномально высоким поровым давлением, при отсутствии данных о слагающих продуктивный пласт породах и др. эксплуатационные скважины перекрываются обсадной колонной с последующим цементированием и вскрытием продуктивного горизонта путем перфорации.

32. Для оценки продуктивности пластов при бурении производится испытание в открытом стволе в 20% скважин с равномерным распределением их по площади залежи. При этом определяется химический состав вод, пластовые давления и температуры, гидродинамические характеристики пласта.

33. Перфорация термоводоносных пластов производится на термостойком, равновесном, химически обработанном буровом растворе во избежание ухудшения призабойной зоны пласта.

34. До освоения и эксплуатации скважина оборудуется фонтанной арматурой и выкидными линиями, рассчитанными на соответствующее давление и температуру и позволяющими производить отбор проб, замеры давления, температуры и дебита. Фонтанная арматура и система выкидных линий закрепляется и опрессовывается.

35. После установления связи скважины с пластом (перфорация, открытый ствол), замены бурового раствора на техническую воду и вызова притока пластовой воды обеспечивается постоянство химического состава воды по стволу скважины.

36. Из пробуренных при разведке скважин для получения данных для предварительной оценки фильтрационных свойств водовмещающих пород и изменения этих свойств по площади и разрезу, качества воды и определения возможной производительности разведочных и разведочно-эксплуатационных скважин и иных параметров, производятся пробные, опытные (одиночные, кустовые, групповые) и опытно-эксплуатационные откачки (выпуски).

37. В теплоэнергетических скважинах производится опробование на приемистость всех исследуемых объектов.

38. После пробных откачек проводится комплекс исследований по определению параметров естественного состояния водопродуктивного горизонта и его флюида: снятие кривой восстановления устьевого давления, инструментальное определение величины пластового и устьевого давления, отбор глубинных проб воды и растворенного газа, замеры температур по стволу в длительно простаивающих скважинах.

39. При положении статического уровня ниже устья в скважину опускается подвеска насосно-компрессорных труб и излив достигается дренированием скважин компрессором или другими техническими средствами.

40. Эксплуатационные скважины оборудуются насосно-компрессорными трубами. В скважинах с наличием в воде коррозионно-агрессивных компонентов глубина спуска насосно-компрессорных труб определяется из условия установки нижнего конца насосно-компрессорных труб на 15 - 20 м выше интервала перфорации. В скважинах с отсутствием в воде коррозионно-агрессивных компонентов глубина спуска насосно-компрессорных труб определяется из условия глушения скважины.

41. Скважины оборудуются:

Емкостями (по одной на скважину) объемом не менее 6 - 8 м3 каждая, если добываемый флюид - преимущественно вода;

Емкостями (по одной на скважину) объемом не менее 6 - 8 м3 каждая, а также сепаратором соответствующего давления, если добываемый флюид - пароводяная смесь с устьевым давлением менее 1,5 МПа;

Емкостями (по одной на скважину) объемом не менее 6 - 8 м3 каждая, а также сепараторами высокого (не ниже устьевого) и низкого (0,5 - 0,7 от устьевого) давления, если добываемый флюид - пароводяная смесь с устьевым давлением свыше 1,5 МПа и температурой более 150°С;

Сепараторами и глушителями, если добываемый флюид - преимущественно природный пар;

Дифустройствами со съемными соплами (диафрагмами) для определения расхода пара и ПВС.

42. Скважины могут эксплуатироваться:

Фонтанным способом, когда движение воды по эксплуатационной колонне или лифтовым трубам происходит за счет энергии пласта;

Принудительным способом, когда подача воды на поверхность осуществляется с помощью технических средств.

43. Конструкция и глубина спуска эксплуатационной колонны, устьевое оборудование выбираются исходя из минимальных затрат энергии пласта и температуры воды.

44. Конструкция устьевого оборудования скважины учитывает:

Объем добываемого флюида;

Пластовые и устьевые давления;

Температуру флюида;

Вероятность выпадения солей;

Коррозийное воздействие флюида;

Соединение с трубопроводами иных диаметров;

Температурные изменения на поверхности.

45. Наземное и подземное оборудование обеспечивает удобство и безопасность проведения исследований, отбора проб воды, эксплуатации и контроля за разработкой. В случае неисправности отдельных элементов или узлов оборудования скважины принимаются меры по их устранению.

46. Скважины, не подлежащие постоянному контролю (наблюдательные, пьезометрические), оборудуются таким образом, чтобы была исключена возможность открытия задвижек и вентилей посторонними лицами (устанавливается металлический чехол, специальные патрубки, замки и пр.).

47. Оперативные наблюдения за эксплуатационными скважинами включают:

Наблюдение за состоянием фонда эксплуатационных скважин;

Наблюдение за изменением во времени рабочих дебитов скважин, устьевых давлений, температур, химического и газового состава воды.

48. По эксплуатационным скважинам систематически учитываются вынос песка, солеотложения и коррозия.

49. Исследования скважин подразделяются на:

Текущие исследования по установлению технологического режима эксплуатации и проверки состояния и параметров зоны пласта и скважины;

Плановые исследования для целей проверки и уточнения данных текущих исследований;

Специальные исследования для целей выявления отдельных факторов, влияющих на водоносность и условия эксплуатации скважин и месторождения в целом.

50. В наблюдательных скважинах не реже чем один раз в месяц проводятся измерения давлений, температур и других параметров.

51. Учет добычи воды производится путем измерения расходов воды (пара) по каждой скважине (на устье или сборном пункте).

52. Расположение и количество приборов и установок по учету добываемой воды (пара), принимается таким, чтобы обеспечить достоверность учета добычи.

53. Результаты произведенных систематических и периодических замеров документируются.

54. При наличии в добываемой воде заметного количества пара, влияющего на технологический режим разработки, замер и учет воды производится с пересчетом на пластовые и устьевые условия.

55. При наличии растворенного газа в пластовой воде осуществляется учет изменения газонасыщения воды в пластовых условиях и дегазированного газа (газового фактора, м3/м3).

56. Сведения о развитии внутренней коррозии и осадкообразования в скважинах и наземном оборудовании получают при первичных испытаниях и исследованиях разведочных скважин путем:

Систематического отбора проб воды и газа;

Наблюдений за состоянием оборудования;

Полевых испытаний образцов металлов.

57. При наличии в воде слабодиссоциирующих соединений (СаСО3, СаSO4, МgСО3, Н2SiO3, НВО2, FеS, Fе(ОН)2) и др., а в растворенном или спонтанном газе - заметных концентраций Н2S и СO2, проводятся исследования по выяснению условий, смещающих химическое равновесие в сторону выпадения солей в осадок, а также выяснению действительной коррозионной агрессивности теплоэнергетических вод.

58. При опасном развитии коррозии и солеотложений организуются исследования по выявлению характера коррозионных и осадкообразовательных процессов, разработка и выбор рациональных методов защиты.

59. Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и солеотложений и предотвращения аварий на месторождениях, где отмечается высокая скорость коррозии и солеотложений, ревизии и профилактические ремонты скважин и наземного оборудования проводятся систематически. На таких месторождениях документируются:

Результаты систематических анализов на содержание агрессивных компонентов и солей;

Данные о коррозионных разрушениях и солеотложениях с указанием места расположения прокоррозировавшего (или с солеотложением) оборудования, условий его работы, срока службы, характера разрушения и других сведений;

Сведения о проводимых мероприятиях с целью защиты скважин и оборудования от коррозии и солеотложений и их эффективности.

60. Консервация и ликвидация скважин выполняется в соответствии с установленными требованиями.

IV. Обустройство месторождений теплоэнергетических вод

61. В проекте обустройства промысла теплоэнергетических вод (далее - проект обустройства) обеспечиваются наиболее эффективные технические решения по:

Очистке, сбросу и внутрипромысловому транспорту воды;

Подготовке воды (сепарация, дегазация, очистка, технические мероприятия против солеотложений);

Подготовке попутных полезных компонентов (при их промышленной концентрации);

Предотвращению коррозии оборудования.

62. Проект обустройства может входить составной частью в состав проекта разработки месторождения теплоэнергетических вод.

63. При наличии на месторождении теплоэнергетических вод нескольких объектов эксплуатации, резко отличающихся по величине пластового давления, температуры и физико-химической характеристике вод, смешение которых вызывает нежелательные последствия (коррозию, выпадение нерастворимых солей кальция и т.п.), в проекте обустройства предусмотривается раздельный сбор, транспортирование и подготовка таких вод.

64. Для крупных месторождений теплоэнергетических вод (с запасами в десятки тысяч м3/сут) может составляться генеральная схема обустройства промысла, которая является основой для дальнейшего проектирования.

65. Для месторождений теплоэнергетических вод с высоким избыточным давлением на устье скважин максимальные допустимые давления в шлейфах рекомендуется принимать по максимальному избыточному давлению или на устье скважин предусматривается система редуцирования и автоматической отсечки для защиты шлейфа от высоких давлений. Если проектное давление в шлейфе равно или превышает максимальное статическое, то системы редуцирования и автоматической отсечки также располагаются между шлейфами и последующими сооружениями.

66. Система сбора теплоэнергетической воды обеспечивает:

Надежность и бесперебойность подачи воды потребителям в любое время года и возможность повышения отборов в зимнее время;

Удобство обслуживания водосборных сетей;

Оптимизацию режимов работы скважин;

Предотвращение контакта воды с кислородом воздуха;

Теплоизоляцию, при которой потери температуры воды минимальны;

Функционирование транспортных сооружений при избыточном давлении.

V. Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождений теплоэнергетических вод

См. Правила охраны недр, утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 71

См. Правила охраны недр при переработке минерального сырья, утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 70

67. Пользователь недр при разработке месторождений теплоэнергетических вод обеспечивает:

Рациональную разведку и разработку месторождений теплоэнергетических вод, при которых достигается предотвращение безвозвратных потерь воды и ее теплового потенциала и предотвращение загрязнения водоносных горизонтов;

Предотвращение смешения вод различных горизонтов и перетока из одних горизонтов в другие (с более низким напором), если это не предусмотрено проектной документацией;

Предотвращение нерегулируемого выпуска воды, а в аварийных случаях срочное принятие мер по ликвидации ее потерь;

Комплексное использование воды;

Охрану недр, атмосферного воздуха, земной поверхности, лесов, вод и других природных объектов, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами;

Проведение рекультивации земельных участков, нарушенных при пользовании недрами.

68. При проектировании и эксплуатации месторождений теплоэнергетических вод, содержащих агрессивные компоненты, вызывающие коррозию внутренней поверхности оборудования, предусматриваются мероприятия, направленные на снижение агрессивного воздействия этих компонентов.

69. При бурении и опробовании скважин изолируются водоносные горизонты и проницаемые пласты, обеспечивается герметичность колонн и их цементирование.

70. Разведочные скважины, вскрывшие запасы вод, сохраняются до момента ввода месторождения в разработку. В случае, если в течение ближайшего года эксплуатация скважин не предусматривается, производится их консервация.

71. Разведочные скважины, в разрезе которых отсутствуют подлежащие испытанию водоносные пласты, ликвидируются.

72. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам, но в разрезе которых установлено наличие водоносных пластов, проводится изоляция пластов путем заливки цемента с проверкой его герметичности. В случае неудовлетворительного цементирования в скважине проводятся изоляционно-ремонтные или изоляционно-ликвидационные работы.

73. При последовательном опробовании в разведочной скважине нескольких продуктивных пластов в восходящем порядке каждый объект опробуется отдельно. После опробования пласт изолируется посредством установки цементного моста с проверкой его герметичности.

74. Применять в одной скважине совместно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных горизонтов не допускается.

75. В открытые водоемы сбрасывается вода без окраски, запаха, не содержащая болезнетворных бактерий и вредных веществ для человека и животных с температурой, не превышающей 30°С.

76. Из сбрасываемой в гидротехнические сооружения воды удаляются вещества, агрессивно действующие на бетон и металл.

77. Сброс сточных вод в поверхностные водоемы, независимо от степени их очистки, в зонах санитарной охраны источников централизованного питьевого водоснабжения, курортов, в местах, отведенных для купания, не допускается.

78. Закачка отработанных вод осуществляется в горизонты с надежными водоупорами, изолирующими закачиваемые воды от дневной поверхности, от пресных и минеральных вод, при наличии пород-коллекторов, способных принять и вместить закачиваемые воды. Для закачки выбираются поглощающие горизонты с большой площадью распространения, достаточной водопроводимостью и мощностью.

VI. Ответственность за соблюдение и контроль за выполнением требований настоящих правил

79. Лица, виновные в нарушении Закона Российской Федерации "О недрах", в нарушениях утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами, по охране недр и окружающей природной среды, в том числе нарушениях, ведущих к загрязнению недр и приводящих месторождение полезных ископаемых в состояние, не пригодное для эксплуатации, несут уголовную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также административную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации и законодательством субъектов Российской Федерации*.

Государственный горный надзор в целях обеспечения соблюдения всеми пользователями недр предусмотренных законодательством Российской Федерации требований по безопасному ведению горных работ, предупреждению и устранению их вредного влияния на население, окружающую природную среду, здания и сооружения, а также по охране недр, государственный контроль в пределах своей компетенции за рациональным использованием и охраной недр осуществляют органы Госгортехнадзора России**.

______________________________

* Статья 49 Закона Российской Федерации "О недрах".

** Подпункт 2 пункта 4 Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России.

Федеральный горный и промышленный надзор России
(Госгортехнадзор России)

Серия 07

Нормативные документы по вопросам
охраны недр и геолого-маркшейдерского
контроля

Выпуск 14

ОХРАНА НЕДР И ГЕОЛОГО-МАРКШЕЙДЕРСКИЙ
КОНТРОЛЬ

НОРМАТИВНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ДОБЫЧИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД

ПРАВИЛА
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ВОД*

Москва

Государственное унитарное предприятие
«Научно-технический центр по безопасности в промышленности
Госгортехнадзора России»

2003

Утверждены
приказом Госгортехнадзора России от 06.06.03 № 69,
зарегистрированным
Министерством юстиции
Российской Федерации 17.06.03 г.,
регистрационный № 4699

ПРАВИЛА
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ВОД*

ПБ 07-599-03

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Правила разработки месторождений теплоэнергетических вод (далее - Правила) разработаны с учетом требований Закона Российской Федерации «О недрах » от 21.02.92 № 2395-1 (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, № 16, ст. 834), Федерального закона от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст. 3588), Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 № (Собрание актов Правительства Российской Федерации, 2001, № 50, ст. 4742).

3. Требования Правил являются обязательными для организаций, независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности (далее - организации), индивидуальных предпринимателей, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче теплоэнергетических вод на территории Российской Федерации и в пределах континентального шельфа и морской исключительной экономической зоны Российской Федерации.

II. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ВОД

6. По производительности водозаборов (м 3 /сут), исходя из дебита одной скважины, месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

малодебитные - менее 1000;

среднедебитные - 1000 - 3000;

высокодебитные - более 3000.

7. По величине избыточных давлений (МПа) месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

низконапорные - менее 0,20;

напорные - 0,20 - 1,00;

высоконапорные - более 1,00.

малой теплоэнергетической мощности - менее 0,01;

средней теплоэнергетической мощности - 0,01 - 0,05;

высокой теплоэнергетической мощности - 0,05 - 0,1;

сверхвысокой теплоэнергетической мощности - более 0,1.

9. По температуре флюида на устье скважин (° С) месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

низкопотенциальные - до 70;

среднепотенциальные - 70 - 100;

высокопотенциальные (перегретые) - более 100.

10. По величине минерализации (г/л) воды месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

пресные - до 1;

солоноватые - 1 - 10;

соленые - 10 - 35;

рассольные - более 35.

кислые - 0 - 6,8;

нейтральные - 6,8 - 7,2;

слабощелочные - 7,2 - 8,5;

щелочные - более 8,5.

12. По составу растворенного газа воды месторождений теплоэнергетических вод подразделяются на:

сероводородные;

сероводородно-углекислые;

углекислые;

азотно-углекислые;

азотные;

азотно-метановые;

метановые.

13. Проект разработки месторождения теплоэнергетических вод (далее - проект разработки) включает:

исходные геолого-промысловые данные, полученные в процессе поисково-разведочных работ и опытной эксплуатации скважин, включая общие сведения о районе, физико-географических и климатических условиях, краткие сведения о геологической изученности месторождения, краткую стратиграфию, с указанием водоносных горизонтов, тектоническое строение района и месторождения, гидрогеологическую характеристику месторождения, краткую физико-литологическую и теплофизическую характеристику продуктивных горизонтов, результаты опробования и исследования скважин, данные о запасах теплоэнергетических вод, результаты опытно-промышленной разработки, данные о физико-химических свойствах теплоэнергетической воды, растворенных и свободно выделяющихся газах;

обоснование уточненных границ горного отвода, системы разработки, уровней годовой добычи, технологического режима работы скважин, нормативов потерь, рационального использования вод в процессе эксплуатации, целесообразности поддержания пластового давления, определение числа эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и нагнетательных скважин, рекомендации по доразведке месторождения, выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в эксплуатацию скважин, метода вскрытия пласта и интенсификации добычи воды, конструкции скважин, расчет изменения пластового, забойного и устьевого давления, температуры и состава воды по годам разработки, условий солеотложения и борьбы с ним, обоснование сроков ввода и местоположения промысловых сооружений, методы защиты оборудования от коррозии, основные положения и рекомендации по обустройству наземных сооружений, обоснование извлечения попутных полезных компонентов, имеющих промышленное значение (йод, бром, бор, литий, стронций и др.);

обоснование системы и места сброса отработанных вод;

программу и объем работ по исследованию скважин и контролю за разработкой;

исходные данные для составления проекта обустройства промысла теплоэнергетических вод;

обоснования и технические решения по учету добычи полезных ископаемых, составу геологической и маркшейдерской служб и обязательной геологической и маркшейдерской документации;

мероприятия по рекультивации нарушенных при пользовании участками недр земель, охране окружающей среды от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами.

14. В проект разработки включаются графические материалы: карта разработки по вариантам;

принципиальная схема сброса воды и наземного обустройства месторождения;

принципиальная схема обработки (подготовки) воды;

маркшейдерские планы;

геологические и структурные карты, профили, геолого-геофизические разрезы.

17. Наблюдения за разрабатываемыми пластами осуществляются в эксплуатационных и наблюдательных скважинах в различных частях месторождения и включают контроль за изменением дебитов, пластового и забойного давлений, температур и химического состава воды каждого пласта, режима работы по каждому пласту, выноса песка, выделения растворенных газов и раздельный учет добываемой воды.

19. В процессе исследований используются аппаратура и оборудование, применяемые при испытании нефтяных и газовых скважин, а также специальная гидрогеологическая аппаратура, предназначенная для исследования при высоких температурах.

фактическое перераспределение давления, дебитов;

изменение температуры, химического состава и минерализации воды;

расчетная схема пласта и гидродинамические параметры;

эксплуатационные запасы воды;

взаимодействие между участками и отдельными объектами эксплуатации месторождения;

технологические режимы работы скважин; агрессивные и солеотлагающие свойства воды и меры борьбы с коррозией и солеотложением;

изменение концентрации различных веществ; газосодержание (газовый фактор, м 3 /м 3).

26. Периодичность измерения давлений предусматривается проектом разработки. Давление измеряется по периодам, зависящим от темпа отбора воды. Периодичность измерения давлений определяется точностью применяемых на предприятии приборов по замеру давлений. Падение давления между периодами измерения выбирается исходя из превышения точности прибора не менее чем в два раза. Замеры пластовых давлений, температур, определение герметичности колонны, отбор глубинных проб воды проводятся во время остановок скважин на ремонт, профилактический осмотр осуществляется не менее чем один раз в год.

27. Для обеспечения условий проведения контрольно-измерительных работ скважины оборудуются:

коренной задвижкой и тройником с двумя задвижками с колпаками (буферами), которые снабжаются отверстиями для вентиля высокого давления;

по конструктивным особенностям фланца верхней задвижки изготовляется лубрикатор для проведения глубинных исследований;

устья эксплуатационных и наблюдательных скважин оборудуются специальными мостками таким образом, чтобы имелась возможность подключения манометров и термометров или спуска глубинных приборов.

III. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
НА ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ВОДЫ

При недостаточной изученности геологического разреза, наличии в нем горизонтов с аномально высоким поровым давлением, отсутствии данных о слагающих продуктивный пласт породах и др. эксплуатационные скважины перекрываются обсадной колонной с последующим цементированием и вскрытием продуктивного горизонта путем перфорации.

32. Для оценки продуктивности пластов при бурении производится испытание в открытом стволе в 20 % скважин с равномерным распределением их по площади залежи. При этом определяется химический состав под, пластовые давления и температуры, гидродинамические характеристики пласта.

36. Из пробуренных при разведке скважин для получения данных для предварительной оценки фильтрационных свойств водовмещающих пород и изменения этих свойств по площади и разрезу, качества воды и определения возможной производительности разведочных и разведочно-эксплуатационных скважин и иных параметров производятся пробные, опытные (одиночные, кустовые, групповые) и опытно-эксплуатационные откачки (выпуски).

37. В теплоэнергетических скважинах производится опробование на приемистость всех исследуемых объектов.

40. Эксплуатационные скважины оборудуются насосно-компрессорными трубами. В скважинах с наличием в воде корро зионно-агрессивных компонентов глубина спуска насосно-компрессорных труб определяется из условия установки нижнего конца насосно-компрессорных труб на 15 - 20 м выше интервала перфорации. В скважинах с отсутствием в воде коррозионно-агрессивных компонентов глубина спуска насосно-компрессорных труб определяется из условия глушения скважины.

41. Скважины оборудуются:

емкостями (по одной па скважину) объемом не менее 6 - 8 м 3 каждая, если добываемый флюид - преимущественно вода;

емкостями (по одной на скважину) объемом не менее 6 - 8 м 3 каждая, а также сепаратором соответствующего давления, если добываемый флюид - пароводяная смесь с устьевым давлением менее 1,5 МПа;

емкостями (по одной на скважину) объемом не менее 6 - 8 м 3 каждая, а также сепараторами высокого (не ниже устьевого) и низкого (0,5 - 0,7 устьевого) давления, если добываемый флюид - пароводяная смесь с устьевым давлением свыше 1,5 МПа и температурой более 150 ° С;

сепараторами и глушителями, если добываемый флюид - преимущественно природный пар;

дифустройствами со съемными соплами (диафрагмами) для определения расхода пара и ПВС.

42. Скважины могут эксплуатироваться:

фонтанным способом, когда движение воды по эксплуатационной колонне или лифтовым трубам происходит за счет энергии пласта;

принудительным способом, когда подача воды на поверхность осуществляется с помощью технических средств.

44. Конструкция устьевого оборудования скважины учитывает: объем добываемого флюида;

пластовые и устьевые давления;

температуру флюида; вероятность выпадения солей; коррозийное воздействие флюида; соединение с трубопроводами иных диаметров; температурные изменения на поверхности.

47. Оперативные наблюдения за эксплуатационными скважинами включают:

наблюдение за состоянием фонда эксплуатационных скважин;

наблюдение за изменением во времени рабочих дебитов скважин, устьевых давлений, Температур, химического и газового состава воды.

48. По эксплуатационным скважинам систематически учитываются вынос песка, солеотложения и коррозия.

49. Исследования скважин подразделяются на:

текущие - по установлению технологического режима эксплуатации и проверки состояния и параметров зоны пласта и скважины;

плановые - для целей проверки и уточнения данных текущих исследований;

специальные - для целей выявления отдельных факторов, влияющих на водоносность и условия эксплуатации скважин и месторождения в целом.

52. Расположение и количество приборов и установок по учету добываемой воды (пара) принимается таким, чтобы обеспечить достоверность учета добычи.

53. Результаты произведенных систематических и периодических замеров документируются.

систематического отбора проб воды и газа; наблюдений за состоянием оборудования; полевых испытаний образцов металлов.

57. При наличии в воде слабодиссоциирующих соединений (СаСО 3 , CaSO 4 , MgCO 3 , H 2 SiO 3 , HBO 2 , FeS , Fe (OH ) 2) и др., а в растворенном или спонтанном газе - заметных концентраций H 2 S и СО 2 проводятся исследования по выяснению условий, смещающих химическое равновесие в сторону выпадения солей в осадок, а также по выяснению действительной коррозионной агрессивности теплоэнергетических вод.

результаты систематических анализов на содержание агрессивных компонентов и солей;

данные о коррозионных разрушениях и солеотложениях с указанием места расположения прокоррозировавшего (или с солеотложением) оборудования, условий его работы, срока службы, характера разрушения и других сведений;

сведения о проводимых мероприятиях в целях защиты скважин и оборудования от коррозии и солеотложений и их эффективности.

60. Консервация и ликвидация скважин выполняется в соответствии с установленными требованиями.

IV. ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ВОД

очистке, сбросу и внутрипромысловому транспорту воды;

подготовке воды (сепарация, дегазация, очистка, технические мероприятия против солеотложений);

подготовке попутных полезных компонентов (при их промышленной концентрации);

предотвращению коррозии оборудования.

62. Проект обустройства может входить составной частью в проект разработки месторождения теплоэнергетических вод.

63. При наличии на месторождении теплоэнергетических вод нескольких объектов эксплуатации, резко отличающихся по величине пластового давления, температуре и физико-химической характеристике вод, смешение которых вызывает нежелательные последствия (коррозию, выпадение нерастворимых солей кальция и т. п.), в проекте обустройства предусматривается раздельный сбор, транспортирование и подготовка таких вод.

64. Для крупных месторождений теплоэнергетических вод (с запасами в десятки тысяч м 3 /сут.) основой для дальнейшего проектирования.

65. Для месторождений может составляться генеральная схема обустройства промысла, которая является теплоэнергетических вод с высоким избыточным давлением на устье скважин максимальные допустимые давления в шлейфах рекомендуется принимать по максимальному избыточному давлению или на устье скважин предусматривается система редуцирования и автоматической отсечки для защиты шлейфа от высоких давлений. Если проектное давление в шлейфе равно или превышает максимальное статическое, то системы редуцирования и автоматической отсечки также располагаются между шлейфами и последующими сооружениями.

66. Система сбора теплоэнергетической воды обеспечивает:

надежность и бесперебойность подачи воды потребителям в любое время года и возможность повышения отборов в зимнее время;

удобство обслуживания водосборных сетей;

оптимизацию режимов работы скважин;

предотвращение контакта воды с кислородом воздуха;

теплоизоляцию, при которой потери температуры воды минимальны;

функционирование транспортных сооружений при избыточном давлении.

V. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ВОД

67. Пользователь недр при разработке месторождений теплоэнергетических вод обеспечивает:

рациональную разведку и разработку месторождений теплоэнергетических вод, при которых достигается предотвращение безвозвратных потерь воды и ее теплового потенциала и предотвращение загрязнения водоносных горизонтов;

предотвращение смешения вод различных горизонтов и перетока из одних горизонтов в другие (с более низким напором), если это не предусмотрено проектной документацией;

предотвращение нерегулируемого выпуска воды, а в аварийных случаях срочное принятие мер по ликвидации ее потерь;

комплексное использование воды;

охрану недр, атмосферного воздуха, земной поверхности, лесов, вод и других природных объектов, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами;

проведение рекультивации земельных участков, нарушенных при пользовании недрами.

VI. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА СОБЛЮДЕНИЕ
И КОНТРОЛЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕМ ТРЕБОВАНИЙ
НАСТОЯЩИХ ПРАВИЛ

79. Лица, виновные в нарушении Закона Российской Федерации «О недрах », в нарушениях утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами, по охране недр и окружающей природной среды, в том числе нарушениях, ведущих к загрязнению недр и приводящих месторождение полезных ископаемых в состояние, непригодное для эксплуатации, несут уголовную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также административную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации и законодательством субъектов Российской Федерации *.

* Статья 49 Закона Российской Федерации «О недрах ».

** Подпункт 2 пункта 4 Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России.

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

В соответствии с (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.823; 1999, N 7, ст.879; 2000, N 2, ст.141; 2001, N 21, ст.2061; N 33, ст.3429; 2002, N 22, ст.2026; 2003, N 23, ст.2174; 2004, N 27, ст.2711; N 35, ст.3607; 2006, N 17, ст.1778; N 44, ст.4538; 2007, N 27, ст.3213; N 49, ст.6056; 2008, N 18, ст.1941; N 29, ст.3418; N 29, ст.3420; N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; N 29, ст.3601; N 52, ст.6450; 2010, N 21, ст.2527; N 31, ст.4155; 2011, N 15, ст.2018; N 15, ст.2025; N 30, ст.4567; N 30, ст.4570; N 30, ст.4572; N 30, ст.4590; N 48, ст.6732; N 49, ст.7042; N 50, ст.7343; N 50, ст.7359; 2012, N 25, ст.3264; N 31, ст.4322; N 53, ст.7648; 2013, N 19, ст.2312; N 30, ст.4060; N 30, ст.4061; N 52, ст.6961; N 52, ст.6973; 2014, N 26, ст.3377; N 30, ст.4261; N 30, ст.4262; N 48, ст.6647; 2015, N 1, ст.11; ст.12; ст.52; N 27, ст.3996; N 29, ст.4350; ст.4359), , утвержденным , утвержденным (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст.2669; 2006, N 25, ст.2723; 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 38, ст.4489; 2010, N 26, ст.3350; 2011, N 14, ст.1935; 2013, N 10, ст.1027; N 28, ст.3832; N 45, ст.5822; 2014, N 2, ст.123; N 9, ст.922; 2015, N 2, ст.491; 2016, N 2, ст.325; N 2, ст.351; N 13, ст.1829),

приказываю:

Утвердить прилагаемые Правила разработки месторождений углеводородного сырья.

Министр
С.Е.Донской

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
26 августа 2016 года,
регистрационный N 43415

Правила разработки месторождений углеводородного сырья

I. Общие положения

1.1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 года N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.823; 1999, N 7, ст.879; 2000, N 2, ст.141; 2001, N 21, ст.2061; N 33, ст.3429; 2002, N 22, ст.2026; 2003, N 23, ст.2174; 2004, N 27, ст.2711; N 35, ст.3607; 2006, N 17, ст.1778; N 44, ст.4538; 2007, N 27, ст.3213; N 49, ст.6056; 2008, N 18, ст.1941; N 29, ст.3418; N 29, ст.3420; N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; N 29, ст.3601; N 52, ст.6450; 2010, N 21, ст.2527; N 31, ст.4155; 2011, N 15, ст.2018; N 15, ст.2025; N 30, ст.4567; N 30, ст.4570; N 30, ст.4572; N 30, ст.4590; N 48, ст.6732; N 49, ст.7042; N 50, ст.7343; N 50, ст.7359; 2012, N 25, ст.3264; N 31, ст.4322; N 53, ст.7648; 2013, N 19, ст.2312; N 30, ст.4060; N 30, ст.4061; N 52, ст.6961; N 52, ст.6973; 2014, N 26, ст.3377; N 30, ст.4261; N 30, ст.4262; N 48, ст.6647; 2015, N 1, ст.11; ст.12; ст.52; N 27, ст.3996; N 29, ст.4350; ст.4359) (далее - Закон Российской Федерации "О недрах"), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации , утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 года N 1219 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, N 47, ст.6586; 2016, N 2, ст.325), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию , утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 года N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст.2669; 2006, N 25, ст.2723; 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 38, ст.4489; 2010, N 26, ст.3350; 2011, N 14, ст.1935; 2013, N 10, ст.1027; N 28, ст.3832; N 45, ст.5822; 2014, N 2, ст.123; N 9, ст.922; 2015, N 2, ст.491; 2016, N 2, ст.325; N 2, ст.351; N 13, ст.1829).

1.2. Настоящие Правила устанавливают требования к разработке месторождений углеводородного сырья (далее - УВС), расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, на континентальном шельфе Российской Федерации, в исключительной экономической зоне, на участках недр, расположенных в Черном и Азовском морях, в пределах которых Российская Федерация осуществляет суверенитет, суверенные права или юрисдикцию в связи с принятием в Российскую Федерацию Республики Крым и образованием в составе Российской Федерации новых субъектов - Республики Крым и города федерального значения Севастополя, в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, и Мировом океане, и предназначены для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами, пользователями недр, иными органами и организациями.

1.3. Технические проекты на разработку месторождений (залежей или участков залежей) УВС, предусмотренные подпунктом "б" пункта 9 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами , утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 года N 118 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 10, ст.1100; 2011, N 32, ст.4846; 2014, N 14, ст.1648; 2015, N 2, ст.480, N 44, ст.6128, N 52, ст.7618; 2016, N 8, ст.1134; N 22, ст.3233) (далее - Положение о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами), согласованные и утвержденные пользователем недр в соответствии со до дня вступления в силу настоящих Правил, действуют до окончания срока их действия. Приведение утвержденных до дня вступления в силу настоящих Правил технологических схем опытно-промышленной разработки месторождений (залежей или участков залежей) УВС в соответствие с настоящими Правилами не требуется.

II. Подготовка месторождения к промышленной разработке

2.1. Подготовка месторождения к промышленной разработке начинается на этапе разведки месторождения после постановки запасов УВС данного месторождения на государственный баланс запасов полезных ископаемых (далее - ГБЗ).

2.2. Для подготовки месторождения к промышленной разработке на стадии разведки и пробной эксплуатации месторождения изучаются характеристики месторождения (залежи), собираются необходимые геолого-геофизические, технико-технологические и другие материалы, позволяющие подготовить месторождение к подсчету геологических запасов УВС, составлению технологической схемы разработки месторождения и вводу его в промышленную разработку.

2.3. Для месторождения, находящегося на стадии разведки и пробной эксплуатации, составляются: проект на проведение геологического изучения недр и разведки месторождений полезных ископаемых, проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, проект пробной эксплуатации единичной разведочной скважины, или проект пробной эксплуатации месторождения (залежи).

2.4. При опытной (пробной) эксплуатации поисковых скважин и единичных разведочных скважин выполняется комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин (в том числе, с применением технологий интенсификации притока), состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационных характеристик пластов и их изменений во времени.

2.5. Проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, пробной эксплуатации единичной разведочной скважины, подготовленный недропользователем, подлежит согласованию в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации "О недрах" с комиссией, предусмотренной пунктом 5 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами (далее - Комиссия).

2.6. Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (далее - ППЭ) и дополнения к нему составляются и реализуются на стадии разведки с целью получения необходимой информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению.

ППЭ и дополнения к нему составляются на запасы категории С1+С2. Недропользователь имеет право осуществлять бурение и добычу УВС из разведочных и эксплуатационных скважин (согласно решениям ППЭ) в границах запасов категории С2 при условии представления полученных результатов пробной эксплуатации и обосновывающих геологических материалов и документов для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча. Изменения категории запасов и их количество учитываются в ГБЗ по состоянию на 1 января года, следующего за годом внесения оперативных изменений.
_______________
, утвержденная
________________

2.7. Месторождение считается введенным в разработку при начале добычи из скважин в соответствии с ППЭ (или технологической схемой разработки (далее - TCP), в случае если TCP является первым техническим проектом разработки данного месторождения) месторождения (залежи). На этапе пробной эксплуатации средних, крупных и уникальных месторождений может добываться не более 20% начальных извлекаемых запасов, числящихся на ГБЗ. Технологический процесс разработки месторождения (далее - разработка месторождения) направлен на извлечение из недр УВС и других попутных полезных ископаемых и компонентов на основе технического проекта разработки месторождения (залежи).

2.8. Виды исследовательских работ по разведочным, поисковым скважинам, объемы и порядок их проведения определяются рабочим проектом производства буровых работ, проектом поисково-разведочных работ и (или) ППЭ месторождения (залежи). Если разведочные скважины бурятся на месторождении, находящемся в промышленной разработке, то виды, объемы и порядок проведения работ определяется проектом геологического изучения месторождения и техническим проектом на разработку, в соответствии с требованиями, утвержденными законодательством Российской Федерации о недрах, и условиями пользования недрами.

2.9. Интервалы отбора керна, опробований и испытаний, геофизические исследования скважин (далее - ГИС), гидродинамические исследования пластов в скважинах (далее - ГДИ) и другие исследования (с указанием их видов) в каждой разведочной или другой по назначению скважине устанавливаются геолого-техническим нарядом или отдельными планами работ на скважине.

2.10. При опробовании вскрытого пласта отбор проб жидкости и газов, с целью изучения их количественного и качественного состава, проводится в соответствии с планами работ.

2.11. При испытании вскрытых продуктивных пластов необходимо проведение работ по определению следующих начальных характеристик:

а) пластового давления и температуры;

б) положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов;

в) дебитов пластовых флюидов;

г) продуктивных характеристик;

д) геолого-физических характеристик пласта;

е) состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.

2.12. После завершения стадии разведки недропользователь представляет в Федеральное агентство по недропользованию подсчет запасов УВС, попутных полезных компонентов и технологическую схему разработки месторождения для проведения государственной экспертизы запасов и согласования технического проекта на разработку, в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах.

2.13. Составление ППЭ и проведение пробной эксплуатации скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, расположенных на суше, а также на морских месторождениях в период разведки месторождения осуществляются по решению недропользователя.

2.14. Вопросы дальнейшего использования поисковых и разведочных скважин, пробуренных за счет средств недропользователя и оказавшихся за пределами контуров нефтегазоносности месторождения (залежи), решаются недропользователем самостоятельно.

III. Технические проекты на промышленную разработку месторождений

3.1. При промышленной разработке месторождений осуществляется технологический процесс извлечения из недр нефти, горючих газов (далее - газов), конденсата и содержащихся в них попутных компонентов на основании технических проектов разработки месторождений, указанных в настоящем пункте.

К техническим проектам, на основании которых может осуществляться промышленная разработка месторождений, в настоящих Правилах относятся:

а) технологическая схема разработки месторождения (далее - TCP) и дополнения к ней;

б) технологический проект разработки месторождения (далее - ТПР) и дополнения к нему.

3.2. TCP составляется для подготовленных к стадии промышленной разработки месторождений.

3.3. TCP, (ТПР) и дополнения к ним составляются на запасы категорий А+В1+В2. На стадии промышленной разработки месторождения недропользователь имеет право разбуривать или иным способом (например, возврат на эксплуатационный объект, углубление на эксплуатационном объекте, приобщение интервала эксплуатационного объекта) получать информацию, в том числе осуществлять добычу УВС по залежи, по эксплуатационным объектам (далее - ЭО), по участкам ЭО с запасами категории В2 и представлять в Федеральное агентство по недропользованию обосновывающие геологические документы и материалы для проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча. Изменения в категории запасов и их количество учитываются в ГБЗ по состоянию на 1 января года, следующего за годом внесения оперативных изменений.
_______________
Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов , утвержденная приказом Минприроды России от 29 декабря 2013 года* N 477 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31.12.2013, регистрационный N 30943).
________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: "от 1 ноября 2013 года". - Примечание изготовителя базы данных.

3.4. В ТСР, ТПР и дополнений к ним на разработку месторождений проводится обоснование извлекаемых запасов УВС.

3.5. Сроки подготовки ТСР на промышленную разработку месторождений должны соответствовать условиям пользования недрами.

3.6. ТПР составляется для месторождений с начальными геологическими запасами категории А более 75%.

3.7. Действие ТСР, ТПР и дополнений к ним распространяется на весь период разработки месторождений до полной выработки извлекаемых запасов.

3.8. В составе ТСР, ТПР и дополнений к ним могут быть выделены участки опытно-промышленных работ с целью проведения экспериментальных работ (мероприятий) на скважинах, участках ЭО (залежах) по испытанию новых технических средств и технологий разработки для данных геолого-физических условий.

3.9. ТСР, ТПР и дополнений к ним составляется для месторождения в целом.

3.10. Для крупных и уникальных месторождений допускается составление ТСР, ТПР и дополнений к ним с утверждением проектных технологических показателей разработки для одного или нескольких ЭО.

3.11. Допускается составление единых ТСР, ТПР и дополнений к ним для группы мелких и очень мелких месторождений и подготовки продукции с разделением технологических показателей разработки по месторождениям.

3.12. Промышленная разработка ЭО (залежи, месторождения) осуществляется в границах участка недр предоставленного в виде горного отвода в пользование на основании лицензии (далее - лицензионного участка).

3.13. Новые технические проекты, на основании которых осуществляется промышленная разработка месторождений, могут подготавливаться в течение всего срока действия ранее утвержденных проектных документов.

3.14. Технические проекты, на основании которых осуществляется промышленная разработка месторождений, подлежат согласованию с Комиссией.

3.15. Проектные решения и технологические показатели разработки действующего TCP, ТПР и дополнений к ним на разработку месторождения вступают в силу с момента утверждения TCP, ТПР и дополнений к ним. Действие утвержденных TCP, ТПР и дополнений к ним, включая их проектные решения и технологические показатели разработки, распространяется на весь период календарного года, в котором они были утверждены.

IV. Промышленная разработка месторождения

4.1. К месторождениям, подготовленным для промышленной разработки, относятся месторождения, в отношении которых проведены исследования и мероприятия в соответствии с требованиями пунктов 2.6-2.12 настоящих Правил, а также выполнены следующие требования:

4.1.1. Прошедшие государственную экспертизу запасы нефти и (или) газа по категории С1 составляют не менее 30% от всех запасов и при соблюдении требований к изученности для категории запасов В1.

4.1.2. Определены добывные возможности скважин, изучены свойства нефти, свободного и растворенного газа, газового конденсата и содержащиеся в них основные полезные ископаемые, имеющие промышленное значение.

4.1.3. Изучены гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия разработки месторождения с полнотой, достаточной для достоверного технического и экономического обоснования решения о порядке и условиях его промышленного освоения.

4.2. Подготовленная пользователями недр TCP или ТПР (или дополнение к ним) направляется в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов (по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти, газа и газового конденсата) в соответствии с , утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 11 февраля 2005 года N 69 "О государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, размере и порядке взимания платы за ее проведение" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 8, ст.651; 2006, N 32, ст.3570; 2007, N 5, ст.663; 2009, N 18, ст.2248; 2014, N 6, ст.594; 2015, N 50, ст.7171; 2016, N 8, ст.1133) (далее - Положение о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение) и согласования с Комиссией.

4.3. Месторождение, по которому составлена и утверждена в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах TCP, ТПР или дополнение к ним, считается введенным в промышленную разработку.

4.4. Для мелких и очень мелких месторождений допускается составление TCP и перевод их в группу разрабатываемых при условии, что запасы указанных месторождений, прошедшие государственную экспертизу по оперативному изменению состояния запасов, не требуют дополнительного проведения геологоразведочных работ, и уточнение геологического строения месторождения может быть проведено в процессе его освоения.

4.5. Необходимость составления технического проекта на разработку месторождения обосновывается недропользователем самостоятельно.

4.6. Дополнение к технологической схеме разработки (далее - ДТСР), дополнение к технологическому проекту разработки (далее - ДТПР) представляются с подсчетом запасов при изменении ранее утвержденных в установленном порядке геологических запасов категорий А+В1+В2 более чем на 20% от начальных запасов по месторождению, подсчетных параметров и (или) принципиальном изменении геологической модели месторождения.

4.7. При изменении числящихся на ГБЗ геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению, в том числе при открытии новой залежи, подготавливается отчет по оперативному изменению состояния запасов, и на его основе составляется дополнение к TCP и (или) ТПР, которые передаются в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов (по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти, газа и газового конденсата) в соответствии с пунктом 10_1 Положения о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение , и согласования с Комиссией.

4.8. При необходимости опробования и внедрения технологии разработки новой для данных геолого-физических условий, а также для крупных и уникальных месторождений, недостаточно разведанных и (или) со сложным геологическим строением, в составе TCP, ТПР и дополнений к ним допускается выделение участка для опытно-промышленных работ (далее - ОПР).

4.9. Дополнения к TCP, ТПР могут быть представлены на основе ранее проведенного подсчета геологических запасов или оперативного изменения состояния запасов при сохранении ранее принятой геологической модели (далее - ГМ) в случаях:

а) отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектной величины, превышающей установленное значение отклонений в соответствии с настоящими Правилами;

б) положительных результатах проведенных на месторождении ОПР и возможности их распространения на ЭО или изменении (неподтверждении) эффективности проводимых геолого-технологических (технических) мероприятий (далее - ГТМ);

в) необходимости изменения технологии и системы разработки ЭО (залежи).

4.10. Срок завершения разработки и переход к ликвидационным работам обосновывается в ТПР или дополнении к нему.

V. Допустимые отклонения показателей разработки месторождения

5.1. Показателями, характеризующими выполнение технического проекта разработки месторождения, являются:

а) уровни добычи нефти и (или) свободного газа, утвержденные для категории запасов А+В1;

б) ввод новых скважин;

в) действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин.

5.2. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа устанавливаются в соответствии с техническим проектом, согласованным с Комиссией.

Уровни добычи свободного газа включают в том числе газ газовых шапок.

5.3. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа для ППЭ (дополнений к нему) и участков ЭО ОПР, выделенных в техническом проекте, устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми.

5.4. Уровни отборов попутного газа и конденсата устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми. При наличии в продукции нефтяных добывающих скважин свободного газа из газовой шапки его объемы должны быть учтены отдельно.

5.5. Допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению углеводородов от проектной величины, утвержденной в техническом проекте в соответствии с приложением к настоящим Правилам.

5.6. В случае отклонения уровня фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектной сверх допустимых значений по месторождению, недропользователю необходимо установить причины отклонений и внести соответствующие изменения в процесс разработки месторождения или подготовить новый технический проект в течение года, следующего за отчетным.

5.7. В случае, когда часть месторождения выходит за пределы лицензионного участка и находится в нераспределенном фонде недр, другом субъекте Российской Федерации или принадлежит другому недропользователю, допустимые отклонения показателей, характеризующих выполнение технического проекта разработки месторождения, устанавливаются для каждого лицензионного участка месторождения отдельно.

5.8. Отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектной по месторождению, принимаются как допустимые, в случае ограничений на их реализацию, связанных с обстоятельствами непреодолимой силы.

5.9. Допустимые отклонения фактической годовой добычи газа от проектной газовых и газоконденсатных месторождений, обеспечивающих газоснабжение исключительно местных потребителей, не регламентируются, если связаны с изменением спроса на газ.

Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти при сезонной добыче не регламентируются, если такой режим эксплуатации скважин предусмотрен техническим проектом разработки месторождения.

5.10. Для месторождений, находящихся в промышленной разработке, уровень добычи которых не регламентируется, а накопленная добыча нефти после 5 лет с даты утверждения технического проекта превышает отклонение ±50% от проектной накопленной добычи нефти, недропользователем должен быть составлен новый технический проект.

5.11. Допускаются ежегодные отклонения по вводу новых скважин относительно установленных в TCP, ТПР и дополнениях к ним. Отклонение в сторону увеличения количества вводимых новых скважин не регламентируется. Отклонения в сторону уменьшения количества вводимых новых скважин устанавливается в объеме:


	Допустимое ежегодное отклонение (не более), процентов
	не регламентируется


от 51 до 100
101 и более

В случае, если количество введенных новых скважин по итогу отчетного года находится в пределах допустимого отклонения, указанного в настоящем пункте, но при этом, по состоянию на начало очередного года, следующего за отчетным, накопленное количество новых скважин, введенных в течение предшествующих трех лет, менее 80 процентов от предусмотренного в TCP, ТПР и дополнениях к ним количества новых скважин, которые должны были быть введены в течение указанного периода, то требования TCP, ТПР и дополнений к ним по вводу новых скважин считаются невыполненными.

В случае, если количество введенных новых скважин по итогу отчетного года находится за пределами допустимого отклонения, указанного в настоящем пункте, но при этом, по причине досрочного ввода новых скважин, по состоянию на начало очередного года, следующего за отчетным, накопленное количество новых скважин, введенных в течение предшествующих трех лет, не менее 80 процентов от предусмотренного в TCP, ТПР и дополнениях к ним количества новых скважин, которые должны были быть введены в течение указанного периода, то требования TCP, ТПР и дополнений к ним по вводу новых скважин считаются выполненными.

Абзацы второй и третий настоящего пункта применяются после истечения трёх лет реализации проекта разработки месторождения.

5.12. Допускаются отклонения по действующему фонду добывающих скважин относительно установленных в TCP, ТПР и дополнениях к ним. Отклонения в сторону увеличения количества добывающих скважин в действующем фонде не регламентируются. Отклонения в сторону уменьшения количества добывающих скважин в действующем фонде устанавливаются в объеме:


Количество скважин на месторождении согласно техническому проекту, штук.
	не регламентируется

от 51 до 200
201 и более

5.13. Допускаются отклонения по действующему фонду нагнетательных скважин относительно установленных в TCP, ТПР и дополнениях к ним. Отклонения в сторону увеличения количества нагнетательных скважин в действующем фонде не регламентируются. Отклонения в сторону уменьшения количества нагнетательных скважин в действующем фонде устанавливаются в объеме:


Количество скважин на месторождении согласно техническому проекту, штук.	Допустимое отклонение (не более), процентов
	не регламентируется

от 51 до 200
201 и более

5.14. Отклонения технологических показателей разработки, превышающие показатели, предусмотренные пунктами 5.11-5.13 настоящих Правил, по причине ограничений на реализацию продукции, связанных с обстоятельствами непреодолимой силы, принимаются как допустимые.

5.15. Пользователь недр обеспечивает научное изучение и сопровождение разработки месторождения (ЭО), осуществляет самостоятельный анализ разработки месторождения (ЭО) и выполнения проектных решений, технологических показателей разработки месторождения (ЭО) и рациональной выработки (использованию) запасов углеводородов.

5.16. Пользователь недр имеет право принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех назначений без внесения изменений в TCP, ТПР и дополнения к ним в случаях:

а) распространение проектной системы разработки на участки расширения площади продуктивного пласта, входящие в единый ЭО, выявленные по результатам уточнения геологического строения месторождения. При этом, распространение проектной системы разработки на участки расширения площади продуктивного пласта для крупных и уникальных месторождений не должно превышать 10% от площади продуктивного пласта ЭО;

б) отмена проектных скважин на участках сокращения площади залежи;

в) изменение местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных (не более 10% от проектного фонда скважин) участках продуктивного пласта, входящих в единый ЭО по результатам уточнения геологического строения или изысканий на местности;

г) перевод скважин, выполнивших проектное назначение, на другой ЭО;

д) проведение ГТМ, не меняющих основные положения технического проекта при условии, что уровни отбора нефти и (или) свободного газа находятся в пределах допустимых отклонений.

VI. Требования к системе разработки месторождения

6.1. Выделение эксплуатационных объектов разработки:

6.1.1. Целью выделения ЭО на месторождении является обеспечение рациональной разработки месторождения и достижение максимально возможных коэффициентов извлечения УВС (коэффициент извлечения нефти, коэффициент извлечения газа, коэффициент извлечения конденсата).

6.1.2. ЭО должен выделяться с запасами, достаточными для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин. Выделяются и обосновываются самостоятельные (основные) и возвратные ЭО.

К основному эксплуатационному объекту относится: залежь нефти (газа), часть залежи или несколько залежей нефти (газа), объединенных в один ЭО, разрабатываемых единой сеткой эксплуатационных скважин.

К возвратному эксплуатационному объекту относится: залежь нефти (газа) или несколько залежей нефти (газа), объединенных в один ЭО, разработка которого/ых, как самостоятельного ЭО, технико-экономически нерентабельна, что обосновано в проектных технических документах (далее - ПТД).

6.1.3. Между выделяемыми ЭО должны быть выдержанные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков флюидов между близкими по глубине ЭО.

6.1.4. Залежи, объединяемые в один ЭО, должны быть близки по составу коллекторов и физико-химическим свойствам флюидов, величинам начальных пластовых давлений. Продуктивные пласты, к которым приурочены залежи одного ЭО, должны иметь одинаковые литологические характеристики и близкие фильтрационно-емкостные свойства. Не рекомендуется объединять в один ЭО залежи, приуроченные к гидрофильным и гидрофобным пластам-коллекторам, различным по типу породы коллектора, по типу пустотного пространства.

6.1.5. По залежам, запасы УВС которых учтены в ГБЗ отдельно и объединенные в техническом проекте разработки месторождения в один ЭО, должен осуществляться раздельный учет закачки рабочего агента и раздельный учет добываемых нефти, конденсата, газа, воды.

6.1.6. Для крупных многопластовых месторождений природного газа очередность ввода ЭО в разработку определяется с учетом динамики пластовых давлений, сроков ввода дожимной компрессорной станции (далее - ДКС) или нагнетательной компрессорной станции (далее - НКС), возможности использования энергии залежей с высоким пластовым давлением для бескомпрессорного транспорта газа, добываемого из залежей с низким пластовым давлением или соседних месторождений.

6.2. Целесообразность объединения залежей в ЭО обосновывается в техническом проекте разработки месторождения:

6.2.1. Разработка возвратного ЭО, нерентабельность которого доказана в техническом проекте разработки месторождения, должна быть предусмотрена скважинами, переводимыми с других ЭО, после выполнения ими проектного назначения.

6.2.2. Для оценки отклонений фактической добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению углеводородов от проектной величины, утвержденной в техническом проекте разработки месторождения, используются уровни добычи нефти и (или) свободного газа, рассчитанные для категории запасов А+В1.

6.3. Система разработки определяет: схему размещения и конструкции скважин, способы заканчивания, количество (плотность сетки скважин) и назначение, режимы работы залежи в ЭО, рабочий агент для ППД и вытеснения углеводородов.

Система разработки ЭО обосновывается в техническом проекте разработки месторождения.

6.4. Технологические показатели разработки месторождений:

6.4.1. Технологические показатели разработки месторождения, рассчитанные в ПТД в границах запасов УВС категорий А+В1 используются для текущего планирования добычи УВС, обустройства, объемов буровых и строительных работ.

6.4.2. Технологические показатели разработки месторождения, рассчитанные в границах запасов УВС категорий А+В1+В2 (в ППЭ по категории запасов С1+С2), используются для перспективного планирования добычи УВС, обустройства, объемов буровых и строительных работ.

6.4.3. Расчёт технологических показателей разработки ЭО месторождения проводится с использованием построенных трёхмерных геологических и гидродинамических моделей (далее - ГМ и ГДМ соответственно).

6.5. Выбор рабочего агента для поддержания пластового давления (далее - ППД) и воздействия на залежь УВС:

6.5.1. Рабочий агент, закачиваемый в ЭО должен:

а) обеспечивать химическую совместимость с пластовыми флюидами, без образования вторичных осадков, ухудшающих свойства пласта;

б) не ухудшать свойства УВС в пластовых условиях;

в) обеспечивать проектную приемистость.

6.5.2. Система ППД должна обеспечивать:

а) объемы закачки рабочего агента в ЭО и давление его нагнетания по скважинам, в соответствии с техническим проектом разработки месторождения;

б) подготовку рабочего агента до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, сероводорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технического проекта разработки месторождения;

в) возможность систематических замеров рабочего давления и приемистости каждой скважины;

г) контроль качества рабочего агента с периодичностью, предусмотренной техническим проектом разработки месторождения;

д) требования по охране недр.

6.6. При закачке в пласты сточных вод или других коррозионно-агрессивных рабочих агентов обсадные колонны скважин (эксплуатационное оборудование) должны быть защищены от вредного воздействия пакерующими устройствами, ингибиторами, коррозионностойким покрытием или другими методами.

6.7. Закачка в продуктивные пласты растворов химических реагентов, с целью интенсификации добычи или повышения коэффициента извлечения нефти (далее - КИН), коэффициент извлечения газа (далее - КИГ), коэффициент извлечения конденсата (далее - КИК) проводится в соответствии с технологией, обоснованной в техническом проекте.

6.8. Пользователь недр должен обеспечить ведение раздельного учета закачки рабочих агентов и добычи УВС поскважинно, с целью оценки дополнительной добычи по каждому применяемому методу интенсификации добычи или повышения КИН (КИГ, КИК).

6.9. В случае если из-за изменений условий производства работ требуется корректировка технических и технологических решений, влияющих на безопасное недропользование, соответствующие обоснования включаются в планы развития горных работ, подготавливаемых в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

VII. Назначение скважин

7.1. На стадиях поиска, разведки и разработки месторождений бурятся и выделяются скважины в соответствии с их назначением.

7.2. Опорные скважины проектируются и бурятся для изучения общего геологического строения и гидрогеологических условий залегания всей толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления.

7.3. Параметрические скважины проектируются, бурятся на выявленных структурах с целью регионального изучения недр, увязкой с другими методами региональных исследований; более детального изучения геологического строения разреза с полным отбором керна и максимальными данными по ГИС для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геологопоисковых работ.

7.4. Структурные скважины проектируются, бурятся и служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры.

7.5. Поисково-оценочные скважины проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью опоискования и открытия новых месторождений или новых залежей на ранее открытых месторождениях.

7.6. Разведочные скважины проектируются и бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью геологического изучения и оконтуривания залежей УВС, получения исходной информации для подсчета запасов УВС и составления технического проекта.

7.7. Эксплуатационные скважины проектируются и бурятся при реализации ППЭ и промышленной разработке месторождения:

добывающие (нефтяные и газовые) - для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды;

нагнетательные - для проведения воздействия на залежь с целью ППД путем закачки воды, газа (их смеси) или других рабочих агентов вытеснения, для закачки газа или попутных полезных компонентов второй группы, выделяемых из полезных ископаемых, с целью временного хранения, а также для добычи УВС в период отработки.

7.8. Специальные скважины проектируются и бурятся для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, добычи технической воды (водозаборные скважины), сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты (поглощающие скважины), разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, экологического мониторинга подземных (питьевых) вод, перекачки рабочего агента в нагнетательные скважины и других целей.

7.9. Контрольные наблюдательные скважины проектируются и бурятся для осуществления систематического контроля над изменением межфлюидальных (водонефтяного, газонефтяного, газоводяного) контактов и за изменением других параметров (в том числе, нефтегазоводонасыщенности пласта) в процессе разработки залежи.

Контрольные пьезометрические скважины проектируются и бурятся для контроля за изменением пластового давления и температуры.

7.10. Назначение скважин может меняться в процессе разработки месторождения на основании утвержденных решений технического проекта или в соответствии с подпунктом "в" пункта 5.16 настоящих Правил.

VIII. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных пластов и освоения скважин

8.1. Бурение поисковых, разведочных, эксплуатационных и других по назначению скважин на месторождении осуществляется в соответствии с рабочим проектом производства буровых работ (индивидуальным или групповым), разработанным и утвержденным в соответствии с законодательством Российской Федерации.

8.2. Требования по технологиям вскрытия продуктивных пластов бурением и крепления скважин, вскрытия продуктивных пластов перфорацией и освоения скважин, представленные в техническом проекте разработки месторождения, кроме типов профилей скважин, уточняются в рабочем проекте на бурение скважины и плане на освоение скважины.

8.3. Рабочий проект на бурение скважин (индивидуальный или групповой) всех назначений должен обеспечить надежную конструкцию скважин, качественное первичное вскрытие продуктивных пластов, крепление и разобщение пластов, возможность проведения ГИС, ГДИ и ремонтных работ, выполнение всех требований технического проекта разработки месторождения.

8.4. Геологическая служба пользователя недр, в соответствии с общей рекомендацией технического проекта разработки месторождения (ЭО), устанавливает профиль скважины в продуктивном пласте (ЭО), контролирует его проводку по данным ГИС и назначает интервалы перфорации или установки элементов конструкции забоя.

8.5. Контроль интервала перфорации должен осуществляться геофизическими методами.

В соответствии с техническим проектом и данными ГИС в каждой скважине, геологическая служба пользователя недр может назначать интервал вторичного вскрытия и виды оборудования забоя скважины.

8.6. Комплекс работ по освоению, включая работы по сохранению, восстановлению и повышению продуктивности пласта, необходимые для их реализации технические средства и материалы должны быть предусмотрены в рабочем проекте на бурение скважин. Освоение скважин проводят по индивидуальным и (или) типовым планам, составленным пользователем недр, в которых должны быть предусмотрены условия, обеспечивающие сохранение целостности цементного камня за эксплуатационной колонной за пределами интервала освоения ЭО, а также мероприятия по предотвращению:

а) деформации эксплуатационной колонны;

б) прорыва пластовых вод (подошвенных, верхних, нижних), газа из газовой шапки;

в) открытых нефтегазоводопроявлений;

г) снижения проницаемости призабойной зоны пласта;

д) загрязнения недр.

8.7. Ответственность за соблюдение проектов и качество бурения скважин возлагается на пользователя недр.

8.8. Бурение скважины считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных рабочим проектом на бурение скважины.

IX. Учет фонда скважин

9.1. Учет принятых на баланс нефтегазодобывающей организации скважин осуществляется в соответствии с требованиями настоящей главы и утвержденными формами статистической отчетности Российской Федерации.

9.2. К эксплуатационному фонду относятся добывающие и нагнетательные скважины, находящиеся в отчетный период в действующем, бездействующем фонде или в ожидании освоения.

9.3. Действующими считаются скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

9.4. В действующем фонде находятся дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

9.5. Бездействующими считаются скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода.

9.6. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в отчетном году и до начала года.

9.7. К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, законченные бурением, принятые в фонд нефтегазодобывающей организации и не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в отчетном периоде.

9.8. Допустимая величина бездействующего фонда скважин в процентах от количества скважин эксплуатационного фонда устанавливается в следующих величинах:


Фактический эксплуатационный фонд скважин, шт.	Допустимая величина бездействующего фонда скважин от эксплуатационного, %
	не регламентируется

от 51 до 200
от 201 до 500

9.9. Для газовых и газоконденсатных месторождений допустимая величина бездействующего фонда в период сокращения добычи газа, связанный с ограничением поставок газа в единую газотранспортную систему, не регламентируется при условии соблюдения допустимых технологических режимов их эксплуатации.

9.10. Для месторождений с сезонной эксплуатацией допустимые отклонения по бездействующему фонду скважин не устанавливаются.

9.11. Скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда, могут переводиться в контрольный фонд для проведения исследовательских работ или в фонд консервации.

9.12. Скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда и (или) выполнившие свое проектное назначение, на одном из ЭО разработки могут использоваться на другом ЭО (возвратный фонд).

9.13. Скважины, выполнившие свое проектное назначение и (или) дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно, в том числе по техническим причинам, подлежат ликвидации.

9.14. Учет фонда скважин по назначению и состоянию ведется ежемесячно на основе документов первичного учета (в том числе: суточных рапортов о работе и простоев скважин, актов о принятии скважин на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа, и о вводе их в эксплуатацию, документов о консервации и ликвидации скважин). По окончании каждого месяца эти документы обобщаются, и фиксируется состояние всех скважин на конец месяца.

При составлении отчета по форме 2-ТЭК (газ) данные ежемесячного учета группируются в соответствии с показателями формы статистического наблюдения.

Скважины, в которых одновременно эксплуатируются два или более объектов, учитываются в соответствующем эксплуатационном фонде как одна скважина.

X. Ввод скважин в эксплуатацию

10.1. При вводе скважины в эксплуатацию и включении ее в состав основных производственных фондов недропользователь должен иметь следующие документы на бумажном и электронном носителях:

а) рабочий проект на бурение скважины и геолого-технический наряд;

б) акты о начале и окончании бурения скважины;

в) акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны и стола ротора;

г) материалы всех ГИС и заключения по ним;

д) замеры длин труб (мера труб), информацию о диаметре, толщине стенки и марке стали по интервалам, необходимые характеристики для неметаллических колонн;

е) акты на цементирование обсадных колонн, лабораторные анализы качества цемента и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема цемента (диаграмму цементомера), мера труб, компоновка колонн, данные об удельном весе бурового раствора в скважине перед цементированием;

ж) акты испытания на герметичность всех обсадных колонн, а также устьевого и при необходимости внутрискважинного оборудования;

з) планы работ по опробованию или освоению объекта;

и) акты на перфорацию обсадной колонны, с указанием интервала перфорации, типа и способа перфорации, количества отверстий;

к) акты опробования или освоения каждого ЭО, с приложением данных исследования скважин (например, дебиты скважины с указанием объемов добычи флюидов и обводненности продукции, давлений пластового, забойного, устьевого, затрубного, межтрубного, анализы нефти, газа, конденсата и воды, данными ГДИ, промысловые ГИС);

л) заключения (акты) на испытания пластов в процессе бурения;

м) мера и тип насосно-компрессорных труб с указанием оборудования низа, глубины установки пусковых клапанов с приложением полной схемы внутрискважинного оборудования;

н) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважины;

о) документация о результатах геолого-технического контроля в процессе бурения;

п) паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазоводопроявлениях и поглощениях, о конструкции скважины;

р) акты о натяжении колонн (если натяжение предусмотрено проектом);

с) акты об оборудовании устья скважины;

т) акты о сдаче подрядчиком заказчику геологической и технической документации по скважине.

XI. Требования к эксплуатации скважин

11.1. Эксплуатация добывающих скважин осуществляется фонтанным и механизированным способом с подъемом пластовых флюидов по насосно-компрессорным трубам при соблюдении действующих норм и правил промышленной безопасности и безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, в нефтегазодобывающей отрасли.

Способы эксплуатации скважин обосновываются в техническом проекте разработки месторождения.

11.2. Глубину спуска и типоразмеры скважинного оборудования указывают в планах ввода скважин в эксплуатацию (освоения) или в планах проведения ремонтных работ, в соответствии с технологическими и техническими расчетами.

11.3. Для эксплуатации добывающей скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые отборы нефти, газа, конденсата и жидкости, предусмотренные техническим проектом при соблюдении условий надежности и безопасности эксплуатации скважин.

11.4. Технологический режим работы добывающих скважин характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлением (для месторождений, содержащих свободный газ);

б) дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

в) типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы.

11.5. Для эксплуатации нагнетательной скважины устанавливается технологический режим, который обеспечивает закачку требуемых объемов рабочего агента в планируемом периоде, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных техническим проектом и нормами закачки.

11.6. Технологический режим работы нагнетательных скважин характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлением;

б) приемистостью скважины и количеством механических примесей и нефти в закачиваемом агенте;

в) температурой закачиваемого агента (для паронагнетательных скважин);

г) типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы.

11.7. При одновременно-раздельной эксплуатации нескольких ЭО в скважине должен быть обеспечен раздельный учет добываемой продукции и проведение промысловых исследований.

11.8. При одновременно-раздельной закачке рабочего агента в несколько ЭО в скважине должен быть обеспечен раздельный учет и проведение исследований.

11.9. Технологические режимы эксплуатации скважин назначает и утверждает пользователь недр, исходя из обеспечения проектных показателей не реже, чем один раз в квартал. Технологические режимы составляются с учетом утвержденного плана проведения ГТМ.

11.10. В процессе эксплуатации скважин должен быть обеспечен регулярный контроль технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, получение исходных данных, необходимых для оптимизации технологического режима.

11.11. Все первичные материалы контроля за эксплуатацией скважины и скважинного оборудования (на бумажных, магнитных и электронных носителях) подлежат обязательному хранению в фондах недропользователя на протяжении всего периода разработки месторождения (исключая оперативные журналы ежесуточного учета нефти, суточные рапорта по эксплуатации скважин, эхограммы и динамограммы, срок хранения которых ограничивается тремя годами либо сроком, позволяющим обеспечить соблюдение норм законодательства Российской Федерации о налогах и сборах).

XII. Ремонт скважин

12.1. Ремонт скважин подразделяется на капитальный и текущий.

12.2. При производстве капитального ремонта скважин (далее - КРС) или текущего ремонта скважин (далее - ТРС) не допускается применение технологических жидкостей, безвозвратно снижающих проницаемость призабойной зоны пласта (кроме изоляционных работ по отключению или водоограничению). В случае применения технологических жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта, в дальнейшем должны применяться мероприятия по ее восстановлению. Оборудование устья и ствола скважины, плотность технологических жидкостей должны исключать открытые нефте-, газо- и водопроявления.

12.3. КРС, ТРС производят в соответствии с действующими нормами и правилами промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли; требованиями охраны недр и окружающей среды, а также правилами и инструкциями по эксплуатации применяемого оборудования и реализации технологических процессов.

12.4. Необходимость применения мероприятий по КРС, ТРС определяется текущим состоянием эксплуатации скважины, и осуществляется в соответствии со специальными планами, утвержденными недропользователем.

12.5. Работы по КРС, ТРС оформляют описанием ремонта (для КРС) и актом (для ТРС) по установленным формам и регистрируют в деле скважины.

12.6. Контроль и регулирование процесса разработки скважин:

12.6.1. Контроль за разработкой залежей УВС осуществляется в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки ЭО в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

12.6.2. Виды, объемы и периодичность исследований в процессе разработки месторождения определяются техническим проектом в соответствии с утвержденными методическими рекомендациями, в отдельных случаях, рабочими программами.

12.6.3. Для выполнения работ по контролю за процессом разработки и технологическими режимами эксплуатации скважины должны быть оборудованы специальными измерительными приборами в соответствии с техническим проектом.

12.6.4. Для контроля за параметрами эксплуатации скважины на устье устанавливают приборы (устройства) для измерения давления и устройства для отбора проб добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать возможность индивидуального замера дебита жидкости и определение дебита газа, отбора проб добываемой продукции, замера устьевых давлений, эхометрирования, динамометрирования (для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами), спуска глубинных приборов для скважин фонтанного фонда.

12.6.5. Для наблюдения за режимом эксплуатации нагнетательных скважин на устье устанавливают приборы (устройства) для измерения давлений. Обвязка скважин должна обеспечивать индивидуальный замер объемов закачки (приемистости) устьевых давлений, спуск глубинных приборов.

12.6.6. Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных замеров и исследований, не допускается.

12.7. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки скважин относятся:

а) изменение режимов эксплуатации добывающих скважин (включая увеличение или ограничение отборов газа или жидкости, отключение высокообводненных скважин или скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

б) изменение режимов эксплуатации нагнетательных скважин (включая увеличение или ограничение приемистости рабочего агента, перераспределение приемистости по скважинам, циклическая закачка);

в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (например, дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта, гидравлический разрыв пласта);

г) изоляция или ограничение различными технологиями непроизводительного водо(газо)притока в скважине (цементная заливка, создание внутри пласта искусственного непроницаемого экрана, применение химреагентов);

д) применение потокоотклоняющих технологий;

е) изменение интервалов перфорации в рамках ЭО;

ж) применение одновременно-раздельной эксплуатации скважин и одновременно-раздельной закачки воды на многопластовых месторождениях.

12.7.1. Совершенствование и развитие системы заводнения в соответствии со структурой текущих остаточных запасов (преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания), предусмотренной в техническом проекте.

12.8. Для конкретных геолого-физических условий и для различных стадий разработки проектируется своя система контроля и регулирования разработки (учет добычи, закачки, их регулирование) в рамках рекомендуемого варианта разработки.

XIII. Система обустройства месторождений, сбор, подготовка и транспортировка углеводородов

13.1. Проектирование объектов обустройства месторождения осуществляется на основании технического проекта разработки месторождения, а также технического задания, утвержденных недропользователем, с соблюдением действующих норм и правил промышленной безопасности в нефтегазодобывающей отрасли.

13.2. Технические решения по обустройству месторождения, рекомендованные в техническом проекте разработки месторождения или в дополнениях к нему, могут уточняться на стадии проектирования объектов обустройства при условии сохранения принятых систем разработки ЭО.

13.3. Проектирование обустройства месторождения допускается выполнять на основе прогнозных показателей разработки месторождения.

13.4. В составе проектной документации по обустройству промысловых объектов определяют инженерно-технические решения по:

а) системам сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа (конденсата) и пластовой воды;

б) технологическим установкам, оборудованию и аппаратуре для промысловой подготовки нефти, газа, газового конденсата к транспорту или использованию на собственные нужды промысла;

в) предупреждению выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений, солеотложений и гидратообразования в промысловых коммуникациях и оборудовании эксплуатационных скважин.

г) технологическим мероприятиям и техническим средствам для предупреждения коррозии оборудования;

д) технологическим мероприятиям и техническим средствам для контроля и регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин;

е) средствам контроля и учета добычи нефти, газа, газового конденсата, воды по скважине, кусту скважин, установкам комплексной подготовки газа (далее - УКПГ), установкам предварительной подготовки газа (далее - УППГ) и ЭО в целом;

ж) оборудованию и приборам для определения кондиций подготовленных нефти, газа и конденсата;

з) обеспечению проектного уровня использования попутного газа;

и) водоснабжению, промысловой канализации, обработке и утилизации промышленных стоков;

к) средствам общепромысловой связи, системам автоматики и телемеханики, централизованного контроля и управления, мероприятиям по охране труда и промышленной безопасности;

л) электроснабжению и теплоснабжению промысловых объектов.

13.5. При проектировании обустройства промыслов на различных площадях крупного месторождения либо его отдельных ЭО учитывают имеющуюся промышленную инфраструктуру и (или) положения генеральной схемы обустройства месторождения (группы месторождений).

13.6. Система сбора нефти и (или) газа должна обеспечивать и предусматривать:

а) возможность регулирования распределения отборов по эксплуатационному фонду скважин для обеспечения равномерной выработки запасов УВС залежи по площади и разрезу;

б) минимизацию потерь пластовой энергии;

в) технологически обоснованное количество скважин, подключаемых к газосборному пункту;

г) возможность проведения газогидродинамических исследований и отбор проб пластовых флюидов скважин (групп скважин) для залежей, содержащих свободный газ;

д) устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций (например, применение кольцевых схем промыслового газосборного коллектора), сохранение герметичности и минимизацию потерь УВС при авариях;

е) минимизацию технологических потерь добываемого сырья при обслуживании и профилактических работах;

ж) возможность ее реконструкции при изменении условий добычи;

з) возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных эксплуатационных объектов или объектов разработки;

и) использование энергии высоконапорных газовых скважин для транспорта низконапорного газа.

13.7. Совместный сбор продукции, добываемой из различных ЭО, не допускается, если:

а) подключаемый объект по содержанию коррозионно-агрессивных компонентов (сероводорода, углекислоты, органических кислот) не соответствует характеристикам существующей системы сбора;

б) рабочее давление в системе сбора существенно снижает добывные возможности скважин объекта с меньшим пластовым давлением.

13.8. Эксплуатация установок подготовки нефти, газа и конденсата проводится в строгом соответствии с утвержденными технологическими регламентами.

13.9. Для крупных длительно разрабатываемых месторождений природного газа при неравномерном снижении пластового давления должны рассматриваться варианты реконструкции системы сбора с раздельным сбором продукции скважин с высоким давлением и низконапорного газа.

13.10. Строительство объектов системы промыслового сбора, подготовки и транспорта продукции осуществляется в соответствии с проектной документацией на обустройство месторождения.

XIV. Учет и отчетность при разработке месторождений

14.1. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляют на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания попутно добываемой воды с применением сертифицированного оборудования.

14.2. Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых из газовых скважин, осуществляют на основании данных замера дебита газа и содержания в продукции конденсата и воды с помощью замерных устройств и учетом отработанного времени с применением сертифицированного оборудования.

14.3. Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых попутно с нефтью, осуществляют на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа и конденсата на газовых линиях всех ступеней сепарации с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации.

14.4. Замеры газовых факторов и объемов сепарированного газа на всех ступенях сепарации, дебитов газа производят по графику, составленному в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований, предусмотренных в техническом проекте разработки месторождения.

14.5. График замеров утверждается пользователем недр.

14.7. Количество добытых за месяц по ЭО и месторождению нефти, конденсата, газа и воды определяют путем суммирования отчетных данных по скважинам.

14.8. Количество добытых из каждой скважины за месяц нефти, конденсата и газа по данным оперативного учета для целей отчетности нормируют по данным коммерческих и оперативных узлов учета, потерь и использования УВС на собственные нужды. Количество добытой из каждой скважины за месяц воды нормируют по данным оперативных узлов учета системы сбора и подготовки добываемой продукции.

14.9. Пользователь недр обеспечивает достоверность данных учета добычи УВС и воды, а также закачки рабочих агентов.

XV. Документация по разработке месторождения и эксплуатации скважин

15.1. Документация по разработке месторождения и эксплуатации скважин составляется недропользователем с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

а) перспективного и оперативного планирования технологических показателей разработки месторождения и составления отчетных документов по выполнению проектных решений;

б) проектирования разработки месторождения;

в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки месторождения (ЭО), а также эксплуатации отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи углеводородов;

г) контроля и мониторинга разработки месторождения (ЭО), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки;

д) учета и списания запасов нефти и свободного газа и попутных полезных компонентов;

е) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр.

15.2. Документация, ведущаяся пользователем недр, должна соответствовать установленным единым формам и храниться на бумажных, магнитных, электронных или оптических носителях.

15.3. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.

15.4. Первичная документация включает данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи УВС и воды, закачки агентов вытеснения и ППД, акты о проведении различных видов работ в скважинах и на других нефте- и газопромысловых объектах. Первичная документация ведется недропользователем.

15.5. К основным первичным документам относятся:

а) акты опробования и испытания скважин;

б) описание кернового материала;

в) отчеты по результатам лабораторного исследования керна (стандартные и специальные методы);

г) результаты ГИС (в том числе: определения коллекторских свойств и параметров пластов);

д) результаты лабораторных исследований нефти, конденсата, газа и воды;

е) данные литолого-фациальных исследований пластов;

ж) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;

з) суточные рапорты или отчеты по эксплуатации скважин, полученные по системе телемеханики;

и) результаты гидродинамических, газоконденсатных, геохимических и промыслово-геофизических и сейсмических исследований (включая пластовое и забойное давление, профили притока, поглощения, температуры);

к) акты о перфорации скважин;

л) акты о выполненных работах по ТРС и КРС, а также материалы по проведенным в стволе скважин воздействиям на призабойную зону пласта (включая возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта) без подъема (допуска) подземного оборудования, очистка обсадных и насосно-компрессорных труб мероприятиях.

15.6. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации, и заполняется в соответствующих структурных подразделениях недропользователя и подрядных организациях.

15.7. К основным сводным документам относят:

а) дело скважины (паспорт скважины, акты и отчеты обо всех мероприятиях, проводимых на скважине);

б) технологические режимы работы скважин;

в) сводные ведомости (ежемесячные отчеты), в том числе: по отбору нефти, газа, конденсата, воды, обводненности, учету времени работы скважины;

г) каталоги, таблицы, графики, диаграммы;

д) материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов УВС, проектирование разработки и обустройства.

15.8. Обобщающая документация содержит обработанную информацию, содержащуюся в первичной и сводной документации по укрупненным объектам и показателям, и ведется пользователем недр.

15.9. К основным, обобщающим документам, относят:

а) форма статистической отчетности по движению запасов УВС;

б) геологические отчеты;

в) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

г) паспорт месторождения;

д) геологические профили и карты (в том числе, структурные, разработки, изобар, распределения запасов);

е) отчетные формы для федеральных органов исполнительной власти и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

15.10. При сдаче лицензии недропользователь представляет в органы, выдавшие лицензию, документацию и отчетность в соответствии с требованиями, установленными в лицензии на право пользования недрами и действующим законодательством Российской Федерации.

XVI. Завершение разработки месторождения

16.1. Решение о завершении разработки принимается на основании подготовленного пользователем недр технико-экономического обоснования завершения разработки и проведения ликвидационных работ при выполнении одного из следующих условий:

а) проектные решения ТПР или дополнения ТПР полностью реализованы, КИН (КИГ и КИК) достигнуты и числящиеся на ГБЗ извлекаемые запасы УВС полностью выработаны;

б) технологии и техническое оборудование, которые может использовать недропользователь, не позволяют проводить дальнейшую рентабельную разработку месторождения.

Приложение к Правилам. Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению углеводородов от проектной величины, утвержденной в техническом проекте

Приложение
к Правилам разработки
месторождений углеводородного сырья


Проектный уровень годовой добычи нефти по месторождению, млн.т
до 0,01 (включительно)	не регламентируется
более 0,01 до 0,025 (включительно)
более 0,025 до 0,05 (включительно)
более 0,05 до 0,10 (включительно)
более 0,10 до 1,0 (включительно)
более 1,0 до 5,0 (включительно)
более 5,0 до 10,0 (включительно)
более 10,0 до 15,0 (включительно)
более 15,0 до 20,0 (включительно)
более 20,0 до 25,0 (включительно)

Проектный уровень годовой добычи свободного газа и (или) газа газовых шапок по месторождению, млрд.м	Допустимое отклонение (±) фактической годовой добычи от проектной, %
до 0,5 (включительно)
более 0,5 до 2 (включительно)
более 2 до 10 (включительно)

Электронный текст документа
подготовлен АО "Кодекс" и сверен по:
Официальный интернет-портал
правовой информации
www.pravo.gov.ru, 26.08.2016,
N 0001201608260045

^ 10.2. Охрана недр и окружающей среды в процессе разбуривания нефтяного месторождения

10.2.1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:

А) предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок сква-жин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе про-водки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

Б) надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтенос-ных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разре-зу;

В) необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн труб, спущенных в скважину, их качественное цементиро-вание;

Г) предотвращение ухудшения коллекторских свойств продук-тивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскры-тии, креплении и освоении.

10.2.2. Пласты с признаками нефтегазоносности, обнаруженные в процессе бурения скважины по данным керна, каротажа и не-посредственных нефтегазопроявлений, должны быть изучены с це-лью определения возможности получения из них промышленных притоков нефти и газа. Пласты с благоприятными показателями должны быть обязательно взяты на учет. При прохождении их скважинами должны быть приняты меры по охране недр.

10.2.3. В процессе разведки при подготовке месторождении к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отмечена по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробова-нии этих пластов воды на них должны быть проведены исследова-тельские работы, уточняющие источник поступления воды и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных ра-бот.

10.2.4. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с применением промывочной жидкости в соответствии с техниче-ским проектом на бурение скважин.

10.2.5. Противовыбросовое оборудование и его обвязка долж-ны монтироваться в соответствии с типовой схемой, утвержденной объединением и согласованной с органами Госгортехнадзора и вое-низированными частями по предупреждению возникновения и лик-видации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Обвязка превенторов должна обеспечивать возможность промывки скважины с противодавлением на пласты. Перед установкой Противовыбросо-вое оборудование должно быть испытано на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины превентор спрессовывается вместе с колонной на давление, величина которого, определяется максимальным давлением, ожидаемым на устье скважины при возможном открытом фонтанировании.

10.2.6. Эксплуатационные объекты месторождения следует раз-буривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвраще-нию ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также гли-низацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницае-мости).

10.2.7. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по преду-преждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе промывочной жидкости в разрабатываемые верхние пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

10.2.8. Перфорация и торпедирование скважин должны произ-водиться при строгом соблюдении действующих инструкций.

10.2.9. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедлен-ному освоению скважин. Временное бездействие скважин, свя-занное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его ниж-ней части) пластовой жидкостью.

10.2.10. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно “снизу вверх”. После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последую-щей проверкой его местоположения и герметичности снижением уровня и опрессовкой.

10.2.11. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционные рабо-ты в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.

10.2.12. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуа-тационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований в соответствии с проектом разведки, утвержденными проектными документами на разработку и проектами на строи-тельство скважин.

10.2.13. Мероприятия по охране окружающей среды в процес-се разбуривания нефтяных месторождений должны быть направле-ны на предотвращение загрязнении земли, поверхностных и под-земных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродукта-ми, минерализованными водами. Они включают в себя:

А) планировку и обвалку буровых площадок, емкостей с неф-тепродуктами и химреагентами, использование для хранения бу-ровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

Б) многократное использование бурового раствора, нейтрали-зацию, сброс в поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места;

В) рациональное использование и обязательную рекультива-цию земель после бурения скважин.

^ 10.3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений

10.3.1. Разработка нефтяного месторождения в целом и каж-дого его отдельного объекта должна осуществляться в соответ-ствии с утвержденными проектными документами.

10.3.2. Вносимые в процессе эксплуатации месторождения (за-лежи) не предусмотренные проектом (технологической схемой) предложения по совершенствованию системы разработки, ведущие к изменению принятых проектных положений по количеству добы-вающих и нагнетательных скважин, уровней добычи нефти и за-качки воды, могут быть начаты внедрением только после пере-утверждения проектного документа.

10.3.3. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добывае-мый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные под-земные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разра-ботке нефтяные пласты.

В процессе промышленной разработки нефтяных месторожде-ний должны быть обеспечены сбор и использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных ком-понентов и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном тех-нологическом проектном документе. Проект обустройства нефтяно-го месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только в случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

10.3.4. На разрабатываемых месторождениях (залежах) должен проводиться обязательный комплекс исследований и системати-ческих измерений по контролю разработки, соответствующий ут-вержденному Министерством нефтяной или газовой промышлен-ности принципиальному комплексу гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, удовлетворяющий требованиям утвержденного проектного документа на разработку.

В этот комплекс должны быть включены исследования по свое-временному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

10.3.5. Добывающие и нагнетательные скважины должны экс-плуатироваться в соответствии с технологическим режимом, ут-вержденным в установленном порядке.

10.3.6. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудова-нии устья скважины, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагне-таемой воды.

10.3.7. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланце-вых соединений и т. д.) не допускается.

В виде исключения эксплуатация дефектных скважин может быть разрешена объединением по согласованию с местными орга-нами Госгортехнадзора. Одновременно с выдачей такого разре-шения утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, обеспечивающие охрану недр и окружающей среды, а также план ремонтно-восстановительных работ.

В районе дефектных скважин необходимо осуществлять посто-янный контроль с целью принятия, в случае необходимости, со-ответствующих мер по охране недр.

10.3.8. При проведении мероприятий по повышению производи-тельности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны обсад-ных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного гори-зонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи должны производиться при условии созда-ния допустимого перепада давления на перемычку.

10.3.9. Если до обработки призабоиной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осущест-вить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

10.3.10. Практическому осуществлению любого метода интен-сификации добычи нефти на каждом новом нефтяном месторож-дении должны предшествовать экспериментальные исследования, проводимые с целью обоснования основных параметров процесса, соблюдение которых обеспечивает сохранность колонны и цемент-ного кольца скважины.

10.3.11. Освоение скважин после бурения, подземного и капи-тального ремонта следует производить при оборудовании устья скважины герметизирующим устройством, предотвращающим раз-лив жидкости, открытое фонтанирование.

10.3.12. При обводнении эксплуатационных (добывающих) скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, не-обходимо проводить специальные геофизические и гидрогеологи-ческие исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его за-легания,

Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающей скважины должно приниматься в соответствии с действующим положением по определению предела разработки нефтяного место-рождения и эксплуатации скважин.

10.3.13. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям нефти и газа в недрах, то нефтегазодобывающие предприятия обя-заны установить и ликвидировать причину неуправляемого движе-ния пластовых флюидов.

10.3.14. На нефтяных месторождениях, содержащих сероводо-род, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и по-путного газа должны выполняться требования действующей инст-рукции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении, содержащих сероводород.

10.3.15. Мероприятия по охране окружающей среды при раз-работке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газооб-разными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

А) полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее за-качки в продуктивные или поглощающие пласты;
б) при необходимости, обработку закачиваемой в продуктив-ные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее за-ражения сульфатовосстанавливающими бактериями, приводящи-ми к образованию сероводорода в нефти и в воде;

В) использование герметизированной системы сбора, промысло-вого транспорта и подготовки продукции скважин;

Г) полную утилизацию попутного газа, использование замкну-тых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;

Д) быструю ликвидацию аварийных разливов нефти, строитель-ство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

Е) создание сети контрольных пунктов для наблюдения за со-ставами поверхностных и подземных вод;

Ж) исключение при нормальном ведении технологического про-цесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевого водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных раст-воров и др. химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей;

З) применение антикоррозионных покрытии, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового обо-рудования;

и) организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

Выбор редакции

Осетинский пирог с сыром и зеленью

Всем привет! Сегодня в расскажу и покажу, как испечь открытый пирог с адыгейским сыром и грибами . Чем мне нравится этот рецепт — в нём...

Осетинские пироги — лучшие пошаговые рецепты

Предлагаю вам приготовить замечательный пирог с адыгейским сыром. Учитывая, что пирог готовится на дрожжевом тесте, его приготовление не...

Пирожки с тыквой в духовке на дрожжевом, песочном, слоеном тесте

Тыква очень часто используется в качестве начинки, причем как в сладких, так и несладких блюдах. С ней готовят самсу, разнообразные...

Идеальные сырники с манкой (всегда держат форму) Рецепт вкусных сырников с манкой

Если вы не новичок в кулинарии, то знаете, что обязательными ингредиентами классических сырников являются творог, мука и яйцо, но уж...

Сырники из творога с манкой рецепт с фото пошагово на сковороде пышные Рецепт сырников из творога пошагово с манкой

Сырники популярны у многих славянских народов. Это национальное блюдо русских, украинцев и белорусов. Изобрели их экономные хозяйки,...

Вкус Средиземноморья: паста с соусами из баклажан и помидоров

Все, кто любит синенькие, должны обратить свое внимание на этот простой рецепт и обязательно приготовить это вкусное кушанье для сытного...

Мортаделла - итальянская колбаса

1343 11.07.12 Есть в Италии город Болонья, основанный 510 году до н. э. - кулинарная столица страны. За глаза Болонью называют...

Как приготовить брокколи брокколи с грибами в сметанном соусе Что приготовить из брокколи и грибов

В осенне-зимний период, брокколи — это замечательный продукт для приготовления свежих, но в тот же момент, сытных вегетарианских блюд....

Как правильно приготовить овсяный суп на плите, в мультиварке и горшочках

Рецепт приготовления супа с овсяными хлопьями: Куриную грудку промыть и разрезать для удобства на средние куски. Положить курицу в...

Новое

Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Технические проекты на промышленную разработку месторождений