Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 июня 1996 г. N 745 Об утверждении Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан (Утратило силу)

Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 июня 1996 г. N 745 Об утверждении Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан (Утратило силу)





В целях реализации Указа Президента Республики Казахстан, имеющего силу Закона, от 28 июня 1995 г. N 2350 "О нефти" Правительство Республики Казахстан п о с т а н о в л я е т:



 1. Утвердить Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан (прилагаются).

2. Недропользователям при разработке нефтяных и газовых месторождений руководствоваться названными Едиными правилами.

3. Министерству нефтяной н газовой промышленности Республики Казахстан обеспечить контроль выполнения положений, предусмотренных в Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений в Республике Казахстан.



 Заместитель

 Премьер-Министра

 Республики Казахстан

УТВЕРЖДЕНЫ

 постановлением

Правительства

Республики Казахстан

 от 18 июня 1996 г. N 745

Единые правила разработки нефтяных и газовых

 месторождений Республики Казахстан

В В Е Д Е Н И Е

Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан (далее - Правила) разработаны впервые.

 Правила устанавливают основные нормы и требования ко всем этапам освоения и промышленной разработки нефтяных и газовых месторождений, расположенных в Республике Казахстан, к геологическому изучению месторождений, подсчету и учету запасов, проектированию и созданию на месторождениях рациональных систем разработки, строительству и эксплуатации скважин всех категорий и необходимых промысловых сооружений, управлению процессами разработки, охране недр и окружающей природной среды.

 Правила подготовлены в соответствии с Указами Президента Республики Казахстан, имеющими силу Закона: от 17 апреля 1995 г. N 2200 "О лицензировании", от 28 июня 1995 г. N 2350 "О нефти", от 27 января 1996 г. N 2828 "О недрах и недропользовании" и другими законодательными и нормативными актами.

Последовательность работ по проектированию и соответствующему выполнению операций по промышленной разработке месторождений определена в Правилах, исходя из объективных условий постепенного получения информации и детализации представлений о залежах в течение всего длительного периода, начиная с поисков и кончая завершением их разработки. В связи с этим предусматривается необходимость двух-трехкратного проектирования, выполнения авторских надзора и анализов разработки с изменением, при необходимости, ранее принятых технологических решений и внесением соответствующих коррективов в контракты (договоры).

1. ПОДГОТОВКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 УГЛЕВОДОРОДОВ К РАЗРАБОТКЕ

1.1. Месторождения углеводородов

1.1.1. Месторождение углеводородов - это одна или несколько залежей, приуроченных территориально к одной площади и связанных с благоприятной тектонической структурой или с другими типами ловушек.

 1.1.2. Под залежью понимается скопление углеводородов в природном едином гидрогазодинамическом резервуаре, приуроченном к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения. Количество залежей в геологическом разрезе месторождения может соответствовать, количеству продуктивных пластов или быть меньше его.

 1.1.3. По начальному природному фазовому состоянию углеводородов в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

 К однофазным относятся:

 нефтяные залежи, содержащие только нефть с растворенным в ней газом; газовые залежи, содержащие только природный газ, состоящий из низкомолекулярных углеводородов;

 газоконденсатные заделки, содержащие газ с углеводородным конденсатом в газовом состоянии.

 Двухфазные залежи в начальном природном виде содержат в пластах одновременно нефть и свободный газ, залегающий над нефтью в виде шапки. В зависимости от доли объема нефтенасыщенной части Vн от общего объема залежи углеводородов в целом к двухфазным залежам относятся:

 нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой при Vн>0,75;

 газонефтяные или газоконденсатнонефтяные при 0,5
 нефтегазовые или нефтегазоконденсатные при 0,25
 газовые или газоконденсатные с нефтяной отсрочкой при Vн<0,25.

 Для двухфазных залежей начальная система разработки ориентируется на первоочередное извлечение фазы с превалирующей величиной запасов.

1.2. Получение исходной информации о залежах

 углеводородов при подготовке к разработке

1.2.1. Подготовка месторождений к разработке предусматривает:

 наличие лицензий на проведение разведки и/или добычи углеводородов;

 проведение разведочных работ;

 проведение пробной эксплуатации;

 построение статических геологических моделей залежей углеводородов;

 подсчет запасов углеводородов.

 1.2.2. Разведка включает полевые геолого-геофизические исследования, структурное бурение, бурение, опробование и испытание поисковых и разведочных скважин.

 В процессе разведки на нефтяных и газонефтяных месторождениях проводится пробная эксплуатация скважин.

 В процессе этих работ осуществляется сбор и накопление исходной информации для построения статических моделей залежей углеводородов, подсчета запасов и последующего проектирования промышленной разработки залежей и месторождений.

 1.2.3. Требования к геологоразведочным работам и изученности месторождений и залежей углеводородов при подготовке их к разработке определяются Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов и Классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного газа.

 1.2.4. Разведка ведется по специально утвержденному проекту, в котором обосновываются количество, местоположение и сроки бурения скважин, решаемые ими задачи, комплекс и объемы необходимых исследований. Виды исследований в процессе бурения определяются геолого-техническим нарядом, составляемым для каждой разведочной скважины индивидуально.

 Полученные данные должны быть достаточны для надежного обоснования кондиций, подсчета запасов с их утверждением в установленном порядке и для проектирования разработки.

 1.2.5. По месторождению в целом в процессе разведки должны быть изучены:

 литолого-стратиграфический разрез, положение в нем нефтегазоносных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в условиях залегания продуктивных пластов;

 гидрогеологическая характеристика разреза месторождения с выделением водонапорных систем и описанием физико-химических свойств вод всех водоносных пластов;

 характеристика покрышек залежей, их вещественный состав и свойства;

 термобарические закономерности в разрезе месторождения.

 По каждой залежи должны быть установлены:

 тектоническое строение залежи;

 общие, эффективные и нефтегазонасыщенные толщины продуктивных пластов и их изменения в пределах залежей;

 литологические свойства пород, структура емкостного объема коллекторов;

 фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, их изменчивость в объеме залежей;

 начальная и остаточная нефтегазонасыщенность продуктивных пластов;

 поверхностные свойства продуктивных пластов (гидрофильность, гидрофобность);

 коэффициенты вытеснения по продуктивным пластам;

 значения относительных фазовых проницаемостей пород-коллекторов для нефти, газа и воды в зависимости от их долевого содержания;

 условия залегания нефти, газа, конденсата в продуктивных единицах;

 величины начальных пластовых давлений и температур;

 физико-химические свойства пластовой нефти по данным дифференциального и контактного разгазирования (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжигаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки и другие);

 физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);

 средние знамения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщенных их жидкостей (для залежей с повышенной и высокой вязкостью);

 физико-химические свойства газа в пластовых условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

 физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный состав и фракционный, содержание парафина, серы, смол).

 Перечисленные сведения получают по данным бурения скважин, опробования пластов при бурении, геофизических исследований скважинных и полевых, литологического изучения пород, лабораторного исследования свойств углеводородов на основе информации, обобщенной за весь этап разведки месторождения.

 Ряд важнейших характеристик залежей получают при пробной эксплуатации залежи и испытании разведочных скважин.

 1.2.6. В соответствии с Законом Республики Казахстан "Об охране окружающей природной среды" в процессе разведки изучаются поверхностные условия (рельеф, наличие водоемов, запретная зона и другие), изыскиваются источники водоснабжения для обеспечения деятельности нефтегазодобывающих организаций, выявляются в разрезе месторождения, поглощающие горизонты для сброса промышленных и других сточных вод, оценивается сырьевая база строительных материалов.

1.2.7. В заповедных зонах и на других охраняемых территориях ведение поисково-разведочных работ допускается по согласованию с соответствующими государственными органами.

 1.2.8. Испытание разведочных скважин предусматривает организацию добычи нефти из них до трех месяцев с проведением комплекса промыслово-геологических и гидродинамических исследований и с обязательной реализацией добытой нефти. При этом получают следующие данные:

 начальное пластовое давление и температуру;

 возможные в условиях последующей разработки дебиты скважин и забойные давления;

 общие для каждой скважины и удельные (то есть на 1 м нефтенасыщенной толщины) коэффициенты продуктивности исследования горизонтов по нефти и жидкости;

 средний для дренируемой части горизонта коэффициент проницаемости;

 коэффициент проводимости горизонта;

 коэффициент газопроводности;

 коэффициент пьезопроводности.

 1.2.9. Пробная эксплуатация залежей углеводородов проводится на нефтяных и газонефтяных месторождениях при наличии лицензии на добычу нефти и предусматривает временную эксплуатацию пробуренных разведочных скважин. При необходимости могут быть пробурены и введены в эксплуатацию опережающие добывающие и нагнетательные скважины на участках залежей с запасами категории С1. Сроки пробной эксплуатации, так же как ее необходимость, определяются Компетентным органом.

 Целью пробной эксплуатации залежей углеводородов является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации о геолого-физической характеристике залежей, условиях залегания углеводородов, продуктивности скважин.

 Пробная эксплуатация залежей углеводородов проводится по специальному утвержденному в установленном порядке проекту, который разрабатывается на основе оперативных запасов углеводородов.

 В проекте пробной эксплуатации залежей углеводородов предусматривается:

 перечень вводимых в эксплуатацию разведочных скважин, количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин;

 комплекс геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

 выбор эффективных методов вскрытия пластов и освоения скважин;

 изучение приемистости нагнетательных скважин;

 ориентировочные уровни добычи нефти на период пробной эксплуатации залежей углеводородов.

 Кроме того, пробная эксплуатация залежей углеводородов позволяет определить:

 эффективную технологию освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющего нефть агента (чаще всего - воды);

 возможные режимы эксплуатации нагнетательных скважин (давление нагнетания, приемистость, требования к нагнетаемому агенту, способы очистки скважин и другие);

 характер взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин;

 геолого-физические причины, осложняющие процесс воздействия (изменчивость условий залегания и проницаемости пластов, недостаточная активность воздействия и так далее);

 изменение пластового давления и дебитов в процессе эксплуатации.

 Поскольку испытание скважин и пробная эксплуатация залежей являются частью разведочного этапа получаемую в эти периоды нефть из скважин следует считать добычей при разведке в отличие от добычи при разработке, которую учитывают с момента начала реализации запроектированной системы разработки.

 Залежи небольших размеров с простой благоприятной геолого-промысловой характеристикой могут вводиться в промышленную разработку, минуя стадию их пробной эксплуатации.

 1.2.10. Проекты пробной эксплуатации залежей составляются отечественными и иностранными институтами, имеющими соответствующий опыт на осуществление таких работ, и утверждаются в установленном порядке.

 1.2.11. Статическая геолого-промысловая модель залежи углеводородов представляет собой отражение совокупности геолого-физических свойств природного объекта - залежи, находящейся в начальном, не затронутом разработкой состоянии, и является основой для подсчета запасов и проектирования разработки.

 Составляется и уточняется статическая геолого-промысловая модель залежи путем систематизации и комплексного обобщения всей разнообразной информации, полученной непосредственно при бурении и исследовании скважин, и косвенным путем (сейсмические исследования, аэрокосмосъемка и другие) на всех стадиях геологоразведочных работ и разработки залежей (эксплуатационных объектов) с последовательной детализацией.

 Основой статической геолого-промысловой модели залежи углеводородов являются методы геометризации, позволяющие путем построения различных геологических схем, карт, профильных разрезов отображать особенности и детали строения самого объекта и условий залегания углеводородов в недрах. В число обязательной геологической графики при геометризации залежей входят:

 схемы детальной корреляции разрезов скважин; от качества выполнения корреляции во многом зависит надежность всех остальных графических построений;

 детальные геологические профили продуктивной части разреза по наиболее характерным направлениям: с нанесением положения контактов между нефтью, газом, водой (водонефтяной, газонефтяной, газоводяной контакты) и интервалов перфорации;

 структурные карты или карты поверхностей кровли и подошвы коллекторов изучаемого объекта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, зон выклинивания или фациального замещения пластов, а также линии тектонических нарушений (при их наличии);

 карты общих, эффективных и нефтегазонасыщенных толщин.

 Кроме геологической графики, обязательной составной частью статической геолого-промысловой модели залежи углеводородов являются сведения с характеристикой:

 природного режима, энергетических возможностей объекта, начального пластового давления, давления насыщения и ретроградного выпадения конденсата и другие;

 вещественного состава пород, слагающих объект, минерального состава зерен скелета, состава цемента, глинистости, карбонатности и другие;

 фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов - пористости, проницаемости нефтегазо- и водонасыщенности и другой структуры вещественного объема;

 количественной оценки неоднородности продуктивных пластов, расчлененности, прерывистости, песчанистости, изменчивости проницаемости; свойств пластовых флюидов, вязкости пластовой нефти, газонасыщенности, содержания парафина в нефти и конденсата в газе и других.

1.3. Подсчет запасов углеводородов и сопутствующих компонентов

1.3.1. Запасы углеводородов - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20оС) условиям.

 1.3.2. Запасы нефти, газа, конденсата, находящиеся в недрах, называются геологическими.

 1.3.3. Геологические запасы, выявленные в месторождениях углеводородов, подразделяются на две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.

 1.3.4. Рентабельные (извлекаемые) - запасы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей природной среды. Эта часть геологических запасов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата.

 1.3.5. Нерентабельные - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно.

 1.3.6. Подсчет запасов нефти и газа обычно производится по окончании каждой из стадий геологоразведочных работ и в процессе разработки:

 после открытия месторождения углеводородов, то есть по завершении стадии поиска - оперативно;

 по завершении стадии оценки месторождений углеводородов - с утверждением запасов крупных и уникальных месторождений государственной экспертизой, а по остальным - оперативно;

 по завершении всего этапа разведки с пробной эксплуатацией залежи - с утверждением запасов государственной экспертизой;

 после эксплуатационного разбуривания месторождений по первому проектному документу на разработку (по технологической схеме разработки нефтяного месторождения и по проекту опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения) - с утверждением запасов государственной экспертизой при изменении ранее утвержденных запасов более чем на 20 процентов.

 1.3.7. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, на всех стадиях изученности производятся преимущественно объемным методом с привлечением, при необходимости и возможности, других известных и создаваемых методов.

 1.3.8. При наличии данных пробной эксплуатации залежей нефти небольших размеров оценка запасов нефти на стадиях разведки может быть осуществлена методами, основанными на принципе материального баланса (для газа - методом падения пластового давления), с целью определения масштаба запасов изучаемой залежки.

 1.3.9. Подсчет и учет геологических запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов на разных стадиях изученности производятся с различной степенью их дифференциации:

 на стадии поиска месторождений - по каждой залежи в целом и по месторождению в целом и с выделением запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газоводяной, газонефтеводяной зоны;

 на стадии разведки - по разным зонам залежей раздельно по пластам;

 после разбуривания залежей по первому проектному документу на разработку - по зонам с разным насыщением, по пропласткам каждого пласта, с выделением в пределах каждой из зон участков разной продуктивности.

 Запасы нефти, конденсата, этана, пропана и бутана подсчитывают в тыс. т, запасы свободного газа - в млн. м3, запасы гелия и аргона - в тыс. м3 при стандартных условиях (0,1 МПа и 20оС).

 1.3.10. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов вариантов разработки в виде Технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти, которое представляется на государственную экспертизу.

 1.3.11. Государственной экспертизой с учетом заключений отраслевых ведомств утверждается конечный коэффициент извлечения нефти по варианту, наиболее полно отвечающему технологическим, экономическим и экологическим требованиям.

 1.3.12. Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти, газа и попутных компонентов регламентируется положениями и инструкциями.

1.4. Порядок ввода месторождений углеводородов в промышленную разработку

 Ввод в промышленную разработку месторождений (залежей) нефти и газа допускается, если:

 выполнены работы по разведке нефтяного месторождения, при необходимости проведена пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представленных участков месторождения, а по газовому месторождению - опытно-промышленная эксплуатация месторождения;

 проведена государственная экспертиза запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них других попутных компонентов;

 имеются горные и земельные отводы;

 недропользователями получены лицензии на добычу нефти и соответствующие лицензии на виды деятельности;

 имеются заключения экспертизы Министерства экологии и биоресурсов и Комитета по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору Республики Казахстан на проектные документы на разработку;

 утверждены в уставленном порядке технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема, проект разработки), проектно-сметная документация на обустройство;

 заключен договор на разработку месторождения между Компетентным государственным органом и недропользователем.

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

 МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. Параметры, используемые при проектировании разработки нефтяного

 месторождения





2.1.1. Проектирование разработки нефтяного месторождения базируется на результатах разведки и на запасах, подсчитанных в соответствии с действующей инструкцией и утвержденных государственной экспертизой.

 2.1.2. При проектировании используются данные непосредственных замеров, определенные путем расчетов.

 2.1.3. Непосредственно замеренные данные - это полные размеры нефтяных залежей, общая и эффективная толщина, проницаемость, количество обособленных пластов, дебиты и коэффициенты продуктивности скважин, характеристики физических свойств нефти, газа, воды, начальное пластовое давление и давление насыщения нефти и газом, начальное газосодержание нефти, забойное давление фонтанирования в зависимости от устьевого давления, приемистость нагнетательных скважин, обводненность продукции добывающих скважин.

 2.1.4. Путем расчетов определяют площадь, подлежащую разбуриванию в пределах минимально допустимой эффективной толщины, для площади разбуривания определяют средние значения и квадраты коэффициента вариации для: общей толщины, эффективной толщины, числа обособленных слоев, коэффициента продуктивности скважин и удельного коэффициента продуктивности на единицу эффективной толщины. По данным пробной эксплуатации залежей необходимо также определить: степень уменьшения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения; по фактической закачке воды в нагнетательные скважины и фактическому обводнению добывающих скважин - соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях и показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, а также показатель расчетной послойной неоднородности пластов по проницаемости.

 При отсутствии указанных необходимых физических сведений расчетную послойную неоднородность пластов следует определить по данным геофизических измерений, а соотношение подвижностей воды и нефти - по значениям их вязкостей и остаточной нефтенасыщенности; степень уменьшения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения следует определить по аналогии по исследованным скважинам других месторождений. По аналогии по данным других месторождений с плотной сеткой скважин должен быть установлен геологический параметр - шаг хаотической изменяемости коллекторских свойств пластов (эффективной толщины, удельной продуктивности).

 2.1.5. Проектирование разработки нефтяных месторождений осуществляется согласно Регламенту по составлению технологических схем и проектов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, утвержденному Министерством нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан.

 2.1.6. При необходимости проводится опытно-промышленная разработка нефтяных и газонефтяных месторождений, которая предусматривает ввод в эксплуатацию небольших залежей или участков крупных залежей на разведуемых или промышленно разрабатываемых объектах.

 Опытно-промышленная разработка нефтяных и газонефтяных месторождений проводится для испытания новых или ранее известных технологий, но требующих апробации в геологофизических условиях рассматриваемого месторождения в соответствии со специальным, утвержденным в установленном порядке проектом.

 В проекте опытно-промышленной разработки нефтяных и газонефтяных месторождений обосновываются:

 выбор небольшой залежи или представительного участка крупной залежи для проведения работ;

 количество и расположение добывающих и нагнетательных скважин;

 технология опытно-промышленной разработки;

 потребность в специальных оборудовании и агентах воздействия на пласт;

 комплекс исследований по контролю процесса разработки и получения дополнительных данных о геолого-физических свойствах объекта;

 продолжительность опытно-промышленной разработки, необходимая для оценки эффективности апробируемой технологии;

 уровни добычи нефти, газа и закачки агента воздействия на период проведения опытных работ;

 основные требования к системе промыслового обустройства;

 предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

2.2. Выбор системы разработки - нефтяного месторождения

2.2.1. Разработка нефтяного месторождения включает в себя комплекс разнообразных технических и технологических мероприятий: бурение скважин по определенным сеткам и создание условий для их оптимальной эксплуатации, организацию воздействия на продуктивные пласты, контроля разработки.

 Этот комплекс мероприятий образует систему разработки, состоящую из серии взаимосвязанных элементов.

 2.2.2. Каждому эксплуатационному объекту соответствует своя рациональная система разработки, отвечающая конкретным геолого-физическим условиям и техническим возможностям при достаточной экономической эффективности.

 2.2.3. Выбор рациональной системы разработки осуществляется путем рассмотрения вариантов с оптимизацией основных элементов системы. Основное внимание уделяется обоснованию:

 выделения эксплуатационных объектов;

 способа и режима эксплуатации скважин;

 системы размещения и плотности сетки скважин;

 вида воздействия на пласты;

 принимаемых забойных давлений добывающих и нагнетательных скважин.

2.3. Выделение эксплуатационных объектов

2.3.1. Эксплуатационный объект (объект разработки) - это отдельный продуктивный пласт, группа пластов или часть крупной насыщенной углеводородами толщи, выделенные для разработки самостоятельной серией скважин.

 Выделение в разрезах месторождений углеводородов эксплуатационных объектов - первый этап в проектировании разработки решается с учетом геолого-физических, технических, экологических и экономических факторов в виде оптимизационной задачи. В результате могут быть выделены один, два и более объектов.

 2.3.2. В единые объекты разработки объединяются продуктивные пласты или горизонты, имеющие один этаж нефтеносности, с близкими физико-химическими свойствами нефти, коллекторскими свойствами, режимами работы залежей, величинами пластовых давлений.

 2.3.3. При выделении в разрезе многопластового месторождения двух или более объектов разработки необходимо, чтобы между ними располагались повсеместно прослеживающиеся по площади пачки непроницаемых пород.

 2.3.4. Выделенный объект разработки должен располагать достаточными удельными запасами на единицу площади залежи и достаточной продуктивностью с тем, чтобы обеспечить высокие дебиты скважин в течение продолжительного периода эксплуатации в безводный период и при обводнении.

 2.3.5. Нецелесообразно выделение крупных эксплуатационных объектов, которые могут привести: к превышению возможных дебитов над пропускной возможностью скважин; резкому снижению продуктивности объекта по сравнению с суммарной продуктивностью объединенных пластов при их раздельной разработке; весьма резкому усложнению комплекса мероприятий по контролю и регулированию работы всех пластов.

2.4. Выбор режима разработки эксплуатационных объектов

2.4.1. Разработка нефтяных месторождений может осуществляться на режимах двух типов: на естественных и искусственных режимах восполнения пластовой энергии.

 2.4.2. Первый тип режимов выключает в себя естественный водонапорный режим, при котором вода из законтурной водоносной области поступает в пределы нефтяной залежи и вытесняет нефть, а также в разных соотношениях: упругий режим, режим растворенного газа. Кроме того, при наличии значительной газовой шапки за счет ее расширения может быть естественный газонапорный режим. При выпуске газа из газовой шапки и неконтролируемом разгазировании нефти в пластовых условиях нефтеотдача пластов может быть недопустимо низкой.

 2.4.3. Второй тип режимов основан на нагнетании в пласты различных вытесняющих агентов при разных схемах осуществления процессов воздействия на пласт.

 2.4.4. В качестве вытесняющего агента применяются:

 вода из различных природных источников и попутная промысловая после ее очистки и деаэрации;

 вода, обработанная различными химическими реагентами, горячая вода, пар, газ и другие энергоносители обычно в виде оторочек, вытесняемых водой.

2.5. Сетки скважин

2.5.1. При проектировании разработки предусматриваются основная сетка скважин (скважины основного фонда) и резервные скважины.

 2.5.2. Скважины основного фонда располагают по всей площади эксплуатационного объекта по квадратной или треугольной геометрическим сеткам при равном расстоянии между всеми скважинами или же рядами с увеличенным расстоянием между рядами скважин и уменьшенным - между скважинами в рядах.

 2.5.3. Резервные скважины размещаются на площади объекта в процессе разбуривания по мере детализации представлений о строении пласта.

 2.5.4. Для каждого объекта подбирается рациональная плотность сетки скважин. Рациональной считается такая плотность сетки и соответственно такое общее количество скважин, при которых достигается максимум экономического эффекта при возможно более полном использовании недр.

 2.5.5. Плотность сетки скважин выбирается с учетом геолого-физических факторов, к основным из которых относятся:

 удельные запасы нефти на единицу площади;

 свойства пластовой нефти (вязкость, газосодержание, соотношение пластового давления и давления насыщения);

 характер и степень неоднородности продуктивных пластов;

 фильтрационные свойства пород-коллекторов.

 2.5.6. Рациональная плотность сетки скважин определяется путем сравнения технико-экономических вариантов по нескольким вариантам разработки, полученным на основании гидродинамических расчетов.

 2.5.7. На месторождениях с двумя-тремя и более объектами системы размещения добывающих и нагнетательных скважин увязываются между собой для рационального размещения скважин, создания оптимальных условий общего поверхностного обустройства, предотвращения перетоков жидкости между объектами.

2.6. Размещение нагнетательных скважин

2.6.1. В общей геометрии сетки нагнетательных скважин располагаются: равномерно распределенными по всей площади объекта;

 неравномерно распределенными по всей площади объекта;

 в рядах линейной, круговой или иной формы как в законтурной (приконтурной) области, так и внутри контура нефтеносности.

 2.6.2. Характер размещения нагнетательных скважин при закачке воды и водных растворов определяет вид системы заводнения.

 2.6.3. При равномерном распределении нагнетательных скважин по всей площади объекта формируются пятоточечная, обращенная семиточечная, обращенная девятиточечная или другая система площадного внутриконтурного заводнения.

 2.6.4. При неравномерном распределении нагнетательных скважин по площади объекта формируется избирательная система внутриконтурного воздействия.

 2.6.5. При размещении нагнетательных скважин рядами в законтурной области иди вдоль контура нефтеносности формируется законтурное или приконтурное заводнение.

 2.6.6. При размещении нагнетательных скважин рядами внутри контура нефтеносности формируются рядные (блоковые), барьерные и другие виды рядного внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на полосы (блоки), в пределах которых размещаются от одного до пяти рядов добывающих скважин.

 2.6.7. При необходимости рядные (блоковые) системы внутри контурного заводнения дополняются очаговым заводнением и (или) сочетаются с законтурным (приконтурным).

 2.6.8. Размещение нагнетательных скважин, а следовательно, и вид заводнения определяются особенностями строения объекта, свойствами пластовых флюидов и другими геолого-физическими факторами.

2.7. Выбор забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин

Забойное давление добывающих скважин определяется, исходя из максимума общего дебита на проектную скважину (вместе добывающие и нагнетательные), с учетом снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения. При применении высокого давления нагнетания и рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин забойное давление добывающих скважин целесообразно держать на уровне давления насыщения.

2.8. Технико-экономические показатели и варианты разработки нефтяных

 месторождений

2.8.1. В проектном документе разработки нефтяных месторождений обосновывается динамика основных технологических и экономических показателей: добыча нефти, добыча жидкости, текущая обводненность, число работающих скважин, число скважин-дублеров, объем закачки воды, накопленные отборы нефти и жидкости, капитальные и текущие экономические затраты с учетом реализации за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плата за кредит, возврат кредита (отмечается год полного возврата кредита).

 2.8.2. Годовые показатели увязываются со стадиями разработки эксплуатационного объекта. Выделяют четыре стадии: первая разбуривание основного фонда и рост добычи нефти, вторая стабилизация добычи нефти, третья - крутое падение добычи нефти, четвертая - низкая добыча нефти с малым падением в течение продолжительного периода времени.

 2.8.3. В проектном документе на разработку эксплуатационного объекта и месторождения в целом рассматриваются три варианта технико-экономических показателей по годам разработки.

 2.8.4. Первым (базовым) вариантом является вариант разработки на естественном режиме истощения пластовой энергии. В последующих проектных документах первым вариантом служит осуществляемый вариант предыдущего проектного документа - бывший рациональный, но теперь пересчитанный с учетом нового знания геологического строения и продуктивности нефтяных пластов, новых соображений по технологии и новой экономической ситуации.

 2.8.5. Вторым вариантом должен быть рекомендуемый рациональный вариант разработки, выбранный при оптимизации основных элементов разработки.

 2.8.6. Третий вариант от рекомендуемого рационального варианта разработки отличается определенной степенью риска по темпу осуществления технических мероприятий и применением более эффективной технологии, испытание которой на экспериментальном участке идет успешно.

 2.8.7. При необходимости число рассчитываемых вариантов может быть больше трех. Принципиальное значение имеют варианты с различным темпом разбуривания и различной потребностью в банковском кредите.

2.9. Проектные документы по промышленной разработке нефтяных

месторождений





2.9.1. Для промышленной разработки нефтяных месторождений составляются:

 технологическая схема разработки;

 проект разработки;

 уточненный проект разработки;

 проект доразработки.

 Из названных документов некоторые могут быть исключены, если в них нет необходимости.

 2.9.2. Кроме проектных документов, выполняются отчеты по авторскому надзору за осуществлением проекта и по анализу разработки с рекомендациями по оперативному совершенствованию процесса разработки.

 2.9.3. Необходимость в последовательном составлении перечисленных проектных документов связана с постепенным уточнением начальной величины запасов нефти, локальных особенностей геологического строения и степени выработанности запасов нефтяных пластов и объективной необходимостью устранения выявленных недостатков предыдущей проектной работы, а также с радикальным изменением экономической ситуации.

 2.9.4. Погрешности проектирования разработки нефтяных месторождений часто бывают обусловлены нехваткой исходных данных, неточностью определения параметров нефтяных пластов по ограниченной совокупности исследованных скважин, а также с невыполнением запроектированных технических мероприятий по составу и количеству.

 2.9.5. Представленный порядок проектирования должен быть обеспечен методикой проектирования, методом анализа для выявления основных параметров нефтяных пластов, критерием рациональности и методом согласования по месторождению систем разработки эксплуатационных объектов.

 2.9.6. При промышленной разработке крупного нефтяного месторождения несколькими недропользователями в каждом проектном документе все технологические решения и показатели разработки, определенные для месторождения в целом, дифференцируются по его участкам (блокам) с соответствующими лицензионными границами.

 2.9.7. В проектном документе обосновываются также порядок и содержание работ по координации недропользователями операций по разработке в целях наиболее эффективного использования недр.

 2.9.8. Обязательным разделом всех проектных документов по разработке нефтяных месторождений является раздел "Охрана недр и окружающей природной среды" с оценкой воздействия на окружающую среду.

3. ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ

 МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1. Конструкции и бурение добывающих и нагнетательных скважин,

вскрытие пластов





3.1.1. Строительство скважин является одним из основных этапов в создании запроектированной системы разработки месторождения и проводится в полном соответствии с требованиями Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефть и газ, утвержденных Министерством геологии и охраны недр и Министерством нефтяной и газовой промышленности и согласованных с Комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору Республики Казахстан.

 3.1.2. Проектирование строительства скважин основывается на следующих положениях:

 бурение скважин осуществляется по групповым или индивидуальным техническим проектам на строительство скважин;

 технический проект является основным документом, регламентирующим процесс строительства скважин. Технические проекты разрабатываются отечественными и иностранными научно-исследовательскими и проектными институтами и согласовываются в установленном порядке с соответствующими государственными органами. В проектах предусматривается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех требований технологических проектных документов на разработку;

 при проектировании строительства скважин руководствуются действующими нормативными документами по всем основным видам работ и охране окружающей природной среды. Технический проект разрабатывается на основании задания на проектирование строительства скважин, которое составляется заказчиком на основе проекта геологоразведочных работ и технологического проекта (схемы) разработки месторождения. Ответственность за полноту и достоверность исходных данных на проектирование несет заказчик, а за качество проекта - проектная организация;

 строительство скважин осуществляется на основе договоров между буровой организацией-подрядчиком и нефтегазодобывающим управлением-заказчиком или самим нефтегазовым управлением при наличии соответствующей лицензии;

 изменения к проекту в целях повышения качества и безопасности работ производятся по требованиям Компетентных государственных органов (Министерства геологии и охраны недр, Министерства нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан, государственных контролирующих органов);

 контроль за исполнением проектов возлагается на заказчика и проектную организацию;

 ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на буровую организацию.

 3.1.3. Бурение скважин всех категорий проводится в полном соответствии с требованиями действующих правил и норм (в отрасли и в организациях). При строительстве скважин могут быть использованы зарубежные нормативы, если их требования не ниже казахстанских и не противоречат им.

 Все операции по строительству скважин проводятся в полном соответствии с требованиями режимно-технологической документации, разработанной институтом-проектировщиком, с обязательным проведением всего комплекса маркшейдерско-геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устьев и забоев скважин их проектным положениям.

 Способы бурения и соответствующие им бурильные трубы, долота, режим бурения, тип и рецептура бурового раствора определяются в технологических регламентах. Предусматривается и обосновывается способ вскрытия бурением продуктивных отложений с различными пластовыми давлениями на разрабатываемых месторождениях.

 Вопросы технологии бурения, указанные в проекте разработки месторождения, рассматриваются как рекомендации.

 Объем запасного бурового раствора определяется в техническом проекте.

 Циркуляционная система для бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с высоким газовым фактором и аномально высокими пластовыми давлениями предусматривает возможность непрерывной дегазации бурового раствора с использованием специального оборудования.

 Особенности строительства скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, наличием в разрезе солей, аномально высоких пластовых давлений и высоких температур предусматриваются в индивидуальных или групповых технических проектах на строительство скважин в соответствии с:

 проектом разведки нефтяного месторождения;

 технологической схемой (проектом) разработки нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения.

 Все операции по бурению скважин на месторождениях с содержанием сероводорода выше шести процентов объема выполняются в соответствии с Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ и Дополнительными требованиями по технике безопасности и охране окружающей природной среды при разведке и разработке морских месторождений, содержащих сероводород, которые обязательны также и для проектных организаций, выполняющих работы для указанных целей.

 3.1.4. Конструкции скважин представляют собой комплекс обсадных колонн с необходимыми диаметрами и длинами, зацементированными заколонными пространствами, определенным оборудованием прискважинной области продуктивных пластов и оборудованием устья скважин. Конструкции скважин должны обеспечивать надежность, технологичность и безопасность их бурения и эксплуатации, в том числе:

 максимально возможное использование продуктивности объектов разработки в процессе эксплуатации скважин за счет оптимальных диаметров эксплуатационных колонн и конструкций забоя;

 возможность применения эффективного оборудования для оптимальных способов и режимов эксплуатации скважин в условиях применения запроектированных методой воздействия на пласты или использования природных режимов залежей;

 безопасное ведение работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважин;

 получение необходимой горно-геологической информаций по вскрываемому разрезу;

 охрану недр и окружающей природной среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважин, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств для изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от дневной поверхности;

 максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин;

 условия для производства в скважинах при их эксплуатации ремонтных и исследовательских работ;

 возможность установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств.

 Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин.

 Конструкции нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа обосновываются в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

 Конструкции разведочных скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с доказанной продуктивностью должны отвечать требованиям для возможного использования их при эксплуатации.

 3.1.5. Профили стволов скважин при бурении проектируются, исходя из целевого назначения скважин, конкретных геолого-технических возможностей бурения, поверхностных условий и наличия охранных зон.

 Применяют профили вертикальные, наклонно направленные, с горизонтальным участком ствола в продуктивном пласте.

 Профили наклонно направленных стволов скважин проектируются, исходя из целевого назначения скважин и конкретных геолого-технических условий бурения.

 Выбранный тип профиля наклонно направленного ствола скважины, компоновка низа бурильной колонны, параметры режима бурения, темпы углубления ствола скважины и комплексы других мероприятий должны обеспечивать:

 доведение скважины до проектной глубины без каких-либо осложнений при существующем состоянии техники и технологии буровых работ;

 качественное строительство скважины при минимальных затратах времени и средств;

 достижение проектного смещения забоя от вертикали в заданном направлении в пределах допустимых норм отклонения;

 минимальное количество перегибов ствола с радиусами искривления, не превышающего допустимые величины;

 возможность свободного прохождения компоновки низа бурильной колонны и обсадных колонн, а также оснасток элементов подземного оборудования, спускаемого в процессе эксплуатации подземного ремонта;

 предотвращение протирания обсадных колонн, желобообразования, затяжки и заклинивания инструмента и геофизических приборов.

 Профили горизонтальных стволов скважин в продуктивном пласте обосновываются при проектном решении разработки месторождения горизонтальными скважинами.

 Бурение скважин с горизонтальным участком ствола, производится по индивидуальным техническим проектам, предусматривающим обеспечение выполнения всего геофизического комплекса исследований.

 3.1.6. Поверхностные сооружения и оборудование устьев скважин при строительстве тесно увязываются с условиями бурения в конкретных геолого-технических условиях.

 Выбор типа буровой установки производится, исходя из максимально допустимой рабочей нагрузки на крюке от веса бурильной колонны в воздухе или веса наиболее тяжелой обсадной колонны и ее секции. Допустимая нагрузка на крюке должна превышать вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе не менее чем на 40 процентов.

 Запрещается вести бурение скважин без механизированной очистки бурового раствора.

 После спуска кондуктора или промежуточной колонны, если ниже них до спуска очередной колонны ожидается вскрытие газовых, газоконденсатных, а также нефтеносных или водоносных горизонтов, устья скважин оборудуются превенторными установками.

 Выбор превенторной установки, манифольдов (линий дросселирования и глушения), станции гидроуправления, пульта дросселирования и трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно-геологических условий для выполнения следующих технологических операций:

 герметизация устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

 вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

 подвески колонны бурильных труб на плашках нижнего превентора после его закрытия;

 срезания бурильной колонны;

 контроля за состоянием скважины во время глушения;

 расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

 спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

 При вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением, а также при наличии сероводорода (с объемным содержанием до шести процентов) на устье скважины устанавливаются не менее трех превенторов, в том числе один универсальный.

 При вскрытии пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более шести процентов устанавливаются не менее четырех превенторов, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный.

 Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования производятся в соответствия с Едиными техническими правилами ведения буровых работ при строительстве скважин на нефть и газ на месторождениях Республики Казахстан.

 3.1.7. Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения должно обеспечить максимально возможное сохранение естественного состояния их призабойной зоны.

 Тип и параметры бурового раствора для вскрытия пластов в техническом проекте на строительство скважин обосновываются в соответствии с особенностями геолого-физического строения, коллекторских и фильтрационных характеристик пластов с учетом целей и методов исследований, проводимых в процессе бурения. В качестве буровых растворов применяют такие системы, которые обеспечивают максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора (и возможность проведения необходимого комплекса геофизических исследований).

 Контроль за качеством вскрытия продуктивных пластов осуществляется технологическими и геологическими службами заказчика и подрядчика.

 Работы по цементированию обсадных колонн осуществляются в соответствии с инструкцией по креплению скважин, которое должно обеспечить надежность разобщения всех пластов и исключить возможность образования заколонных перетоков нефти, газа и воды.

 При проведении работ по цементированию обсадных колонн в целях сохранения природной проницаемости пористых и порово-трещинных коллекторов применяют тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применяющегося при вскрытии этих горизонтов.

 Обсадные колонны после обвязки их колонной головкой проверяются на герметичность в соответствии с действующими правилами.

 На месторождениях, содержащих сероводород, углекислый газ и другие агрессивные соединения, применяются коррозионно-стойкие обсадные трубы и тампонажные цементы.

 Качество цементирования обсадных колонн и разобщения пластов контролируется специальными геофизическими исследованиями. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить:

 контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;

 контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;

 получение данных о распределении цемента за колонной;

 выявление возможных каналов и зазоров между цементным камнем и колонной, цементным камнем и породой и наличие перетоков;

 выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.

 Работы по цементированию обсадной колонны завершаются испытанием конструкции скважины на герметичность.

 3.1.8. Сообщение продуктивного пласта со стволом скважин может обеспечиваться путем перфорации зацементированной колонны, установки фильтра без его цементирования или путем оставления открытого забоя. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией является наиболее распространенным способом.

 Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны оборудуется перфорационной задвижкой или превенторной установкой согласно техническому проекту на строительство скважин и утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (жидкостью) при минимальном содержании твердой фазы с плотностью, исключающей возможность нефтегазопроявлений, но и обеспечивающей максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора.

 Способы вскрытия пласта и интервалы перфорации намечает геологическая служба заказчика в течение суток после получения материалов геофизических исследований фактического разреза скважины до спуска колонны.

 Условия применения, способы перфорации, порядок проведения работ определяются инструкцией по прострелочным и взрывным работам в скважинах, временной инструкцией по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта, едиными правилами безопасности при взрывных работах.

 Способ, тип и плотность перфорации выбираются с учетом геолого-промысловой характеристики объектов в соответствии с областями и условиями применения методов перфорации и не должны вызывать побочных нарушений в обсадных трубах и в цементном камне.

 Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в колонне в зоне перфорации.

 Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

 Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

 3.1.9. Освоение добывающих скважин производится с целью получения промышленных протоков газа, нефти, газоконденсата и является составной частью процесса бурения.

 Работы по освоению скважин начинают только при соблюдении технологических условий и обеспеченности техническими средствами и материалами, предусмотренными в проектах на строительство скважин.

 Освоение скважин проводится по типовым или индивидуальным планам с целью определения гидродинамических характеристик пластов, оптимального режима эксплуатации.

 Комплекс работ по освоению скважин должен обеспечивать:

 максимальную очистку призабойных зон пласта от промывочной жидкости; сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

 предупреждение прорыва подошвенной воды и газа из газовой шапки;

 термогидродинамические исследования по определению количественной и качественной характеристик пласта и его геофизических параметров;

 предотвращение неконтролируемых газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов;

 предотвращение деформации эксплуатационной колонны;

 охрану недр и окружающей природной среды.

 На освоение скважин, вскрывших пласты в осложненных геологических условиях (аномально высокие пластовые давления, содержание сероводорода и других кислых газов, высокие температуры и большой газовый фактор), составляется индивидуальный план.

 В процессе освоения скважин осуществляется комплекс термобарических и гидродинамических исследований, проводится отбор и исследование проб пластовой жидкости, определяется обводненность продукции.

 Скважины считаются освоенными, если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости, характерный для данного объекта. При отрицательных результатах освоения скважин, пробуренных и освоенных с соблюдением норм и требований технического проекта, устанавливаются их причины и утверждается дальнейший план работ. Продуктивность скважин при необходимости восстанавливается путем повторной перфорации пластов или обработкой призабойных зон, способы которых, технологии и параметры выбираются в зависимости от геолого-физических свойств залежи.

 Выбор способа эксплуатации, подбор, установка скважинного оборудования, а также дальнейшие работы по повышению продуктивности добывающих скважин и достижению намеченной приемистости нагнетательных скважин осуществляются недропользователем в соответствии с проектными документами на разработку, а также в связи с особенностями геологического строения залежи и текущего состояния разработки месторождения.

 Строительство скважин считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на их строительство и планом освоения.

 3.1.10. Порядок передачи скважин, законченных строительством, от подрядчика заказчику определяется договором





(c) 2020 - All-Docs.ru :: Законодательство, нормативные акты, образцы документов