Главная » Страхование » Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. Об утверждении правил разработки месторождений углеводородного сырья. VIII. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных пластов и освоения скважин

Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. Об утверждении правил разработки месторождений углеводородного сырья. VIII. Конструкции скважин, технологии вскрытия, крепления, перфорации продуктивных пластов и освоения скважин

Российская Федерация

"ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ" (утв. Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.84 N 44 п. IV)

УТВЕРЖДЕНЫ
Коллегией Министерства
нефтяной промышленности СССР
(протокол от 15 октября 1984 г.
.N 44 п. IV)

СОГЛАСОВАНЫ
Госгортехнадзором СССР
(Постановление от 18.10.84 N 52)
Министерством геологии СССР
(письмо от 23.10.84 РС-04/65-6502)
Министерством газовой
промышленности СССР
(письмо от 12.09.84 ВТ-708)

б) вносить в организации, утвердившие проектный документ, предложения об устранении нарушений принятых технологических решений и проведении необходимых работ по их реализации;

в) вносить в установленном порядке предложения об изменении проектных рекомендаций на базе уточненной информации о геологическом строении и запасах нефти, более совершенных технологических и технических решений.

4.2. Нефтедобывающие предприятия, осуществляющие разработку месторождения (залежи), обязаны:

а) строго выполнять технологические решения и условия разработки, предписываемые утвержденным проектным документом (порядок, очередность и темпы разбуривания, сроки и объемы ввода мощностей по обеспечению воздействия на залежь, сбору и промысловой подготовке продукции скважин, переводу их на механизированные способы эксплуатации, допустимые уровни забойных и устьевых давлений и соответствующие им отборы жидкости и др.);

б) обеспечивать надежный учет добычи нефти, газа, конденсата, обводненности продукции, объемов закачиваемой воды по каждой скважине. Проводить контроль и анализ осуществляемого процесса разработки совместно с организациями - авторами проектных документов;

в) своевременно извещать буровые организации, осуществляющие бурение скважин на данном месторождении; а также проектные институты, разрабатывающие проекты на строительство скважин, о происшедших или прогнозируемых на ближайшие 1 - 2 года изменениях пластовых давлений и давления гидравлического разрыва пласта (ГРП) по всем горизонтам и площадям (для своевременного учета изменения условий бурения при проектировании конструкций скважин и параметров режимов бурения);

г) контролировать качество пробуренных скважин, соблюдение проектной сетки разбуривания.

7.1. Под воздействием на призабойную зону пластов следует понимать комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшении охвата пластов воздействием.

7.2. Работы по воздействию на призабойную зону пласта проводятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

7.3. Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические и термические. Возможны также различные сочетания этих методов.

7.4. Основные методы воздействия на призабойную зону должны предусматриваться в проектах и в работах по авторскому надзору за разработкой месторождения (залежи).

7.5. Методы технологии и периодичность проведения работ по воздействию на призабойную зону обосновываются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разработку на основе технико-экономической оценки их эффективности.

7.6. Работы по воздействию на призабойную зону пласта осуществляются в соответствии со специальными планами.

Эти планы составляются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия, утверждаются главным инженером и главным геологом предприятия.

7.7. При планировании и осуществлении работ по воздействию на призабойную зону следует руководствоваться:

а) действующими инструкциями по отдельным видам воздействия на призабойную зону;

б) правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности;

в) требованиями и нормами по охране недр и окружающей среды.

7.8. Работы по воздействию на призабойную зону оформляются специальным актом, подписываемым мастером, начальником цеха по капитальному ремонту скважин и начальником цеха (промысла) по добыче нефти, и регистрируются в паспорте скважины.

9.1. Документация по разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин ведется во всех звеньях управления нефтедобывающей промышленности с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

а) перспективного и оперативного планирования технико-экономических показателей разработки месторождений и составления отчетных документов по выполнению планов;

б) проектирования разработки нефтяных месторождений;

в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки залежей (объектов), а также работы отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи нефти;

г) контроля и анализа разработки залежей (объектов), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки;

д) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей среды.

9.2. Документация, ведущаяся различными звеньями управления, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управления.

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

9.4. Первичная документация включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи нефти, акты о проведении различных работ на скважинах и других нефтепромысловых объектах заполняется в тех звеньях, где непосредственно проводятся соответствующие работы, исследования и наблюдения (цеха и бригады по добыче нефти, подземному и капитальному ремонту скважин, ЦНИПРы, ЦНИЛы и др.).

К основным первичным документам относятся:

а) описание кернового материала;

б) данные определения коллекторских свойств и параметров пластов;

в) результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;

г) данные литолого-фациальных исследований пластов;

д) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;

е) суточный рапорт о работе скважин или сведения о работе скважин, полученные по системе телемеханики;

ж) данные гидродинамических и геофизических исследований скважин (пластовое и забойное давление, профили притока, поглощения, температуры и т.п.);

з) результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке;

и) акты о перфорации скважин;

к) акты и материалы о подземном и капитальном ремонтах скважин;

л) акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта и т.д.);

м) материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов и т.д.

9.5. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации, и заполняется в соответствующих цехах, ЦНИПРах, ЦНИЛах и других организациях. К основным сводным документам относятся:

а) дело скважины (паспорт, карточки добывающих и нагнетательных скважин, карточки по исследованию скважин);

б) технологические режимы;

в) сводные ведомости по отбору нефти, газа, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;

г) каталоги, таблицы, графики, диаграммы и др.

9.6. Обобщающая документация содержит обработанную первичную информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных звеньях (цех, ЦНИПР, НГДУ, объединение, отраслевые НИПИ) в соответствии с распределением функций в данном объединении. К основным обобщающим документам относятся:

а) паспорт производственного нефтегазодобывающего предприятия;

б) каталог структуры запасов;

в) геологические отчеты;

г) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

д) паспорт месторождения (залежи, объекта);

е) геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения запасов и др.);

ж) отчетные формы для ЦСУ и Госплана СССР.

9.7. Ответственность за ведение первичной документации и ее качество несут мастера по добыче нефти, подземному (текущему) и капитальному ремонту скважин, диспетчерская служба автоматизированных цехов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, руководители соответствующих лабораторий ЦНИПРов, ЦНИЛов, НИПИ.

9.8. Ответственность за ведение сводных и обобщающих документов несет руководство цехов, НГДУ, объединений в соответствии с типовыми положениями и должностными инструкциями.

9.9. Все документы <*> составляются по утвержденным Миннефтепромом (Мингазпромом) формам. При введении новых форм указывается звено управления, ответственное за их заполнение.

<*> Кроме отчетных форм для ЦСУ и Госплана СССР.

---

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Москва-1987

ПРАВИЛА

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Москва- 1987

Правила составлены Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом с участием научно-исследовательских и проектных институтов Министерства нефтяной промышленности

СССР. В подготовке Правил участвовали ведущие специалисты

Министерства нефтяной промышленности СССР, Госгортехнадзора

ССР, Министерства газовой промышленности СССР, Министерства геологии СССР.

ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящие Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений являются практическим руководством для работников геологоразведочных, буровых и нефтегазодобывающих предприятии, научно-исследовательских и проектных институтов, органов Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием разработки и обустройства, разбуриванием и разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений, со строительством и эксплуатацией скважин и других промысловых сооружений.

В Правилах сформулированы современные нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других промысловых сооружений, охране недр и окружающей среды, технике безопасности при проведении этих работ. Они составлены с учетом требований основ законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах, основ законодательства Союза ССР о земле, основ водного законодательства Союза ССР и союзных республик, постановлений ЦК КПСС и Совета Министров СССР по охране природы и улучшению использования природных ресурсов, действующих инструкций и положений по указанным вопросам.

Соблюдение настоящих Правил обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, осуществляющих разведку, подсчет запасов, проектирование разработки и обустройства, разбуривание и разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (в том числе и морских), строительство и эксплуатацию скважин и других промысловых сооружений.

С утверждением настоящих Правил ранее действовавшие “Правила разработки нефтяных месторождении и эксплуатации скважин”, утвержденные 25 октября 1963 г. Государственным комитетом химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР, утрачивают силу.
1. ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

К РАЗРАБОТКЕ

1. Нефтяная залежь, нефтяное месторождение

1.1.1. Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

1.1.2. По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной Cоторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи (Vн=Vн/Vн+Vr) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (Vн0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (Vн 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

1.1.3. Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

1.1.4. По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:

Простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

Сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектоничесских нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;

Очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного н очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.

1.1.5. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:

Уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;

крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;
средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

- мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

1.2.1. По назначению - скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.

1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

Основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

Резервный фонд скважин;

Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;

Оценочные скважины;

Специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

Скважины-дублеры.

1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.

В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные - для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические-для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С 1.

1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазо-добывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях- с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобы-вающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации откосятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобы-вающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

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.

^ 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.

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.

Просмотров