---

§ 62. Материалы по подсчету запасов газа и конденсата должны содержать все исходные данные, необходимые для проверки подсчета.

§ 63. Для газоконденсатных месторождений подсчитываются также запасы стабильного конденсата (пента-нов плюс высшие), содержащегося в пластовом газе. Исходными данными для подсчета балансовых запасов стабильного конденсата являются балансовые запасы газа и содержание в нем углеводородов С5 + высшие.

§ 64. Коэффициент извлечения стабильного конденсата определяют научно-исследовательские институты.

ГЛАВА 8

ВВОД ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В ПРОМЫШЛЕННУЮ РАЗРАБОТКУ. ПЕРЕДАЧА СКВАЖИН

В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 65. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:

а) закончен комплекс геологоразведочных работ,

определенный проектом разведки;

б) изучен комплексный состав подлежащего извлечению сырья, определено содержание и количество его;

в) установлено отсутствие в газовых пластах залежей нефти, которые по запасам и экономическому значению требовали бы предварительной разработки нефтяной части и временной консервации газовой части залежи;

г) проведены исследования разведочных скважин;

д) составлен отчет о результатах разведочного бурения;

е) утверждены запасы в ГКЗ;

ж) составлен и утвержден проект промышленной разработки месторождения (залежи);

з) оформлены горный и земельный отводы;

и) составлен проект обустройства, предусматривающий строительство добывающего предприятия;

к) закончено строительство в соответствии с проектом необходимых сооружений, обеспечивающих полное использование газа, конденсата и других попутных компонентов, получаемых из скважин;

л) проведены изыскания и определены места сброса сточных загрязненных вод.

§ 66. Запрещается вводить в разработку газовые или газоконденсатные месторождения (залежи), если не обеспечивается с начала эксплуатации скважин использование конденсата и других попутных компонентов.

§ 67. Оформление ввода в разработку газовых и га-зоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с «Положением о порядке начала и прекращения разведочного бурения на нефть или газ на новых площадях и ввода нефтяных и газовых месторождений в промышленную разработку».

§ 68. Для получения горного отвода газодобываю-щее предприятие (объединение, ГПУ, НПУ) должно представить в территориальные органы госгортехнадзо-ра заявку за подписью управляющего газодобывающим предприятием или начальника объединения. К заявке прилагаются документы согласно инструкции Госгор-технадзора СССР.

В объяснительной записке, прилагаемой к заявке на получение горного отвода, указывается:

а) наименование и адрес газопромыслового управления или газодобывающего треста (объединения);

б) наименование проектируемой производственной единицы, ее производственная мощность и срок действия;

в) наименование месторождения;

г) местоположение горного отвода и его площадь;

д) геологическая характеристика горного отвода, продуктивные горизонты, типы и размеры залежей газа, промышленная характеристика полезного ископаемого;

е) состояние запасов газа, конденсата и нефти в пределах намеченного отвода по горизонтам;

ж) обоснование необходимости отвода и границ испрашиваемого отвода;

з) указание, в чьем ведении находится земельный участок по проектируемому отводу;

и) сведения о горных отводах смежных предприятий;

к) сведения о других полезных ископаемых, имеющих промышленное значение и заключенных в недрах горного отвода;

л) соображения о комплексной добыче наличных полезных ископаемых.

§ 69. Ввод в разработку газовой или газоконденсат-ной залежи при наличии нефтяной оторочки рассматривается с учетом конкретных условий данного месторождения и утверждается Министерством газовой промышленности по согласованию с Министерством нефтяной промышленности и Госгортехнадзором СССР.

§ 70. Для передачи месторождения в разработку создается комиссия из представителей передающей и принимающей сторон, а также представителя территориального органа госгортехнадзора, которая оформляет актом передачу и приемку материалов по разведанному месторождению.

§ 71. Передача газовых и газоконденсатных скважин в эксплуатацию осуществляется комиссией в составе представителей передающей, принимающей сторон и госгортехнадзора.

§ 72. Передача разведочной скважины в эксплуатацию оформляется соответствующим актом, в котором должны быть отражены следующие данные:

а) сведения о датах начала и окончания бурения скважины, местоположение и условные координаты скважины, альтитуда устья (колонного фланца под фонтанную арматуру с указанием на превышение стола ротора, от которого проводились измерения глубин в процессе бурения); конструкция скважины с указанием марки и толщины стенок обсадных труб, глубина спуска и диаметр обсадных и фонтанных труб, оборудование забоя, характер вскрытия, высоты и состояние цементного кольца;

б) полный химический анализ пластового и устьевого газа, фракционный, групповой и химический состав конденсата, а если имеется нефтяная оторочка, то и нефти;

в) коллекторские свойства газоносных горизонтов, определенные по лабораторным (по керну), промысловым и геофизическим данным;

г) плотность и химический состав законтурных вод продуктивных горизонтов;

д) описание всех проведенных исследовательских работ с приложением полученных фактических данных;

е) результаты обработки данных исследований;

ж) в случае выноса из скважины воды и песка указывается режим работы скважины;

з) акт о герметичности эксплуатационной колонны и состоянии межтрубных пространств.

§ 73. К акту о передаче разведочной скважины в эксплуатацию придается паспорт скважины, геофизические материалы и результаты анализов кернового материала, газа, конденсата (нефти) и воды, а также дело скважины.

§ 74. Эксплуатационная газовая скважина передается из бурения в эксплуатацию после ее освоения и отработки на факел в течение до 72 час при условии герметичности колонн и устьевого оборудования. При необходимости срок отработки скважины на факел может быть увеличен по согласованию с территориальными органами госгортехнадзора. При наличии межколонного давления, как исключение, скважина может быть введена в эксплуатацию при положительном заключении территориальных органов госгортехнадзора.

§ 75. Перед передачей скважины в эксплуатацию исполнитель работ обязан:

а) установить фонтанную арматуру, а также спустить в скважину фонтанные трубы;

б) убрать буровую вышку, привышечные сооружения и буровое оборудование, выровнять площадку вокруг скважины, засыпать ямы и траншеи и выполнить другие работы, предусмотренные правилами техники безопасности и противопожарной безопасности.

До выполнения указанных выше работ ввод скважин в эксплуатацию запрещается.

§ 76. Фактическая глубина пробуренной скважины должна определяться по окончании бурения, до спуска обсадной колонны, путем измерения длины бурильных труб стальной рулеткой, выполняемого буровым мастером с представителем геологической службы, с составлением акта на контрольный замер. Глубина скважины проверяется по данным каротажа; глубина искусственного забоя определяется перед освоением скважины.

РАЗДЕЛ II

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ГЛАВА 9

ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ, УТВЕРЖДЕНИЯ

И КОРРЕКТИРОВКИ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ

И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 77. Под разработкой газового или газоконденсат-ного месторождения понимается комплекс мероприятий и технологических процессов, направленных на извлечение газа, конденсата и других компонентов из недр для использования их в народном хозяйстве при оптимальных экономических показателях.

§ 78. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений должна осуществляться в соответствии с утвержденными проектами разработки и обустройства промысла.

§ 79. Проект разработки месторождения (залежи) составляется на основании задания, утвержденного соответствующим министерством.

§ 80. Проекты разработки и обустройства промыслов могут составляться в целом по месторождению или по отдельным залежам и эксплуатационным объектам.

§ 81. Проекты разработки месторождения (залежи) составляются на основе утвержденного ГКЗ СССР подсчета запасов газа и конденсата, изучения данных проводки скважин, изучения кернов, материалов промысловой геологии и геофизики, гидрогеологических, газодинамических и промысловых исследований и других данных, полученных в процессе разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождений (залежей).

§ 82. Основные положения проекта разработки должны быть обоснованы соответствующими газодинамическими и технико-экономическими расчетами.

§ 83. Проекты разработки газовых, газоконденсат-ных месторождений (залежей) составляются на весь срок разработки месторождения (залежи) на основании:

а) утвержденных ГКЗ СССР запасов газа, конденсата и гелия;

б) результатов разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождений (залежей);

в) данных о направлении и объемах потребления газа, конденсата, гелия и других полезных компонентов.

§ 84. Проекты разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений (залежей) составляются отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами, ЦНИИПРами и ЦНИЛами добывающих предприятий.

§ 85. Проекты разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений (залежей) утверждаются Министерством.

§ 86. Проекты разработки после их утверждения в установленном порядке являются документами, на основании и в соответствии с которыми осуществляется разработка месторождений (залежей).

§ 87. Дополнения и частичные изменения, улучшающие условия разработки месторождения (залежи), но принципиально не изменяющие основных положений утвержденного проекта разработки, допускаются при условии согласования (и соответствующего оформления) с проектирующей организацией.

§ 88. При необходимости внесения коренных изменений в утвержденный проект разработки последний заново пересоставляется (уточненный проект разработки) и утверждается в установленном порядке.

§ 89. В проекте разработки должны быть учтены все необходимые мероприятия, обеспечивающие максимально возможное извлечение газа, конденсата и сопутствующих компонентов, а также охрану недр.

§ 90. Организация, составляющая проект разработки месторождения (залежи), должна осуществлять систематический авторский надзор за выполнением проекта и ежегодно проводить анализ разработки с представлением рекомендаций министерству.

ГЛАВА 10

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ (СОДЕРЖАНИЕ) ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

§ 91. В проекте разработки газовых и газоконден-сатных месторождений (залежей) приводится комплексное решение основных технологических и технико-экономических вопросов, связанных с максимальным извлечением и использованием газа, конденсата и других компонентов из недр.

; § 92. Проект разработки должен состоять из следующих разделов:

I раздел — исходные геолого-промысловые данные;

II раздел — обоснование системы разработки, объемов извлечения и рационального использования газа, конденсата и сопутствующих компонентов, регулирования процесса эксплуатации и разработки месторожде-

: ния в целом;

III раздел — программа и объем исследовательских работ, включающих контроль за разработкой.

§ 93. I раздел проекта разработки охватывает следующие вопросы:

а) краткие сведения о геологической изученности и разведке месторождения, с указанием количества пробуренных скважин и их технической характеристики;

б) краткая стратиграфия с указанием продуктивных горизонтов;

в) тектоника месторождения;

г) краткая физико-литологическая характеристика продуктивных горизонтов;

д) результаты опробования и исследования скважин; е) результаты опытно-промышленной эксплуатации;

ж) данные по составу газа и конденсата с указанием содержания гелия и конденсата;

з) обоснование контура газоносности и данные о запасах газа и конденсата с выделением запасов газа залежей (объектов), рекомендуемых к вводу в разработку;

и) обоснование исходных параметров пласта и скважин;

к) гидрогеологическая характеристика и режим залежей;

л) рекомендации по доразведке месторождений (залежей).

§ 94. II раздел проекта разработки охватывает следующие вопросы:

а) обоснование и выбор системы разработки месторождения (залежи);

б) расчет добычи и использования газа, конденсата и сопутствующих компонентов по годам и периодам при различных вариантах разработки и условиях эксплуатации скважин;

в) расчет отдачи газа и конденсата при различных условиях разработки и эксплуатации скважин;

г) выбор технологического режима работы скважин;

д) определение необходимого числа эксплуатационных, резервных, наблюдательных, пьезометрических, нагнетательных скважин, а также срока разбуривання месторождения (залежи, объекта).

Число скважин, добыча газа и конденсата по годам разработки должны рассчитываться по каждому эксплуатационному объекту и месторождению в целом;

е) выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в действие эксплуатационного фонда скважин (эксплуатационных, резервных, наблюдательных и пьезометрических);

ж) выбор метода вскрытия продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа, конденсата, конструкции и оборудования эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин;

з) расчет изменения пластового, забойного и устьевого давления, дебита газа и конденсата, а также сроки ввода в действие и местоположение необходимых промысловых сооружений, обеспечивающих сбор, очистку и транспорт газа, конденсата и сопутствующих компонентов к потребителям;