Методичні рекомендації розроблено на допомогу державним інспекторам, які здійснюють державний нагляд за охороною надр в нафтогазовидобувному комплексі.

Рекомендації складені на основі чинних законодавчих та нормативно-правових актів про надра.

В них включені всі питання, котрі необхідно розглядати під час перевірок суб’єктів господарської діяльності – надрокористувачів, що проводять геологічне вивчення та промислову розробку родовищ вуглеводнів.

Методичні рекомендації
зі здійснення державного нагляду за охороною надр на підприємствах нафтогазовидобувного комплексу

Загальна частина

Методичні рекомендації розроблено на допомогу державному інспектору, який здійснює державний нагляд за охороною надр в нафтогазовидобувному комплексі.

Для проведення робіт з метою геологічного вивчення та промислової розробки нафтогазоносних надр, надрокористувач повинен мати наступну проектну документацію:

проект пошуку перспективних на вуглеводні площі або розвідки конкретних родовищ (площ);

проект будівництва свердловин на нафту і газ;

проекти (технологічну схему) дослідно-промислової або промислової розробки та облаштування нафтових, газових та газоконденсатних родовищ;

проект гірничого відводу для розробки нафтових та газових родовищ;

проекти (плани) консервації нафтових та газових свердловин;

проекти (плани) ліквідації нафтових та газових свердловин.

Усі зазначені документи повинні пройти експертизу з питань охорони надр відповідно до типового положення про експертно-технічний центр Держнаглядохоронпраці, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України за № 77/337 від 8.02.1999 р.

Експертизи із зазначених питань проводяться в Карпатському ЕТЦ - спеціалізованому на експертній підтримці державного нагляду в нафтодобувній галузі (наказ Держнаглядохоронпраці від 21.03.2003 № 43).

1.Основні дозвільні та проектні документи суб’єкта господарської діяльності - надрокористувача:

Кодекс України про надра (ст.14, ст. 16), Закон України „Про нафту і газ” (ст. 14-17), Порядок надання у 2006 році спеціальних дозволів на користування надрами, затверджений постановою Кабінету Міністрів України від 20 лютого 2006 р. № 168.

1.1. Наявність спеціальних дозволів на користування надрами

В ході проведення перевірки з питань охорони надр перевіряється наявність ліцензій на види діяльності, зокрема „пошук та розвідка”, спеціальних дозволів на користування надрами, а також аналізується стан виконання особливих умов зазначених дозволів, у тому числі щодо затвердження (перезатвердження) запасів вуглеводнів, виконання програми робіт та обов’язкового переліку досліджень у свердловинах тощо.

1.1.1. Для родовищ (площ), які знаходяться в геологічному вивченню, у тому числі з дослідно-промисловою розробкою (ДПР), обсяг вилучених з початку проведення ДПР вуглеводнів.

Відповідно до п.2.3 Положення про порядок організації та виконання дослідно-промислової розробки родовищ корисних копалин загальнодержавного значення, цей обсяг не має перевищувати 10 % від попередньо оцінених Державним балансом запасів на дату затвердження проекту ДПР родовища або покладу.

Крім цього, перевіряється наявність форми статистичної звітності 3-ГР (геологорозвідувальні роботи).

Якщо роботи проводяться за кошти Державного бюджету, розглядається пооб’єктний план, затверджений вищестоящою організацією, та інформаційний звіт про його виконання, а також відповідність планів сейсморозвідувальних робіт та пошуково-розвідувального буріння пооб’єктному плану.

Разом із тим перевіряється наявність геологічних звітів про завершення окремих етапів та стадій геологорозвідувальних робіт відповідно до галузевого стандарту „Етапи і стадії геологорозвідувальних робіт на нафту і газ” (Державний комітет України з питань геології та використання надр, 1999 р.).

1.1.2. Для родовищ, де запаси вуглеводнів затверджені ДКЗ України, перевіряється стан виконання особливих умов протоколів зазначеної державної Комісії, а також стан підтвердження (+/- до запасів вуглеводнів, затверджених ДКЗ, зокрема нафта, газ, конденсат) запасів вуглеводнів, аналізуються фактичні порівняно з встановленими протоколами ДКЗ України, коефіцієнти нафто- та газовилучення.

Варто зауважити, що відповідно до Положення про порядок проведення державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 22 грудня 1994 р. № 865, повторна державна експертиза і оцінка запасів родовищ корисних копалин провадиться, якщо перегляд вимог стандартів і технічних умов щодо якості або кількості корисних копалин, технології їх переробки призводить до зменшення сумарних розвіданих запасів більш як на 20 відсотків або зростання їх більш як на 50 відсотків.

Запаси родовищ, що розробляються, підлягають повторній оцінці, якщо внаслідок гірничодобувних або додаткових геологорозвідувальних робіт сумарні розвідані запаси зростають більш як на 50 відсотків порівняно з раніше оціненими ДКЗ або якщо списані і передбачені до списання розвідані запаси як такі, що не підтвердилися чи недоцільні для видобутку за техніко-економічними (гірничо-технічними) умовами родовищ, перевищують нормативи, встановлені законодавством.

1.2. Наявність акта передачі розвіданих родовищ корисних копалин для промислового освоєння, оформленого відповідно до ст. 36 Закону „Про нафту і газ” та Порядку передачі родовищ корисних копалин для промислового освоєння, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 14 лютого 1995 р. № 114.

1.3. Наявність проектів розробки (технологічної схеми) або дослідно-промислової розробки родовища (ст. 20, 51 Кодексу України про надра), затверджених Центральною комісією з питань розробки нафтових, газових, газоконденсатних родовищ та експлуатації підземних сховищ газу Мінпаливенерго України (ст.35, 36 Закону України „Про нафту і газ”).

1.4. Наявність проекту гірничого відводу для промислової розробки родовищ вуглеводнів, отриманого відповідно до Положення про порядок надання гірничих відводів, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 р № 59 (ст.17, 19 Кодексу України про надра).

1.5. Наявність дозволу Держнаглядохоронпраці на роботи підвищеної небезпеки (геолого-маркшейдерські роботи, видобування нафти, газу і конденсату, промислово-геофізичні дослідження, освоєння і глушіння газових та нафтових свердловин, ліквідація нафто-, газопроявлень у процесі буріння свердловин, сейсморозвідка), отриманого в Порядку..., затвердженому постановою Кабінету Міністрів України від 15 жовтня 2003 р. № 1631.

1.6. Наявність рішення спеціально уповноваженого органу виконавчої влади, до відання якого віднесені питання державного регулювання в нафтогазовій галузі (Мінпаливенерго України) про введення родовища в промислову (дослідно-промислову) експлуатацію (ст. 35, 36 Закону України „Про нафту і газ”).

2. Дослідно-промислова розробка родовища

Під час перевірки родовищ (площ), які знаходяться в дослідно-промисловій розробці, перевіряється наявність у надрокористувача затвердженого в установленому порядку (ст. 20 Кодексу України про надра) проекту ДПР, а також:

2.1. Відповідність виконаних видів та обсягів робіт, передбачених проектами ДПР, у тому числі щодо щорічних обсягів видобутку вуглеводнів, та галузевим стандартом України „Дослідно-промислова розробка нафтових, газових і газоконденсатних родовищ (Мінекоресурсів, 2000 р.), аналізуються фактичні результати, отримані в ході проведення дослідницьких робіт (п.1.5.5 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ та п. 57 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

2.2. Розглядається відповідність місць закладки для буріння свердловин варіанту, затвердженого ЦКР Мінпаливенерго проекту ДПР, а також терміни проведення пробної експлуатації свердловин (п.2.2 Положення про порядок організації та виконання дослідно-промислової розробки родовищ корисних копалин загальнодержавного значення).

2.3. Аналізуються початкові величини тиску і температури у покладах, статичні тиски на гирлі свердловини, статичні рівні рідини в законтурних і п”єзометричних свердловинах, продуктивність свердловин, фільтраційно-ємкісні властивості пластів колекторів, газові фактори для нафтових і конденсатні для газоконденсатних свердловин, умови руйнування привибійної зони пласта та інтенсивність виносу породи із свердловин, відібрані поверхневі і глибинні проби для лабораторного вивчення (п. 8.2, 8.3, 8.4 ГСТУ 41-0003226-00-016-2000).

2.4. Обсяги та мінімальна періодичність досліджень у процесі дослідно-промислової розробки родовища повинні відповідати п. 8.2, 8.3, 8.4, 8.9 ГСТУ 41-0003226-00-016-2000.

3. Промислова розробка родовищ

Під час перевірки стану розробки родовищ:

3.1. Розглядається стан запасів вуглеводнів, у тому числі запаси вуглеводнів, які затверджені протоколом ДКЗ України, значаться на балансі, уточнені в процесі розробки, відсоток відбору запасів на цей час, а також відповідність щорічних відборів запасів вуглеводнів проектним показникам (ст. 51 Кодексу про надра, п. 25 Положення про порядок проведення державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 22 грудня 1994 р. № 865). Крім цього, перевіряється своєчасність списання запасів вуглеводнів з балансу надрокористувачів (п.13 Положення про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1975 р. № 58) та відповідно наявність актів на списання запасів вуглеводнів, які не підтвердилися під час подальшого проведення геологорозвідувальних робіт чи розробки родовищ.

Аналізується стан виконання проектних рішень, у тому числі щодо кількості свердловин, тощо.

3.2. Перевіряється відповідність фактичного виконання видів і обсягів дослідницьких робіт, спрямованих на контроль за розробкою нафтових, газових і газоконденсатних родовищ, передбачених в проектній документації (п.2.5.4 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ та п.123 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4. Розробка нафтових і нафтогазових родовищ

4.1. Наявність на нафтовидобувних підприємствах затвердженого вищестоящою організацією обов’язкового комплексу гідродинамічних і промислово-геофізичних досліджень з контролю за розробкою нафтових і нафтогазових родовищ (п. 2.5.5 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.2. Наявність на нафтовидобувному підприємстві щорічних геолого-технічних заходів регулювання процесу розробки, розроблених у відповідності до п. 2.6.2 та п.2.6.3. Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ.

4.3 Наявність звіту щодо проведених заходів з регулювання процесу розробки (п.2.6.5 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.4. Наявність на нафтовидобувному підприємстві (на об’єктах розробки) технологічних режимів, у тому числі норм відбору нафти і газу на кожний квартал (промислова розробка) і календарний місяць (ДПР), складених на основі затверджених проектних документів, узгоджених проектною і затверджених вищестоящою організацією (ст.51 Кодексу України про надра).

4.5. Відповідність об’ємів закачки води, вказаних у проектах розробки, для системи підтримання пластового тиску (п.3.1.2 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.6. Кондиції води, підготовленої для закачки (за складом, фізико-хімічними властивостям, вмістом домішок, кисню, мікроорганізмів), повинні відповідати вказаним у проектному документі (п.3.1.2 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.7. Наявність планів, затверджених керівництвом НГВУ, на освоєння нагнітальних свердловин (п.3.3.1 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.8. Наявність і дотримання на нафтодобувному підприємстві графіка періодичності і обсягів дослідних робіт у нагнітальних свердловинах відповідно до затвердженого обов’язкового комплексу промислово-геофізичних робіт і гідродинамічних досліджень з урахуванням вимог технологічного проектного документа на розробку (п.3.3.11 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.9. Наявність в НГВУ річних норм закачки води для об’єктів розробки, складених відповідно до технологічних режимів експлуатації нагнітальних свердловин і затверджених головним геологом НГВУ (п.3.4.5 і 3.4.6 Правил розробки нафтових і газонафтових родовищ).

4.10. Нафтодобувні підприємства зобов’язані строго виконувати технологічні рішення й умови розробки, передбачені затвердженим проектним документом:

а) порядок, черговість і темпи розвитку розбурювання свердловин,

б) терміни і об’єми вводу потужностей із забезпечення впливу на поклад;

в) збір і промислову підготовку продукції свердловин;

г) переведення свердловин на механізований спосіб експлуатації,

д) допустимі рівні вибійних і гирлових тисків;

е) відповідні їм відбори рідини.

5. Розробка газових та газоконденсатних родовищ

5.1. Наявність норм відборів газу по експлуатаційних свердловинах, щоквартально (щомісячно) розроблених відповідно до проекту розробки і затверджених вищестоящою організацією (ст. 51 Кодексу України про надра, п.п. 242 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

5.2. Наявність технологічних режимів роботи свердловин, складених зважаючи на норми відборів нафти, рідини і газу, затверджені головним геологом і головним інженером НГВУ, а також план геолого-технічних заходів щодо забезпечення норм відборів з експлуатаційних об’єктів (п. 243 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

5.3. При зміні річного видобутку газу, не передбаченого проектним документом, наявність на підприємстві протоколу узгодження змін з організацією, що склала проект розробки або дослідно-промислової експлуатації і затвердила проекти (пп 120 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

Зміни до плану і показників видобутку газу по свердловинах, експлуатаційних об’єктах і промислу в цілому, повинні бути затверджені вищестоящою організацією.

5.4. Наявність узгоджень з проектною і вищестоящою організацією відхилень (понад 200 м) від прийнятої проектом розробки родовища межі розбурювання свердловин і змін кількості експлуатаційних свердловин (п. 121,122 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

5.5. Наявність на підприємстві планів-графіків виконання робіт з контролю за розробкою родовищ, розроблених відповідно до обсягів робіт, передбачених у проектних документах, а також наявність звітів про виконання зазначених робіт (пп 123 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

5.6. Наявність обґрунтувань щодо включення нових газоносних горизонтів у процесі експлуатації свердловин за результатами спеціальних досліджень, передбачених проектним документом і узгоджених з органами Держпромгірнагляду та затверджених вищестоящою організацією, якщо це не передбачено проектним документом (п. 169, 170, 171 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

5.7 При переведенні свердловини на вищезалягаючі горизонти наявність акта про переведення свердловини на ці горизонти та узгодження з територіальним органом Держнаглядохоронпраці, а також затвердженого вищестоящою організацією (п. 299 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

5.8 Виконання робіт щодо впливу на привибійну зону повинно передбачатися в проектному документі і в роботах з авторського нагляду за розробкою родовищ. Зазначений перелік оформляється спеціальним актом за підписом майстра, начальника цеху з капітального ремонту свердловин і начальником цеху з видобутку нафти і реєструється в паспорті свердловини (п.7.4, 7.8 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ).

6.1. Наявність на підприємстві, яке виконує будівництво пошукових, параметричних та розвідувальних свердловин, спеціального дозволу на користування надрами та ліцензії на здійснення господарської діяльності („пошук та розвідка”) (Закон України „Про ліцензування певних видів господарської діяльності”, Порядок надання у 2006 році спеціальних дозволів на користування надрами, затверджений постановою Кабінету Міністрів України від 20 лютого 2006 р. № 168).

6.2. Наявність затвердженого проекту будівництва свердловини, який отримав позитивні висновки експертиз з охорони праці (надр), санітарно-епідеміологічної, пожежної та екологічної служб (ст.48 Кодексу України про надра, ст. 21 Закону України „Про охорону праці”).

6.3. Під час буріння свердловини - дотримання параметрів буріння, кріплення і інших рішень, передбачених проектом будівництва свердловини, геолого-технічним нарядом (п.5.1.6 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ та п. 172 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

6.4. Наявність планів освоєння свердловин, затверджених керівником підприємства і складених відповідно до технологічних регламентів, затверджених для кожного родовища (покладу) (п.5.5.4 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ та п.п. 27-29 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

6.5 Наявність акта передачі свердловин і технічної документації згідно з встановленим переліком (п. 5.6.3, п 5.6.4 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ та п.п. 71-73 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

6.6. Наявність висновку місцевого органу Держпромгірнагляду про передачу закінчених будівництвом свердловин в експлуатацію (п.5.6.5 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ та п.п. 71-72 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

7. Оперативні спостереження за експлуатацією газових свердловин

7.1. Наявність результатів аналізів проб конденсату і води із сепаратора по експлуатаційних свердловинах (не рідше за 1 раз на квартал) (п. 258 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

7.2. Ведення спостережень (не рідше за 1 раз на квартал) по спостережних і п”єзометричних свердловинах і ведення графіків “час-тиск”, “відбір-тиск” по кожній спостережній свердловині (п. 263 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

7.3. Ведення контролю за корозійною стійкістю внутрішньої поверхні обладнання газових і газоконденсатних родовищ відповідно до Тимчасової інструкції з контролю корозійної стійкості внутрішньої поверхні обладнання газових і газоконденсатних родовищ.

8.1 При переведенні свердловини на вищезалягаючі горизонти - наявність акта про переведення свердловини на зазначений горизонт, узгоджений територіальним органом Держпромгірнагляду і затверджений вищестоящою організацією (п.299 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

8.2. Ведення робіт з ремонту свердловин повинно здійснюватися за планом цих робіт, підписаним інженером і геологом промислу та узгодженим з начальником промислу і цеху капітального ремонту. План повинен бути затверджений головним інженером і головним геологом газопромислового управління (п. 302 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

8.3. Експлуатація дефектних газових свердловин не допускається, як виняток, свердловина може бути введена в експлуатацію при позитивному висновку місцевих органів Держпромгірнагляду; нафтових - дозволяється як виняток за умови відповідного дозволу вищестоящої організації та узгодження місцевого органу Держпромгірнагляду. Водночас повинні бути затверджені спеціальні режими експлуатації цих свердловин і план ремонтно-відновлювальних робіт (п. 10.3.7 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ, п.п. 74, 413 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

9. Утримання фонду свердловин

9.1. Обслуговування свердловин різних категорій проводиться відповідно до вимог Інструкції з експлуатації свердловин і встановленого на них обладнання (п. 6.5.2 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ).

9.2. У свердловинах зі значним виносом піску проводяться заходи із закріплення привибійної зони. Методи укріплення (встановлення фільтрів, цементування, обробка смолами) обираються залежно від конкретних умов (п. 6.5.5 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ).

9.3. Роботи з консервації свердловин і оформлення відповідної документації мають проводитися відповідно до чинного Положення про порядок тимчасової консервації нафтових і газових свердловин. Акти на консервацію свердловин погоджуються з місцевими органами Держпромгірнагляду (п. 6.5.8 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ, п. 263 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

Гирло свердловин при їх ліквідації і консервації обладнується відповідно до вимог Інструкції з обладнання гирла стовбурів свердловин (п. 314 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

9.4. Ліквідація газових, газоконденсатних свердловин здійснюється відповідно до діючого Положення про порядок ліквідації нафтових, газових і інших свердловин і списання затрат на їх спорудження (п.315 Правил розробки газових та газоконденсатних родовищ, п.6.5.9 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ).

Гирло свердловин обладнується відповідно до чинної в галузі Інструкції.

10. Ведення технічної документації при експлуатації свердловин

Під час експлуатації свердловин до обов’язкового документації належать:

10.1. Газових і газоконденсатних:

паспорт свердловини;

журнал по видобутку газу, конденсату і води;

вахтовий журнал збірного пункту;

картограма витратоміру по видобутку газу;

опис робіт, проведених на свердловині і не відображених у вахтовому журналі оператора;

акти про витрати газу під час продувки свердловин;

акти про виконання робіт з підземного ремонту свердловин;

результати випробувань свердловин;

інформація про відбір проб і результатів лабораторних аналізів газу, конденсату і рідини;

добові рапорти і місячні звіти з видобутку газу;

акти замірів статичних тисків з інформацією типу манометра, результатів їх перевірки і умов вимірів;

результати замірів положення вибою і робіт з його очистки (п. 321 Правил розробки газових і газоконденсатних родовищ).

10.2 Нафтових і нафтогазових :

опис кернового матеріалу;

інформація визначення колекторських властивостей і параметрів пластів;

результати лабораторних аналізів нафти, води і газу;

інформація літолого-фаціальних досліджень пластів;

журнали замірів продукції свердловин і закачки витісняючих агентів;

добовий рапорт про роботу свердловин,

інформація гідродинамічних і геофізичних досліджень;

результати замірів глибин вибоїв і робіт з їх очистки;

акти про перфорацію свердловин;

акти і матеріали про підземний і капітальний ремонт свердловин;

акти і матеріали про інші роботи, проведені в стовбурі свердловини, -повернення, достріл, вплив на прибійну зону пласта тощо;

матеріали, отримані від організацій, які проводили розвідку, буріння та підрахунок запасів;

паспорт свердловини;

карточки видобувних і нагнітальних свердловин, карточки з досліджень свердловин;

технологічні режими;

зведені відомості з відбору нафти, газу, води, обводненості, обліку часу роботи свердловини;

каталоги, таблиці, графіки, діаграми, зведена документація;

паспорт виробничого нафтогазовидобувного підприємства;

каталог структури запасів;

геологічні звіти;

звіти стану і руху фонду свердловин;

паспорт родовища ( покладу, об’єкта);

геологічні профілі і карти (структурні, розробки, ізобар, розподілення запасів);

звітні форми для узагальнення ЦСУ (п.9.4, 9.5, 9.6 Правил розробки нафтових і нафтогазових родовищ).

11. Міри щодо порушників законодавства про надра

Діючим законодавством передбачені наступні міри у разі:

11.1. Порушення правил охорони надр

Порушення встановлених правил охорони надр, якщо це створило небезпеку для життя, здоров’я чи довкілля, а також незаконне видобування корисних копалин, крім загальнопоширених, караються відповідно до ст. 240 Кримінального кодексу.

11.2 Порушення права державної власності на надра - самовільне користування надрами, укладення угод, які в безпосередньо чи приховано формі порушують право власності на надра тягнуть за собою накладення штрафу (ст. 47 Кодексу України про адміністративні правопорушення).

Перелік посилань на нормативно-правові документи

1. Кодекс України про надра, 1994 р.*

2. Постанова Кабінету Міністрів України від 22 грудня 1994 р. № 865 “Про затвердження Положення про порядок проведення державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин”.

. Постанова Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 р. № 58 “Про затвердження Положення про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничовидобувного підприємства”.

4. Постанова Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 р. № 59 “Про затвердження Положення про порядок надання гірничих відводів“.*

5. Постанова Кабінету Міністрів України від 14 лютого 1985 р. № 114 “Про порядок передачі розвіданих родовищ корисних копалин для промислового освоєння“.

6. Інструкція із застосування класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ надр і газу, 1998 р.

7. Закон України „Про нафту і газ”.*

8. Постанова Кабінету Міністрів України від 20 лютого 2006 р. № 168 “Про порядок надання у 2006 році спеціальних дозволів на користування надрами”.*

9. „Дослідно-промислова розробка нафтових, газових і газоконденсатних родовищ” (ГСТУ 41-00032626-00-016-2000).*

10. „Правила розробки нафтових і газонафтових родовищ”, 1981 р.*

11. „Правила розробки газових і газоконденсатних родовищ”, 1971 р.*

__________________________________ 

* В разі внесення змін в законодавчі або виходу нових нормативно-правових актів необхідно користуватися останніми

Додаток № 1

Перелік питань, які повинні розглядатися державними інспекторами з охорони надр в нафтогазовому комплексі при перевірці суб’єктів господарської діяльності – надрокористувачів, які здійснюють геологічне вивчення та промислову розробку родовищ вуглеводнів

1.Перелік родовищ (площ), які знаходяться на балансі суб’єкта господарської діяльності – надрокористувача.

Копії спеціальних дозволів на користування надрами по родовищах (площах). Аналіз виконання особливих умов спеціальних дозволів.

Копії ліцензій на види діяльності (пошук та розвідка, топографо-геодезичні роботи).

Дозвіл Держпромгірнагляду на проведення робіт підвищеної небезпеки (геолого-маркшейдерські роботи, промислово-геофізичні дослідження, освоєння і глушіння газових та нафтових свердловин, видобування нафти, газу і конденсату, ліквідація нафто-, газопроявлень в процесі буріння свердловин, сейсморозвідка). Дозвіл Держпромгірнагляду на використання небезпечних речовин.

2.Перелік площ (родовищ), які знаходяться в геологічному вивченні, у т. ч. з дослідно-промисловою розробкою.

Програма робіт по родовищах (площах). Плани пошуково-розвідувального буріння та звіти про їх виконання.

Форма 3-ГР. Наявність звітів про стан виконання окремих етапів і стадій геологорозвідувальних робіт та програми робіт. Планування геологорозвідувальних робіт відповідно до програми робіт по родовищах.

3.Терміни проведення ДПР. Наявність проектів промислової розробки та ДПР по родовищах, їх експертиза з питань охорони надр та погодження відповідними територіальними управліннями Держпромгірнагляду. Протоколи суб’єктів господарської діяльності – надрокористувачів щодо розгляду та затвердження в установленому порядку проектів розробки (ДПР). Протоколи ЦКР Мінпаливенерго щодо затвердження проектів розробки (ДПР) відповідно до ст. 35 та 36 Закону України „Про нафту і газ”.

4.Обсяги видобутку вуглеводнів по родовищах, які знаходяться в ДПР та відсоток видобутих вуглеводнів від запасів попередньо оцінених в Державному балансі.

5.Перелік свердловин, які знаходяться в пробній експлуатації. Терміни проведення дослідної експлуатації свердловин. Погодження планів пробної експлуатації свердловин територіальними управління Держпромгірнагляду.

6.Протоколи ДКЗ України щодо затвердження запасів вуглеводнів по родовищах.

7.Сучасний стан розробки родовищ вуглеводнів. Стан підтвердження запасів (+-, % до запасів вуглеводнів, затверджених ДКЗ, в т. ч.: нафта, газ, конденсат). Аналіз та причини невідповідності фактичних запасів вуглеводнів по родовищах затвердженим ДКЗ України.

8. Перелік родовищ, які знаходяться в промисловій розробці, по яких не затверджено (перезатверджено) запаси в ДКЗ України.

9.Перелік родовищ, які здані в промислове освоєння за минулий (поточний) рік. Акти передачі родовищ в промислове освоєння.

10. Перелік гірничих відводів по родовищах, які знаходяться в промисловій розробці. Родовища, по яких на поточний стан не оформлено (переоформлено) гірничі відводи. Причини.

11. Форма балансової звітності 6-ГР за минулий рік. Звіт про втрати вуглеводнів за минулий рік. Списання запасів вуглеводнів.

12. Перелік нових експлуатаційних свердловин, введених в експлуатацію за минулий та поточний роки. Послідовність та місця їх розташування відповідно до проектів розробки (ДПР).

13. Норми відбору вуглеводнів по родовищах. Аналіз дотримання проектних показників з відбору вуглеводнів.

14. Авторський нагляд за виконанням проектів розробки та ДПР. Графік авторського нагляду по родовищах.

15. Акти про передачу свердловин в експлуатацію. Погодження їх місцевими органами Держпромгірнагляду.

16.Технологічні режими по свердловинах. Аналіз дотримання технологічних режимів за минулий та поточний роки. Причини їх недотримання.

17. Графіки заміру свердловин. Графіки відбору проб нафти, конденсату, пластової води, природного та попутного газу. Графіки промислово-дослідних робіт в свердловинах. Стан їх виконання. Технологічні регламенти.

18. Плани переведення свердловин на вищезалягаючі горизонти. Погодження їх місцевими органами Держпромгірнагляду.

19. Перелік свердловин по родовищах з міжколонними тисками. Погодження режиму роботи таких свердловин з місцевими органами Держпромгірнагляду.

20. Плани капітального ремонту свердловин та звіти про їх виконання за минулий рік.

21. Перелік свердловин, що ліквідовано (реліквідовано), законсервовано (ре- консервовано) за минулий та поточний роки. Акти на виконання зазначених робіт. Стан ліквідованих (законсервованих) свердловин. Графіки обстеження свердловин. Погодження їх з місцевими органами Держпромгірнагляду.

22. Плани інтенсифікації по свердловинам. Перелік речовин та розчинів, які використовуються для інтенсифікації видобутку вуглеводнів. Сертифікати відповідності. Звіт про результати інтенсифікації по свердловинах за минулий рік.

23. Прийняті заходи щодо недотримання суб’єктами господарської діяльності - надрокористувачами вимог проектів розробки (ДПР); дотримання норм відбору, технологічних режимів за минулий та поточний роки, виконання приписів державних інспекторів Держпромгірнагляду.