II. ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

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

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

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

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

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

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

ППЭ и дополнения к нему составляются на запасы категории C1 + C2 <1>. Недропользователь имеет право осуществлять бурение и добычу УВС из разведочных и эксплуатационных скважин (согласно решениям ППЭ) в границах запасов категории C2 при условии представления полученных результатов пробной эксплуатации и обосновывающих геологических материалов и документов для государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года в котором начата добыча. Изменения категории запасов и их количество учитываются в ГБЗ по состоянию на 1 января года, следующего за годом внесения оперативных изменений.

--------------------------------

<1> Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная приказом Минприроды России от 29 декабря 2013 г. N 477 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31.12.2013, регистрационный N 30943).

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

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

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

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

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

а) пластового давления и температуры;

б) положения водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов;

в) дебитов пластовых флюидов;

г) продуктивных характеристик;

д) геолого-физических характеристик пласта;

е) состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.

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

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

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