МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР
ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Москва—1987
СОГЛАСОВАНЫ
|
УТВЕРЖДЕНЫ
|
Госгортехнадзором СССР (постановление от 18.10.84 № 52 ) Министерством геологии СССР (письмо от 23.10.84 РС-04/65-6502) Министерством газовой промышленности СССР
(письмо от 12.09.84 ВТ-708)
|
Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР (протокол от 15 октября 1984 г№ 44 п. IV)
|
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.
ОГЛАВЛЕНИЕ
|
Стр.
|
Предисловие
|
3
|
1. ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ
|
|
1.1. Нефтяная залежь, нефтяное месторождение
|
4
|
1.2. Категории скважин
|
5
|
1.3. Основные требования, предъявляемые к разведке нефтяных месторождений
|
8
|
1.4. Геолого-промысловые исследования, опробование, испытание и
пробная эксплуатация разведочных скважин
|
11
|
1.5. Пробная эксплуатация нефтяных залежей
|
13
|
1.6. Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей
|
11
|
1.7. Подсчет и учет запасов нефти, газа и конденсата, порядок передачи разведанных месторождений для опытных работ и промышленного освоения
|
16
|
2. ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
|
|
2.1. Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку
|
19
|
2.2. Проектирование систем разработки нефтяных месторождений
|
20
|
2.3. Порядок составления и утверждения проектных документов на разработку нефтяных месторождений
|
26
|
2.4. Воздействие на нефтяную залежь
|
28
|
2.5. Контроль за разработкой нефтяных залежей
|
29
|
2.6. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей
|
31
|
2.7. Нормирование отборов нефти из залежей (объектов разработки)
|
32
|
3. СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ
|
|
3.1. Требования к системам ППД заводнением
|
34
|
3.2. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде
|
35
|
3.3. Освоение, эксплуатация и исследования нагнетательных скважин
|
36
|
3.4. Нормирование объемов закачки и учет закачиваемой воды
|
38
|
4. ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ-СОСТАВИТЕЛЕЙ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ И ПРЕДПРИЯТИИ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИХ ИХ ПРАКТИЧЕСКУЮ РЕАЛИЗАЦИЮ
|
39
|
5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
|
40
|
5.1. Проектирование строительства скважин
|
40
|
5.2. Бурение скважин и их конструкция
|
41
|
5.3. Вскрытие продуктивных пластов бурением и крепление скважин
|
42
|
5.4. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией
|
44
|
5.5. Освоение скважин
|
44
|
5.6. Передача скважин в эксплуатацию
|
46
|
6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
|
47
|
6.1. Способы эксплуатации добывающих скважин
|
47
|
6.2. Контроль за работой оборудования добывающих скважин
|
48
|
6.3. Технологический режим работы добывающих скважин
|
50
|
6.4. Ремонт скважин
|
51
|
6.5. Содержание фонда скважин
|
52
|
7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУ ЗОНУ ПЛАСТА
|
53
|
8. УЧЕТ ДОБЫЧИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
|
54
|
8.1. Учет добычи нефти на промыслах
|
54
|
8.2. Учет добычи и использования нефтяного газа
|
55
|
9. ВЕДЕНИЕ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
|
55
|
10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
|
57
|
10.1. Общие положения
|
57
|
10.2. Охрана недр и окружающей среды и процессе
разбуривания нефтяного месторождения
|
58
|
10.3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений
|
61
|
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<`Vн £ О,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 <`Vн £ 0,50);
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. Категории скважин
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+С1.
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.
1.3. Основные требования, предъявляемые к разведке нефтяных месторождений
1.3.1. Перед разведкой нефтяного месторождения или отдельной залежи следует понимать комплекс работ, включающих бурение по определенной системе оптимального числа разведочных скважин, их испытание и пробную эксплуатацию, проведение на них промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, лабораторные исследования отобранных из них керна и пластовых флюидов в целях подготовки запасов нефти категорий С1+С2 в соотношениях, необходимых для составления технологической схемы разработки.
В процессе разведки должны быть установлены тип залежи, условия залегания нефти и газа, положения контуров нефтегазоносности, геолого-физические и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, состав и свойства флюидов, получены данные о гидродинамическом режиме месторождения (залежи).
1.3.2. Разведочные работы и подсчет запасов нефти, горючих газов и конденсата осуществляются производственными геологоразведочными или нефтегазодобывающими и научно-исследовательскими организациями в соответствии с действующими положениями и инструкциями.
1.3.3. Основными документами, на основании которых проводятся разведочные работы, являются проекты разведки отдельных площадей (районов) и месторождений, составляемые и утверждаемые в установленном порядке.
1.3.4. В проекте разведки должны быть обоснованы:
а) конкретные задачи, плотность сетки и система размещения разведочных скважин, их проектные глубины и конструкции, способы и последовательность бурения;
б) интервалы отбора керна (с применением, в необходимых случаях, малофильтруемых буровых растворов), испытания на приток продуктивных пластов;
в) порядок опробования и испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения;
г) комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;
д) мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении, испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин;
е) объемы и сроки обустройства площадей для разведочного бурения (подъездные дороги, водоснабжение, базы снабжения и др.);
ж) примерная стоимость и ожидаемая эффективность разведочных работ;
з) для нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных залежей система размещения разведочных скважин и расстояния между ними обосновываются с учетом необходимости обязательного определения промышленной ценности нефтяной и газовой части этих залежей;
и) конструкции разведочных скважин на площадях с выявленной нефтегазоносностью должны согласовываться с нефтегазодобывающими предприятиями.
1.3.5. Для каждого имеющего промышленное значение нефтяного месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, испытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены:
— литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;
— гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;
— общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтеносности;
— тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;
— характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.);
— начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;
— значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;
— гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриоло-гические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);
— физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);
— физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);
— физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);
— физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);
— физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);
— дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;
— смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
— зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;
— средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей;
— запасы нефти, нефтяного и природного газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов по категориям С1+С2 в соотношениях, удовлетворяющих требованиям действующей “Классификации запасов” и инструкции по ее применению.
1.3.6. Требования к методике проведения, объемам геолого-разведочных работ, изученности параметров и запасов месторождений (залежей), подготовленных к разработке, регламентируются действующими “Классификацией запасов...”, “Инструкцией по применению классификации...”, “Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов”, “Инструкцией о порядке составления, содержания и оформлении материалов по ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр...”, “Положением о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископаемых для промышленного освоения”.
1.4. Геолого-промысловые исследования, опробование, испытание и пробная эксплуатация разведочных скважин
1.4.1. С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, при разведке месторождений по каждой разведочной скважине должен проводиться комплекс исследовательских работ по изучению разреза пород, слагающих месторождение, опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.
1.4.2. Виды исследовательских работ по разведочным скважинам (отбор и лабораторные исследования шлама, керна, глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, промыслово-геофизи-ческие и газогидродинамические исследования скважин и т. п.), объемы и порядок проведения определяются проектом разведки месторождения, групповыми или индивидуальными техническими проектами на строительство скважин в соответствии с требованиями действующих инструкций согласно п. 1.3.6. настоящих “Правил...”.
1.4.3. Интервалы отбора керна, опробовании и испытаний, геофизических и гидродинамических исследований (с указанием их видов) в каждой разведочной скважине устанавливаются геолого-техническим нарядом.
1.4.4. Под опробованием вскрытых пластов следует понимать установление их нефтегазонасыщенности путем непосредственного отбора проб, содержащихся в них жидкостей и газов, изучения количественного и качественного состава последних.
Отбор проб осуществляется в процессе бурения скважин с помощью опробователей на каротажном кабеле или испытателей пласта на трубах.
1.4.5. Под испытанием разведочных скважин следует понимать комплекс работ, проводимых с целью установления:
— начальных пластовых давлений и температур;
— начальных положений водонефтяных и газонефтяных контактов;
— продуктивной характеристики пластов;
— геолого-физических характеристик продуктивных пластов;
— состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.
1.4.6. Под пробной эксплуатацией разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов (коэффициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т. п.).
Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется совместно разведочными и добывающими предприятиями. Пробная эксплуатация разведочных скважин осуществляется по индивидуальным планам и программам, составляемым разведочными и добывающими организациями. Планы пробной эксплуатации подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора СССР.
1.4.7. Передача скважин в эксплуатацию без проведения работ, указанных в п.п. 1.4.4.—1.4.5, запрещается.
При испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин должен быть обеспечен отбор и использование нефти. Загрязнение территории, леса, рек, водоемов нефтью запрещается.
1.4.8. Вопросы использования разведочных скважин, оказавшихся за пределами контуров нефтегазоносности, решаются разведочным предприятием по согласованию с нефтедобывающим предприятием, проектной организацией и органами Госгортехнадзора СССР.
1.5. Пробная эксплуатация нефтяных залежей
Комментарии (0)
Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться