МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЕДЕНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ НА ОБЪЕКТАХ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА, ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА (утв. МПР РФ 20.11.2000)


Утверждаю
Заместитель Министра
МПР России
А.Я.ХВОСТОВ
20 ноября 2000 года
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ВЕДЕНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
НА ОБЪЕКТАХ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ И ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА, ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА
1. ВВЕДЕНИЕ
Государственный геологический контроль за рациональным использованием и охраной недр предусмотрен Законом РФ "О недрах" и осуществляется органами государственного геологического контроля Министерства природных ресурсов Российской Федерации и его территориальных органов в соответствии с Положением о государственном контроле за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации.
В соответствии с законодательством государственный геологический контроль проводится на протяжении всех стадий геологического изучения недр и эксплуатации месторождений полезных ископаемых на объектах недропользования независимо от видов и форм собственности, путем ознакомления с проектно - сметной документацией и непосредственной проверкой результатов работ.
В Методических указаниях по организации и проведению государственного геологического контроля территориальными органами МПР России, 1999 г., изложены общие принципы без конкретизации специфических особенностей контрольной деятельности применительно к объектам недропользования с определенными полезными ископаемыми.
Настоящие Методические рекомендации разработаны с учетом законодательной и нормативной базы, применительно к объектам нефти и газа, на основе практики контрольной деятельности Северо - Кавказского регионального отдела государственного геологического контроля, территориальных отделов субъектов Федерации на Северном Кавказе.
Помимо вопросов контроля за соблюдением недропользователями правил и норм ведения работ по геологическому изучению, разведке недр и добыче полезных ископаемых, значительное внимание уделено порядку представления недр в пользование через лицензирование, обязательным платежам за пользование недрами, отчислениям на воспроизводство минерально - сырьевой базы, порядку прекращения права пользования недрами и всем случаям, из которых вытекает необходимость приостановки работ и прекращения этого права.
Краткое содержание и характер проверяемых работ на нефть и газ изложены в свете современных представлений об очередности их проведения на этапах - региональном и поисково - оценочном, этапе разработки (включая разведку) нефтяных и газовых месторождений, создания и эксплуатации подземных хранилищ углеводородов (ПХГ, ПХН). Изложен также состав работ и конечная цель каждого этапа, дается оценка результатов и принимаемые меры при выявлении недостатков и нарушений в ведении работ, лицензионных условий в соответствии с существующей законодательной и правовой базой. Систематизированы основные виды нарушений существующего законодательства, правил и требований при осуществлении недропользования на объектах нефти, газа и ПХГ, хранении геологической информации, первичных материалов, мониторинге недр и окружающей среды.
Настоящие Методические рекомендации по ведению государственного геологического контроля на объектах геологического изучения и добычи нефти и газа, подземного хранения газа составлены в Северо - Кавказском региональном отделении ВИЭМС (СКРО ВИЭМС).
Их составителями являются: начальник Северо - Кавказского регионального отдела государственного геологического контроля Кузнецов Ю.В., главный специалист по нефти и газу этого отдела Собкович Б.И.
Редакцию Методических рекомендаций осуществлял директор СКРО ВИЭМС, к.э.н. Савин С.В.
2. ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОГО ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА
ПРИ ПОЛЬЗОВАНИИ НЕДРАМИ В ЦЕЛЯХ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО
ИЗУЧЕНИЯ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
2.1. Порядок предоставления недр в пользование
С принятием в 1992 г. Закона РФ "О недрах" коренным образом изменились порядок предоставления недр в пользование, источники финансирования геологоразведочных работ по всем видам полезных ископаемых, включая нефть и газ.
В соответствии с Законом право пользования недрами для поисков, разведки и добычи нефти и газа, их подземного хранения оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии, выполненной на государственном бланке и дополненной лицензионным соглашением, текстовыми, графическими и другими приложениями, являющимися неотъемлемой составной частью лицензии и определяющими основные условия пользования недрами.
Порядок оформления и выдачи лицензий на право пользования недрами регламентируется утвержденным в законодательном порядке Положением о порядке лицензирования пользования недрами, ведомственными инструктивно - методическими материалами.
Организационное обеспечение лицензирования возложено на Министерство природных ресурсов Российской Федерации как федеральный орган управления государственным фондом недр, его региональные и территориальные ораны (ДПР, КПР).
Пользователями недр могут быть юридические и физические лица Российской Федерации и других государств, если действующим законодательством им не воспрещается заниматься соответствующим видом деятельности.
Основанием получения права пользования недрами является:
- совместное решение федерального (или его территориального) органа управления государственным фондом недр и органа исполнительной власти соответствующего субъекта РФ, принятое по результатам конкурса или аукциона для целей разведки и добычи нефти и газа на месторождениях в пределах территории субъекта РФ (для пользователей недр, проводивших геологическое изучение и открывших месторождение за счет собственных средств - аналогичное решение без конкурса или аукциона);
- решение федерального (или его территориального) органа управления государственным фондом недр, согласованное с органами исполнительной власти субъекта РФ для целей геологического изучения участков недр в пределах территории соответствующего субъекта, внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа;
- совместное решение федерального (или его территориального) органа управления государственным фондом недр и органа исполнительной власти субъекта РФ для целей строительства и эксплуатации подземных нефте- и газохранилищ, закачки попутных пластовых вод в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений;
- решение Правительства Российской Федерации, принятое по результатам конкурса или аукциона для целей разведки и добычи нефти и газа на месторождениях территориального моря и континентального шельфа РФ (для пользователей недр, проводивших работы по геологическому изучению недр за счет собственных средств и открывших месторождение, - аналогичное решение без конкурса или аукциона);
- совместное решение федерального (или его территориального) органа управления государственным фондом недр и органа исполнительной власти субъекта РФ о предоставлении краткосрочного (до 1 года) пользования недрами на участках, право пользования которыми досрочно прекращено;
- переход права пользования недрами другому юридическому лицу (по решению органов, выдавших лицензию первому юридическому лицу);
- вступившее в силу соглашение о разделе продукции в соответствии с ФЗ "О соглашениях о разделе продукции" (СРП).
Недра предоставляются в пользование для целей:
- геологического изучения, включающего поиски и оценку месторождений нефти и газа (на срок до 5 лет);
- добычи (включая разведку) нефти, газа и конденсата (на срок отработки месторождения);
- закачки промышленных и попутных пластовых вод (на срок отработки разрабатываемого месторождения);
- строительства и эксплуатации подземных нефте- и газохранилищ (без ограничения срока).
Законодательством допускается выдача совмещенной лицензии на право пользования недрами, включающей поиски, разведку и добычу углеводородов. При этом добыча может производиться как в процессе геологического изучения, так и по его завершению. Сроки представления геологической информации на государственную экспертизу в данном случае фиксируются в лицензионном соглашении.
В отдельных случаях (необходимость завершения разработки месторождения, выполнения ликвидационных мероприятий) по инициативе владельца лицензии и по решению органов, выдавших лицензию, срок ее действия может быть продлен.
Законом РФ "О СРП" разрешено предоставление в пользование участков недр на условиях раздела продукции. Основанием для включения в перечни участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено в соответствии с данным Законом, являются:
- обусловленная объективными факторами убыточность разработки месторождения;
- отсутствие финансовых и технических средств для освоения нового крупного месторождения;
- необходимость привлечения специальных высокозатратных технологий разработки крупного месторождения с трудноизвлекаемыми запасами;
- необходимость привлечения финансовых и технических средств для обеспечения экологической безопасности и охраны недр при разработке крупных месторождений на особо охраняемых территориях;
- необходимость обеспечения дотационных регионов собственным топливно - энергетическим сырьем, создания новых рабочих мест;
- наличие обязательств Российской Федерации перед инвесторами о проведении переговоров об условиях соглашения.
Право пользования участками недр на условиях раздела продукции при наличии положительного заключения Правительства Российской Федерации и решений представительных органов соответствующих субъектов Российской Федерации закрепляется федеральным законом.
Для месторождений нефти с извлекаемыми запасами до 25 млн. т и месторождений газа с запасами до 250 млрд. куб. м право пользования недрами на условиях раздела продукции может закрепляться по решению Правительства Российской Федерации и органа государственной власти субъекта Российской Федерации без утверждения федеральным законом.
Участок недр, согласно Закону РФ "О СРП", предоставляется в пользование в соответствии с условиями соглашения, заключенного государством в лице Правительства Российской Федерации и органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации с победителем конкурса или аукциона, выступающего в качестве инвестора. При этом лицензия на право пользования участком недр выдается инвестору федеральным (или его территориальным) органом управления государственным фондом недр и органом исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации в течение 30 дней с даты подписания соглашения. Указанная лицензия выдается на срок действия соглашения.
Срок действия лицензий на право пользования недрами, права и обязанности пользователя недр наступают с момента ее государственной регистрации в федеральном или соответствующем территориальном геологическом фонде, а при предоставлении недр на условиях Закона РФ "О СРП" - с момента вступления соглашения в силу.
При государственной регистрации лицензии в 10-дневный срок проверяются комплектность лицензионных материалов, качество копий прилагаемых документов, наличие необходимых подписей и т.д. В целях учета объектов недропользования лицензии присваивается государственный регистрационный номер, под которым она заносится в государственный реестр объектов недропользования. На бланке лицензии ставится отметка (штамп) регистрации геолфонда.
Лицензионные материалы должны содержать:
- данные о пользователе недр, а также основание предоставления лицензии;
- целевое назначение работ, связанных с пользованием недрами;
- пространственные границы предоставленного в пользование участка недр (горный или геологический отводы);
- контуры земельного отвода;
- сроки действия лицензий, условия их продления;
- сроки начала работ;
- платежи за недра и отчисления на воспроизводство минерально - сырьевой базы;
- уровни добычи нефти, газа и конденсата, их долевое распределение;
- право собственности на геологическую информацию, полученную в процессе пользования недрами;
- условия выполнения мониторинга по охране недр и окружающей среды, безопасному ведению работ;
- объемы закачиваемых в недра промышленных, сточных и попутных пластовых вод.
Получения лицензии на право пользования недрами не требуется при ведении региональных геолого - геофизических и иных работ, проводимых без существенного нарушения целостности недр. Разрешение на проведение этих работ выдается федеральным (или территориальным) органом управления фондом недр, а условия их проведения согласовываются с органами местного самоуправления.
2.2. Платежи за пользование недрами
Пользование недрами для целей нефти и газа является платным. Платежи за пользование недрами, их распределение по бюджетам различных уровней регламентируются утвержденными Правительством Российской Федерации Положением о порядке и условиях взимания платежей за право на пользование недрами, акваторией и участками морского дна, Предельными уровнями регулярных платежей за право на добычу полезных ископаемых, инструкциями соответствующих министерств и ведомств. Конкретные размеры платежей за право пользования недрами для геологического изучения, добычи нефти и газа, подземного их хранения устанавливаются органами, предоставившими лицензию, и зафиксированы в лицензионном соглашении как основное условие недропользования.
Платежи за право на поиски и оценку месторождений (залежей) нефти и газа взимаются в форме разовых и (или) регулярных взносов в течение всего периода их проведения в размере 1 - 2% сметной (договорной) стоимости выполненных работ.
Платежи за право на разведку месторождений (залежей) нефти и газа взимаются на тех же условиях в размере 3 - 5% сметной (договорной) стоимости выполненных работ.
В случаях продления сроков пользования недрами для завершения поисковых и разведочных работ размер установленных платежей увеличивается в 1,5 раза.
Платежи за право на поиски и разведку месторождений (залежей) нефти и газа включаются в издержки поисковых и разведочных работ.
Платежи за право на разведку недр в границах горного отвода, предоставленного пользователю недр для добычи нефти и газа, не взимаются.
Платежи за право на добычу углеводородов взимаются в формах разового, а также последующих регулярных платежей в размерах Предельных уровней, составляющих для нефти, газа и конденсата, в зависимости от количества и качества запасов, горно - геологических условий 6 - 16% от стоимости объема их добычи с учетом нормативных потерь.
Величина нормативных потерь обосновывается в проекте (технологической схеме) разработки и согласовывается в установленном порядке с органами Госгортехнадзора России.
Сверхнормативные потери определяются как разность между фактическими и нормативными (расчетными) потерями.
Сверхнормативными потерями нефти, конденсата, природного и растворенного газа являются их расход сверх расчетных объемов на собственные нужды, а также потери, не учтенные в проектах разработки месторождений (открытое фонтанирование скважин, порывы трубопроводов, негерметичность промыслового и резервуарного оборудования и др.).
Извлекаемые из недр и закачиваемые обратно в пласт природный и попутный нефтяной газы для поддержания пластового давления, повышения конденсатоотдачи, а также газлифта являются рабочими технологическими агентами и не относятся к потерям.
Платежи за сверхнормативные потери осуществляются за счет прибыли недропользователя в двойном размере.
Платежи за право на добычу включаются в себестоимость добытых нефти, газа и конденсата и определяются как доля их стоимости в ценах реализации (без учета НДС, действующих на момент реализации суммы платежа).
В случае реализации пользователем недр товарной продукции более высокой степени технологического передела (бензин, керосин, мазут, сжиженный газ и др.) размер платежа за пользование недрами корректируется понижающим коэффициентом, определяемым отношением себестоимости добытых углеводородов к себестоимости реализованных продуктов их передела.
Платежи за право на пользование недрами для строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа составляют 1 - 3% сметной стоимости объекта и стоимости предоставления услуг при его эксплуатации. Данные платежи включаются в стоимость сооружаемых хранилищ.
После окончания поисковых и разведочных работ, строительства подземных сооружений размер платежей за право на пользование недрами корректируется с учетом их фактической стоимости.
Платежи за пользование недрами распределяются по бюджетам:
- за поиски и разведку месторождений нефти, газа и конденсата - в местные бюджеты (города, района) - 100%;
- за добычу нефти, газа и конденсата:
в федеральный бюджет - 40%,
в бюджет субъекта РФ - 30%,
в местный бюджет - 30%;
- при подземном хранении нефти и газа - в местные бюджеты - 100%;
- за право пользования недрами континентального шельфа в федеральный бюджет - 100%;
- за право пользования недрами территориального моря:
в федеральный бюджет - 40%;
в бюджет субъекта - 60%.
В случаях добычи углеводородов из уникальных месторождений федерального значения распределение платежей между бюджетами может устанавливаться в иных пропорциях по соглашению всех заинтересованных сторон.
При пользовании участками недр на условиях Федерального закона "СРП" для недропользователя (инвестора) устанавливаются специальный налоговый режим, условия которого зафиксированы в "Соглашении о разделе продукции", согласно чему пользователь недр может полностью освобождаться от платежей за недра, за исключением налогов на прибыль от доли причитающейся ему продукции.
Пользователю недр, осуществляющему добычу нефти, газа и конденсата из остаточных трудноизвлекаемых запасов, при низкой экономической эффективности разработки может предоставляться скидка за истощение недр с платежей за пользование недрами. Решение об установлении скидки за истощение недр, о ее размере принимается органами, предоставившими лицензию, с участием органов госгортехнадзора и после соответствующей экспертизы представленного недропользователем геолого - экономического обоснования на скидку.
В целях стимулирования освоения некоторых месторождений (залежей) и отдельных скважин, находящихся в сложных горно - геологических условиях, пользователи недр могут по решению органов, представляющих лицензию, полностью освобождаться от платежей за пользование недрами, получать отсрочки от уплаты этих платежей.
Органы представительной власти субъектов РФ могут устанавливать дополнительные основания для освобождения отдельных пользователей недр от части платежей за недра, поступающих в бюджет соответствующего субъекта РФ.
Постановлением Правительства Российской Федерации (N 1213 от 01.11.99) от регулярных платежей за добычу нефти в части, подлежащей зачислению в федеральный бюджет, освобождены недропользователи, осуществляющие добычу нефти из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г.
Этим же Постановлением рекомендовано органам исполнительной власти субъектов РФ принять решение об освобождении этих недропользователей от регулярных платежей за добычу нефти из бездействующих скважин, зачисляемых в бюджет соответствующего субъекта Российской Федерации и местные бюджеты (города, районы).
2.3. Отчисления на воспроизводство
минерально - сырьевой базы
Пользователи недр, осуществляющие добычу нефти, газа и конденсата из месторождений и залежей, разведанных за счет государственных средств, производят отчисления на воспроизводство минерально - сырьевой базы (ВМСБ).
Ставка отчислений на ВМСБ устанавливается по представлению Правительства Российской Федерации федеральным законом и составляет для нефти, газа и конденсата 10% от стоимости первого товарного продукта, полученного и реализованного из фактически добытых углеводородов.
Распределение отчислений на ВМСБ по бюджетам различных уровней, в том числе передаваемых добывающим предприятиям, ежегодно определяется Правительством Российской Федерации по предложениям МПР России с участием его территориальных органов, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, Минэнерго России, Минэкономразвития России и Минфина России.
Сумма отчислений на ВМСБ, поступающая в федеральный бюджет, используется в соответствии с утвержденным Правительством Российской Федерации Положением о фонде ВМСБ для целевого финансирования работ по федеральным программам государственного геологического изучения недр.
Использование отчислений на ВМСБ, поступающих в бюджеты субъектов Российской Федерации, регламентируется законодательством субъектов Российской Федерации.
Отчисления на ВМСБ, передаваемые добывающим предприятиям, самостоятельно проводящим поисково - оценочные работы на нефть и газ, используются строго по целевому назначению. Финансирование данных работ осуществляется по проектам и сметам, прошедшим экспертизу федерального или соответствующего территориального органа управления государственным фондом недр.
Отчисления на ВМСБ не производятся недропользователями, осуществившими за счет собственных средств поиски и разведку разрабатываемых ими месторождений или полностью возместивших все расходы, потраченные на поисково - разведочные работы государством.
Недропользователи могут освобождаться от отчислений на ВМСБ при добыче трудноизвлекаемых, ранее списанных запасов углеводородов. Решения об освобождении от отчислений на ВМСБ принимаются органами, предоставляющими лицензии на пользование недрами на основании заключения государственной экспертизы.
Не являются плательщиками отчислений на ВМСБ пользователи недр, осуществляющие свою деятельность на условиях Закона РФ "О СРП".
Согласно Постановлению Правительства Российской Федерации (N 1213 от 01.11.99) освобождены от отчислений на ВМСБ в части, подлежащей зачислению в федеральный бюджет, недропользователи, осуществляющие добычу нефти из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных и законсервированных скважин. Этим Постановлением рекомендовано органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации принять решение об освобождении данных недропользователей от отчислений на ВМСБ в бюджет соответствующего субъекта Российской Федерации.
2.4. Порядок прекращения права пользования недрами
Основаниями для прекращения права пользования недрами являются:
- истечение установленного в лицензии срока ее действия (срока отработки месторождения);
- возникновение определенного условия, зафиксированного в лицензии, с наступлением которого прекращается право пользования недрами;
- отказ владельца лицензии от права пользования недрами;
- переоформление лицензии с нарушением условий существующего законодательства.
Право пользования недрами может быть по представлению контрольных и других заинтересованных органов досрочно прекращено, приостановлено или ограничено органами, предоставившими лицензию, в случаях:
1) возникновения непосредственной угрозы жизни или здоровью людей, проживающих в зоне влияния работ, связанных с пользованием недрами;
2) нарушения пользователем недр существенных условий лицензии, правил пользования недрами;
3) возникновения чрезвычайной ситуации (стихийные бедствия, аварии и др.);
4) если недропользователь не приступил к реализации недрами в установленные лицензией сроки и в предусмотренных объемах;
5) ликвидации предприятия, которому недра были предоставлены в пользование;
6) по инициативе владельца лицензии.
В случаях, предусмотренных п. п. 1, 2, пользование недрами прекращается непосредственно после принятия компетентным органом соответствующего решения с письменным уведомлением недропользователя.
В случаях, предусмотренных п. п. 2, 4, решение о прекращении права пользования недрами принимается органами, выдавшими лицензии, по истечении трех месяцев со дня получения пользователем недр письменного уведомления о допущенных и не устраненных в указанный срок нарушениях.
Отказ от права пользования недрами владельцем лицензии должен быть заявлен в письменном виде органам, предоставившим лицензию, не позднее чем за 6 месяцев до заявленного срока. При этом владелец лицензии на пользование недрами должен выполнить все обязательства, определенные в лицензионном соглашении на случай досрочного отказа от права пользования недрами.
Несогласие пользователя недр с решением о прекращении или приостановке пользования недрами может быть обжаловано в административном или судебном порядке.
Прекращение права пользования недрами, предоставленного на условиях Закона РФ "О СРП", наступает с момента истечения срока действия соглашения или досрочно по согласованию сторон.
Споры между государством и инвестором, связанные с исполнением и досрочным прекращением соглашения, разрешаются в суде (включая арбитражный или третейский).
3. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ И ЗАДАЧИ ПРОВЕРЯЕМЫХ РАБОТ
НА НЕФТЬ И ГАЗ
Процесс поисков, разведки и добычи нефти, газа и конденсата представляет собой сложный комплекс работ, требующий от должностного лица органов госгеолконтроля, помимо общегеологической подготовки, определенных знаний технологии бурения и испытания глубоких скважин, их эксплуатации, установления технологических режимов работы эксплуатационных скважин и режима, разработки залежей в целом, условий подземного хранения газа, мониторинга недр и окружающей среды.
Геологоразведочные работы (ГРР) по выявлению и оценке запасов месторождений нефти и газа подразделяются на региональный, поисково - оценочный и разведочный этапы с выделением в них стадий. Для достижения наибольшей эффективности в изучении и последующем освоении нефтегазовых месторождений необходимо соблюдение стадийности в геологоразведочном процессе, строгое выполнение требований к их полноте и качеству, рациональное комплексирование методов и технических средств поисков и разведки, своевременное проведение постадийной геолого - экономической оценки результатов работ.
3.1. Региональный этап
Целью региональных геолого - геофизических работ является изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных бассейнов и отдельных литолого - стратиграфических комплексов, оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий и определение первоочередных районов и стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ.
В соответствии с задачами региональный этап разделяется на две стадии:
- прогноза нефтегазоносности;
- прогнозирование и оценка зон нефтегазонакопления.
3.1.1. Стадия прогноза нефтегазоносности
На этой стадии обосновываются наиболее перспективные направления и выбор первоочередных объектов дальнейших исследований в пределах перспективных бассейнов и их части.
Комплекс региональных работ стадии включает:
- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок регионального и локального уровней;
- геологическую, структурно - геоморфологическую, геохимическую, гидрогеологическую мелкомасштабные съемки с обязательным опережающим комплексом геофизических исследований;
- аэромагнитную и гравиметрическую съемки масштабов 1:1000000 - 1:200000;
- электроразведку в различных модификациях;
- сейсморазведочные работы методами глубинного сейсмического зондирования, непрерывного сейсмического профилирования, корреляционного метода преломленных волн, метода общей глубинной точки, интерпретации временных разрезов;
- бурение опорных и параметрических скважин в узлах основных профильных пересечений в различных структурно - фациальных условиях.
По результатам региональных работ на стадии прогноза нефтегазоносности должны быть решены следующие основные задачи:
- выявление литолого - стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов и структурно - фациальных зон, определение характера основных этапов геотектонического развития, структурно - формационное районирование;
- выделение нефтегазоперспективных комплексов (резервуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование территории;
- качественная и количественная оценка прогнозных ресурсов по категории Д2 и частично Д1;
- выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.
Отчет о выполненных работах должен сопровождаться обязательным перечнем графических приложений.
3.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
Объектами исследований на данной стадии являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления. Типовой комплекс работ и методы исследований аналогичны стадии прогноза нефтегазоносности, но выполняются по более плотной сети наблюдений и с укрупнением масштабов исследований (1:200000 - 1:50000), ведущее место занимают сейсмические исследования по прогнозированию геологического разреза, оконтуриванию аномалий типа залежь, выделение наиболее крупных ловушек, количественная оценка перспектив нефтегазоносности по категориям Д1 и частично Д2, выбор площадей для опоискования и установления очередности проведения на них поисковых работ, а также бурение параметрических скважин.
По результатам работ на стадии оценки зон нефтегазонакопления составляется отчет с обязательным приложением графических материалов, включая подсчетные планы по каждому перспективному комплексу, и карты перспектив нефтегазоносности с выделением перспективных первоочередных объектов для постановки поисковых работ.
3.2. Поисково - оценочный этап
Основными целями поисково - оценочного этапа являются обнаружение и оценка месторождений (залежей) нефти и газа на выделенных по результатам региональных работ перспективных площадях, а также выявление новых нефтегазовых залежей на открытых ранее месторождениях.
Поисково - оценочный этап разделяется на стадии:
- выявления и подготовки объектов;
- поиска месторождений (залежей) нефти и газа;
- оценки месторождений (залежей).
3.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов
Основной задачей стадии является создание фонда перспективных локальных объектов (структур) для выбора и определения очередности их ввода в глубокое поисковое бурение. Объектами проведения работ на стадии являются районы с установленной или возможной нефтегазоносностью. При этом выполняется комплекс детальных исследований (масштаба 1:50000, 1:25000), включающий пространственную сейсморазведку, электроразведку, высокоточную гравиразведку, специализированные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и прямым поискам для выявления аномалий типа залежь (АТЗ). В отдельных случаях осуществляется бурение структурных и глубоких параметрических скважин.
В результате выполнения работ на данной стадии производится выявление и детализация перспективных ловушек, прогнозирование пространственного положения предполагаемых залежей нефти и газа, выбор мест заложения и очередность ввода в бурение поисковых скважин, количественная оценка ресурсов нефти и газа по категории С3 (Д0).
3.2.2. Стадия поиска месторождений (залежей)
Основной задачей работ на данной стадии является обнаружение новых месторождений или залежей нефти и газа посредством бурения поисковых скважин, опробования и исследований в них всех возможных нефтегазонасыщенных пластов.
Первоочередными объектами поискового бурения являются поднятия (структуры) с максимальными ресурсами нефти и газа по категории С3, расположенные в пределах главных направлений поисково - разведочных работ. При выборе первоочередных объектов производится технико - экономический расчет рентабельности их ввода в глубокое бурение исходя из условий максимально возможных объемов добычи нефти и газа, экономического эффекта от затрат на выполнение буровых работ.
Основанием постановки поискового бурения на конкретной площади является паспорт, составленный в соответствии с действующими требованиями по результатам выполненных геолого - геофизических работ или структурного бурения на выявленную и подготовленную к опоискованию структуру. Объемы поисковых работ, виды и методика исследований определяются проектом, а для каждой проектной скважины - геолого - техническим нарядом (ГТН), составленным и утвержденным в установленном порядке.
Место заложения скважин, их количество выбираются в зависимости от прогнозируемого типа ловушки, степени ее изученности и качества подготовленности, сложности геологических условий. Поисковые скважины подлежат инструментальной топографической привязке и должны составлять единую систему с последующими разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами.
В необходимых случаях одновременно с бурением поисковых скважин по специальным проектам на площади проводятся дополнительные геофизические исследования.
Типовой комплекс работ на стадии поиска месторождений (залежей) включает:
- бурение, опробование и испытание (включая в открытом стволе) поисковых скважин;
- отбор образцов керна из всех перспективных в нефтегазоносном отношении пластов, их лабораторное исследование;
- промыслово - геофизические исследования в скважинах, их интерпретация;
- геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения;
- детализационная скважинная сейсморазведка.
Работы на стадии поиска месторождений считаются завершенными при следующих условиях:
- получены положительные результаты, т.е. получен в процессе испытания скважин промышленный приток нефти или газа;
- установлены непромышленные скопления углеводородов, вследствие чего продолжение поисковых работ является экономически нецелесообразным;
- однозначно установлена бесперспективность площади (отсутствие ловушек, обводненность или отсутствие коллекторов и т.д.).
В случаях, когда в первой поисковой скважине при испытании перспективных интервалов разреза получена вода (или отсутствие всякого притока), вопрос о продолжении поисков решается с учетом данных переинтерпретации геолого - геофизических материалов, положенных в основу выбора места заложения первой скважины, проведения при необходимости дополнительной детальной сейсморазведки, других исследований с целью оценки перспектив нефтегазоносности околоскважинной зоны.
В случае выявления в разрезе скважин нефтегазоносных комплексов должны быть определены геолого - геофизические и фильтрационно - емкостные параметры коллекторов, установлены свойства флюидов в пластовых и стандартных условиях, дается оценка запасов открытых залежей, а также геолого - экономическое заключение относительно целесообразности дальнейших работ, выбор объектов для проведения оценочных буровых и детализационных геофизических работ.
В случае получения отрицательных результатов составляется отчет о проведенных буровых работах и исследованиях с анализом полученных результатов, обоснованием бесперспективности объекта, вывода его из бурения и списания с баланса перспективных ресурсов как не подтвердившихся.
Отчет представляется в федеральный и соответствующий территориальный геологические фонды.
3.2.3. Стадия оценки месторождений (залежей)
Объектами проведения работ являются открытые на предыдущей стадии месторождения (залежи) нефти и газа.
Типовой комплекс работ в зависимости от размеров месторождения, количества залежей включает:
- бурение, опробование и испытание поисково - оценочных скважин с применением методов интенсификации притока из пласта;
- промыслово - геофизические исследования в скважинах, их интерпретация;
- геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения и испытания;
- детализационная скважинная и наземная сейсморазведка;
- в отдельных случаях опытно - промышленная эксплуатация (ОПЭ) скважин.
В процессе выполнения данных работ должны быть решены задачи:
- установление промышленной значимости открытых месторождений (залежей), разделение их на промышленные и непромышленные;
- установление фазового состояния залежей;
- изучение физико - химических свойств нефти, газа и конденсата в пластовых и поверхностных условиях;
- определение фильтрационно - емкостных характеристик коллекторов;
- установление типа залежей (пластовый, массивный, литологически или стратиграфически ограниченный, тектонически экранированный);
- определение эффективных мощностей, значений нефтегазонасыщенности;
- выделение базисных залежей.
Заложение поисково - оценочных скважин производится в экстремальных точках, т.е. на участках, обеспечивающих получение максимальной геологической информации о залежах, и с учетом ранее пробуренных поисковых скважин.
Количество скважин зависит от совпадения структурных планов нефтенасыщенных пластов, размеров и количества выявленных залежей, изменчивости емкостно - фильтрационных характеристик коллекторов по площади, наличия тектонических нарушений и др.
В ряде случаев на некрупных объектах простого строения задачи и результаты оценки месторождений (залежей) решаются и достигаются уже на стадии поиска.
По завершении поисково - оценочного этапа работ:
- подсчитываются выявленные запасы нефти и газа категорий С1 и С2, устанавливается их соотношение;
- открытое месторождение (залежи) нефти и газа включается в государственный кадастр и государственный баланс;
- дается геолого - экономическая оценка выполненных работ;
- производится выбор объектов и этажей разведки, обоснование необходимости и очередности проведения ОПЭ скважин.
Эффективность поисково - оценочных работ определяется следующими показателями:
- успешностью открытия месторождений;
- количеством поисково - оценочных скважин (включая ликвидированные по геологическим и техническим причинам);
- продолжительностью поисково - оценочных работ на площади;
- отношением запасов категорий С1 + С2 по открытым месторождениям (залежам) к затратам, которые потребовались на их открытие.
3.3. Разведочный этап
Целью разведочных работ на нефть и газ является подготовка месторождений (залежей) с установленной промышленной значимостью к разработке.
Комплекс работ на разведочном этапе включает:
- бурение, опробование и испытание разведочных, а в ряде случаев и опережающих эксплуатационных скважин с применением методов интенсификации притока, их инструментальная топографическая привязка;
- промыслово - геофизические исследования в скважинах;
- гидрогеологические, геохимические, гидродинамические и другие виды исследований скважин в процессе бурения и испытания;
- отбор керна, шлама, проб воды, нефти, газа и их лабораторное изучение;
- повторная интерпретация геолого - геофизических материалов с учетом ранее пробуренных скважин на поисково - оценочном этапе;
- проведение детализационных геолого - геофизических исследований на площади и в скважинах (сейсморазведка, ВСП и др.);
- проведение (в необходимых случаях) опытно - промышленной эксплуатации залежи.
По результатам работ на данном этапе производится подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата по категориям С1 и частично С2. Месторождение (залежь) считается подготовленным к разработке при оценке запасов по категориям С1 не менее 80%, С2 - до 20%.
Разведочные скважины размещаются на профилях (диагональных, продольных), включающих поисковые скважины, на расстояниях, не превышающих половины ширины (длины) залежи или двойного расстояния будущей сетки эксплуатационных скважин.
При размещении скважин учитываются приемы "шага поискового бурения", "удельной высоты залежей", "критического направления" и др.
С целью ограничения количества разведочных скважин необходимо комплексное использование современных методов прогнозирования границ залежей, их геологических особенностей и сложности строения.
Разведка месторождений (залежей) газа, ввиду различия его физических свойств от нефти и практически ничтожной вязкости, может осуществляться по более упрощенной методике. После получения промышленного притока в поисковых скважинах на некрупных, чисто газовых, месторождениях последовательность разведочных работ может быть следующая:
- ввод залежи (поисковых скважин) в опытно - промышленную эксплуатацию;
- подсчет запасов газа по методу падения пластового давления в залежи и получение исходных данных для проектирования разработки;
- анализ данных ОПЭ и сейсморазведки с целью решения вопросов о необходимости доразведки залежи разведочными скважинами, которые при получении промышленных притоков газа могли бы стать эксплуатационными, а при получении притока пластовой воды - пьезометрическими.
Эффективность работ на разведочном этапе определяется следующими показателями:
- приростом запасов нефти (газа) категории С1 + С2 на единицу капитальных вложений в поисково - разведочное бурение (т/руб., куб. м/руб.), на 1 метр поисково - разведочного бурения (т/м, куб. м/м), на 1 скважину, законченную строительством (т/скв., куб. м/скв.).
Опытно - промышленная эксплуатация месторождений нефти и газа осуществляется, как правило, в обустроенных районах или вблизи действующих нефте- и газопроводов. Целесообразность ее проведения обосновывается технико - экономическими показателями разведки и разработки месторождения. Результаты ОПЭ должны обеспечить получение надежных данных для подсчета запасов нефти, газа, конденсата и других ценных компонентов, составления проектов разработки и обустройства промысла.
Задачи ОПЭ решаются путем бурения и эксплуатации поисково - разведочных и опережающих эксплуатационных скважин при выполнении программы исследовательских работ. Разведочные скважины в период ОПЭ закладываются по возможности с учетом вероятного расположения эксплуатационных скважин, а их конструкция должна соответствовать требованиям эксплуатации. В случае необходимости решения задач разведки на многозалежных месторождениях предусматривается углубление этих скважин ниже объекта ОПЭ с целью разведки нижележащих горизонтов.
Изучение месторождений и залежей продолжается и во время их разработки с целью:
- доразведки разрабатываемых залежей;
- разведки второстепенных горизонтов, блоков, участков месторождения;
- перевода запасов в более высокие категории.
3.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
Под промышленной разработкой месторождений понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов.
Ввод месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:
- получена в установленном порядке лицензия на право пользования недрами соответствующего месторождения (залежи);
- утверждены (ГКЗ, ЦКЗ) запасы нефти, газа и конденсата с правом для промышленного освоения (при наличии совмещенной лицензии с правом пользования недрами одновременно для геологического изучения и добычи, последняя может быть начата до государственной экспертизы геологической информации с последующим утверждением ее государственной экспертизой в сроки, указанные в лицензионном соглашении);
- составлена, согласована со всеми заинтересованными организациями, прошедшая соответствующие геолого - экономическую и экологическую экспертизы, проектная документация на разработку (технологическая схема или проект разработки), а также на обустройство месторождения (залежи), предусматривающая возможно полное извлечение из пластов нефти, газа и конденсата при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды;
- оформлены горный и земельный отводы;
- получены лицензии на соответствующие виды деятельности по работам, связанным с повышенной опасностью при пользовании недрами.
В проектных документах на разработку должны быть обоснованы:
- выделение эксплуатационных объектов и порядок их ввода в разработку;
- выбор способов и агентов воздействия на продуктивные пласты;
- система размещения и плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин;
- способы и режимы эксплуатации скважин;
- уровни и динамика добычи нефти, газа из пластов, закачка в них вытесняющих агентов;
- выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;
- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
- требования к системам сбора и промысловой подготовки нефти и газа;
- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;
- комплекс геофизических и гидродинамических исследований в скважинах;
- мониторинг, включающий специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды, технике безопасности, пожарной безопасности, промсанитарии;
- объемы и виды работ по доразведке месторождения.
В разработке месторождений нефти и газа выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
- эксплуатационный фонд добывающих скважин;
- резервный фонд;
- контрольные (наблюдательные и пьезометрические);
- оценочные;
- специальные (водозаборные, поглощающие).
Эксплуатационный фонд скважин включает:
- действующие (находящиеся в эксплуатации);
- находящиеся в обустройстве и освоении после бурения;
- находящиеся в капитальном ремонте;
- ожидающие капитального ремонта;
- находящиеся в консервации.
В процессе разработки месторождений (залежей) по каждой эксплуатируемой скважине ведется постоянный оперативный учет извлекаемых из недр нефти, газа и конденсата (с учетом технологических потерь), попутных пластовых вод.
С целью систематизации и хранения информации по результатам разработки недропользователем ведется соответствующая документация, отражающая:
- технико - экономические показатели разработки;
- контроль и анализ разработки;
- мероприятия по повышению эффективности систем разработки;
- контроль и анализ мероприятий по охране недр и окружающей среды.
В процессе промышленной разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений должны быть обеспечены сбор и рациональное использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата, сопутствующих ценных компонентов. Добываемый вместе с нефтью газ не должен выпускаться в атмосферу или сжигаться в факелах, а должен утилизироваться в хозяйственных целях, на технологические нужды, а при добыче нефти газлифтным способом - закачиваться в нефтяные пласты (с целью ППД) или в специальные подземные хранилища.
Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин производятся при соответствующем оборудовании устья скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
Осуществление любого метода интенсификации притока из пласта должно гарантировать сохранность колонны обсадных труб, цементного кольца за колонной выше и ниже продуктивного пласта.
При обводнении добывающих эксплуатационных скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места возможного притока воды в скважину, источника обводнения и глубины его залегания. В случае появления признаков подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям нефти и газа в недрах, эксплуатация скважины должна быть остановлена до ликвидации причины неуправляемого движения пластовых флюидов.
В процессе разработки месторождений нефти и газа недропользователем соблюдаются мероприятия по охране окружающей среды, направленные на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна жидкими и газообразными нефтепродуктами, промысловыми сточными водами, химреагентами.
Данные мероприятия включают в себя:
- полную утилизацию промысловых сточных и попутных пластовых вод в продуктивные или поглощающие пласты;
- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;
- использование герметизированных систем сбора, промышленной транспортировки и подготовки продукции скважин;
- немедленная ликвидация аварийных разливов нефти, строительство нефтеловушек в местах стока;
- применение антикоррозийных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования;
- постоянный контроль за состоянием устьев скважин и нефтепромыслового оборудования.
При разработке нефтяных и газовых месторождений, содержащих сероводород, выполняются дополнительные требования по безаварийному функционированию производственных объектов, защите работающих и населения, включающих организацию санитарно - защитной зоны для населения, независимой связи с диспетчерской, противофонтанной и транспортной службами, установка на промплощадках, в помещениях автоматических стационарных газосигнализаторов, применение соответствующего противовыбросового оборудования, системы автоматизации добывающих скважин и др.
3.5. Создание и эксплуатация подземных
хранилищ газа (ПХГ)
Подземные газохранилища представляют собой сложные инженерные сооружения, предназначенные для хранения природного газа и регулирования его подачи в соответствии с сезонной неравномерностью потребления.
Резервуарами для ПХГ могут быть неглубоко залегающие пористые (реже трещинные) коллекторы истощенных нефтяных и газовых залежей, водоносные пласты, залежи негорючих природных газов (азотные и углекислые). Для хранения сравнительно незначительного количества природного газа могут использоваться полости горных пород в уже имеющихся выработках (шахты, рудники, тоннели), специально выработанные каверны (размывом залежей каменной соли, атомный взрыв и др.), естественные пустоты в горных породах (пещеры).
Процесс строительства крупных ПХГ отличается комплексностью работ, их капиталоемкостью, длительностью во времени и с наличием геологического риска, что заставляет все работы по их созданию вести стадийно.
Разделяют пять стадий работ:
1) технико - экономическое обоснование (ТЭО) необходимости создания хранилища;
2) геолого - поисковые работы;
3) детальная геологическая разведка;
4) опытно - промышленная закачка газа;
5) циклическая эксплуатация хранилища.
На стадии ТЭО изучаются перспективы газоснабжения региона, рассматриваются потребности и грядущие структурные изменения в промышленности, анализируются графики газопотребления и возможности покрытия неравномерности использования газа за счет создания ПХГ. В результате этих работ делается вывод относительно потребных объемов газохранилища и времени его ввода в эксплуатацию.
На геолого - поисковой стадии выполняется анализ имеющейся геолого - геофизической информации о данном регионе, в котором предполагается создание хранилища, обоснование необходимости и проведения специальной геофизической съемки местности и картировочного бурения.
По выполненным работам делается оценка степени вероятности существования в данном районе геологических ловушек под газохранилище, намечаются наиболее перспективные площади для последующих работ.
На стадии детальной геологической разведки проектируется заложение к бурению ряда поисково - разведочных скважин с целью подтверждения наличия на данной площади ловушки для газа, изучению ее свойств, характеристики пласта - коллектора, покрышки. Буровые работы начинаются с бурения поисково - оценочной скважины в своде предполагаемого поднятия с целью изучения геологического разреза на глубину, в пределах которой выгодно сооружение хранилища. В скважине проводится полный комплекс промыслово - геофизических исследований, отбор и лабораторное исследование керна, гидрогеологические и гидродинамические исследования всех коллекторов разреза.
На основе данных этих работ выбирается базисный горизонт, на который должны ориентироваться дальнейшие поисково - разведочные работы, закладывается к бурению несколько разведочных скважин.
Скважины размещаются с расчетом их эффективного использования при гидродинамических и газодинамических видах исследований, а также при эксплуатации будущего хранилища, что позволяет сократить затраты средств и время на его создание.
По результатам работ на данной стадии выдаются рекомендации относительно целесообразности перехода к следующей стадии работ, включающей опытно - промышленную закачку газа, обосновываются исходные данные для ее проектирования и осуществления.
Работы на стадии опытно - промышленной закачки газа осуществляются в 2 этапа, взаимно дополняющие друг друга.
На первом этапе решаются в основном разведывательные задачи с целью получения окончательного решения относительно пригодности разведываемого объекта (структуры) для сооружения на его базе газохранилища:
- определение приемистости пласта - коллектора по воде и газу;
- выявление профиля газоприемистости призабойной зоны;
- определение коэффициента газонасыщенности и гидродинамических параметров пласта - коллектора;
- оценка степени неоднородности пласта - коллектора, наличие блоков и их сообщаемости;
- определение степени герметичности покрышки, наличия и интенсивности утечки газа;
- определение продуктивности скважин по газу и состояния их призабойной зоны;
- необходимость применения в конструкции скважин специальных фильтров.
Вопрос о пригодности объекта (структуры) под хранилище решается положительно однозначно, если в результате работ по всем разведывательным задачам не получены отрицательные результаты и в первую очередь данные герметичности покрышки. При наличии сведений, указывающих на негерметичность покрышки, выясняется ее природа, разрабатываются варианты устранения или уменьшения перетоков газа и воды, делаются экономические оценки последствий выявленного недостатка.
На втором этапе осуществляется промышленная закачка в пласт газа, бурятся эксплуатационные скважины. На режим промышленной циклической эксплуатации, в процессе которой решаются вопросы доразведки объекта, выявляются резервы снижения себестоимости хранения, изучаются возможности расширения емкости и увеличения производительности хранилища.
Эксплуатация хранилища рассчитывается на неограниченно длительный период работы в знакопеременном режиме, для покрытия сезонной неравномерности спроса газ то закачивается, то отбирается из него. За сезон из хранилища извлекается 40 - 60% запасов газа, называемых активным или рабочим объемом. Часть газа, остающаяся в пласте к концу периода отбора, именуется буферным объемом.
В процессе эксплуатации хранилища в границах всего горного отвода ведется постоянный контроль за герметичностью покрышки и интенсивностью утечки газа. Для обнаружения и оценки перетоков и скоплений газа используются различные методы - геологический, гидродинамический, гидрохимический, геофизический и газометрический.
Геологический метод предусматривает дополнительный анализ имеющихся геологических материалов по пласту - коллектору и покрышке, тектонике объекта, намечаются зоны возможного скопления и перетока газа, для контроля за которыми используются наблюдательные скважины.
Гидродинамический метод позволяет определить места перетока и вторичного скопления газа на основе анализа данных об изменении давления в основном и контрольном пластах.
Гидрохимический метод заключается в периодическом отборе и анализе проб из пластовых вод из всех обводненных скважин. Изменение химического состава, повышение их минерализации может быть следствием перетоков газа или глубинных вод. Наблюдения ведутся за изменением химического состава питьевых и технических вод, которые присутствуют в разрезе выше пласта - коллектора.
По геофизическим методам определяются возможные перетоки газа по затрубному пространству скважин, места его вторичного скопления. Основные применяемые методы промысловой геофизики - термометрия, гаммометрия, ультразвуковой каротаж, цементометрия.
Газометрия предусматривает наблюдение за расходом и давлением газа в межколонном пространстве скважин, отбор и анализ проб газа из почвы или обнажений коренных пород. Газометрия предусматривается в случаях наличия тектонических нарушений, доходящих до верхних отложений, в районе аварийных скважин, на заселенной площади.
4. ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ ГОСУДАРСТВЕННОГО
ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТИ И ГАЗА
4.1. Планирование контрольной деятельности
В соответствии с Положением о государственном контроле за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр (Постановление Правительства Российской Федерации от 2 февраля 1999 г. N 132), а также Методическими указаниями по организации и проведению государственного геологического контроля территориальными органами МПР России, 1999 г., региональные и территориальные отделы госгеолконтроля проводят контрольную деятельность на основе разрабатываемых годовых планов.
Годовые планы территориальных отделов госгеолконтроля согласовываются с руководителем комитета природных ресурсов субъекта Федерации и направляется для утверждения и составления сводного плана по региону в соответствующий Департамент природных ресурсов, а затем в Департамент государственного контроля на окончательное утверждение заместителем главного государственного инспектора Российской Федерации по госгеолконтролю. Департамент госконтроля МПР России может внести в план дополнительные объекты проверок по своему усмотрению или в соответствии с поручениями руководства МПР России, или запросами администрации соответствующих субъектов Федерации.
Годовой план работ составляется по установленной форме, а основанием для включения в него объектов проверки являются:
- федеральные и территориальные программы геологического контроля и развития топливно - энергетического комплекса, минерально - сырьевой базы Российской Федерации, субъектов Российской Федерации;
- программы, планы и перечни объектов работ (нефте- и газодобывающих предприятий, в том числе работ по изучению и разведке месторождений нефти и газа, строительству подземных хранилищ газа и нефти);
- учетные материалы лицензирования объектов недропользования, видов деятельности, связанных с геологическим изучением и использованием недр;
- реестр объектов и недропользователей по подконтрольной территории (региону);
- обзорно - аналитические материалы по недропользованию;
- территориальные и региональные программы геологоразведочных, научно - исследовательских работ, финансируемых за счет средств федерального бюджета, бюджетов субъектов Российской Федерации и других источников;
- перечни государственной регистрации геологоразведочных работ, материалы государственных и территориальных балансов, кадастров и другие документы, характеризующие минерально - сырьевую (топливо - энергетическую базу) подконтрольной территории;
- статистическая и другая отчетность недропользователей;
- перечень объектов работ предприятий, использующих недра в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых (создание подземных хранилищ нефти и газа);
- информация о неблагополучном положении на объектах недропользования, отступлений от правил и норм ведения работ по геологическому изучению и использованию недр, поступающая из других источников.
В случае поступления заявлений отдельных граждан, юридических или физических лиц по поводу аварийных ситуаций на объектах недропользования, влекущих за собой негативные последствия для здоровья людей, для сохранности недр и окружающей природной среды, а также в других ситуациях, требующих принятия неотложных мер по предупреждению нарушений требований Закона Российской Федерации "О недрах", контрольные проверки проводятся вне зависимости от плана.
В годовой план контрольной деятельности включаются совместные проверки с другими контрольными органами по согласованию сроков и объектов проверок с руководством этих органов.
4.2. Организация контрольной деятельности
1. Подготовка к проведению проверок.
В соответствии с утвержденным годовым планом проверок перед проведением каждой проверки территориальным (региональным) органом госгеолконтроля создается комиссия госконтроля под председательством государственного инспектора по госгеолконтролю территориального (регионального) органа МПР России.
В состав комиссии включаются соответствующие специалисты территориального (регионального) отдела госгеолконтроля (госинспекторы), специалисты территориальных КПР, а также могут привлекаться, по согласованию, представители производственных и научно - исследовательских организаций, органов исполнительной власти.
2. Государственный инспектор по госгеолконтролю (председатель комиссии) при проведении проверок должен в обязательном порядке иметь задание на проверку, подписанное главным государственным инспектором (заместителем) по региону (территории), с указанием объекта, цели, объема и сроков проверки, а также удостоверение и личный нагрудный знак госинспектора.
3. Руководитель проверяемого предприятия или объекта недропользования (владелец лицензии) заранее извещается о проведении, сроках и цели проверки.
Допускается проведение проверок объектов недропользования государственными инспекторами в незапланированных ситуациях без предупреждения руководителя предприятия (недропользователя), без предписания, с представлением только удостоверения государственного инспектора, личного нагрудного знака и обязательным указанием в акте (протоколе) причины проведения внеплановой проверки.
4. Основной формой работы территориальных (региональных) отделов госгеолконтроля является проведение контрольных проверок на конкретных объектах недропользования - месторождениях нефти, газа.
В соответствии с Методическими рекомендациями (1999 г.) государственный геологический контроль может проводиться (осуществляться) путем комплексных, целевых и инспекторско - надзорных проверок.
Комплексные проверки организуются при необходимости выяснения полноты выполнения основных задач недропользования - соблюдения пользователями недр условий, определенных лицензионными соглашениями; установленных норм и правил при разработке нефтяных и газовых месторождений, эксплуатации подземных хранилищ газа и нефти; качества и эффективности ведения работ по геологическому изучению и использованию недр методами и способами, обеспечивающими максимальную нефте- и газодобычу продуктивных пластов, исключающими экономически не обоснованные потери нефти и газа при добыче и транспортировке, соблюдение нормативных актов по порядку и условиям начисления и взимания платежей при пользовании недрами и использованию отчислений на воспроизводство минерально - сырьевой базы, обоснованности расходования оставляемых в нефтедобывающих предприятиях отчислений на ВМСБ.
Комплексные проверки проводятся комиссиями, возглавляемыми начальниками отделов (их заместителями). В состав комиссий могут включаться сотрудники территориальных органов МПР России, представители исполнительной власти субъектов Российской Федерации, специалисты производственных и научно - исследовательских организаций, представители Госгортехнадзора России, налоговой инспекции, природоохранных и иных контрольных органов.
5. Целевые проверки отдельных вопросов недропользования: выявление фактов самовольного пользования недрами, соблюдение условий лицензирования на виды деятельности, связанные с геологическим изучением недр, рациональность использования бюджетных средств, а также средств отчислений на воспроизводство минерально - сырьевой базы, соблюдение правил застройки залегания месторождений нефти и газа, подземных хранилищ газа, выполнение ранее выданных рекомендаций по установлению выявленных в процессе контрольных проверок недостатков и упущений, отмеченных в актах проверок.
6. Инспекционно - надзорные проверки: проводятся с выездом и без выезда на объекты, посещение предприятий и недропользователей, сбор информации по недропользованию, выявление отдельных нарушений, проверка состояния учета и отчетности, содержания и хода камеральных работ, выполнения предписаний госинспекторов по результатам предыдущих проверок.
7. Целевые и инспекционные проверки могут осуществляться как комиссией, так и одним лицом - государственным инспектором по геологическому контролю на соответствующей территории (регионе) с обязательным участием представителя(ей) проверяемого предприятия (недропользователя).
Ответственность за организацию проверок, конечные результаты несет председатель комиссии, который обязан поставить перед каждым членом комиссии конкретные задачи и определить порядок осуществления проверок.

<ТЕЛЕГРАММА> ЦБ РФ от 20.11.2000 n 26-1-8/3765А <О ЗАКРЫТИИ ФИЛИАЛА РОССИЙСКОГО НАЦИОНАЛЬНОГО КОММЕРЧЕСКОГО БАНКА (ОАО) (Г. МОСКВА)>  »
Постановления и Указы »
Читайте также