Р С Кірін - Геологічне право україни систематизований зб нормат -правових г 36 актів неофіц вид - страница 15

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  90  91  92  93  94  95  96  97 

1.19. Вибір ділянок для розвідувальних робіт належить узгоджувати із замовником геологорозвідувальних робіт, органами, що здійснюють державне управління в галузі використання і охорони підземних вод, землевласником (землекористувачем) та з державними органами, що здійснюють санітарно-епідеміологічний та ветеринарний нагляд з наданням ними висновків про можливість розміщення водозабору мінеральних вод і організації зони санітарної охорони.

Якщо для організації зони санітарної охорони потрібен благоустрій території, то необхідний комплекс заходів перед проведенням розвідки потрібно узгодити з органами місцевого самоврядування або, за їх дорученням, з місцевими органами виконавчої влади і, якщо такі заходи планується виконувати за рахунок користувача надр, врахувати витрати на їх здійснення в геолого-економічному обґрунтуванні освоєння родовища мінеральних вод.

2. Розподіл родовищ мінеральних вод за складністю геологічної будови, гідрогеологічних та інших умов формування експлуатаційних

запасів

2.1. Складність геологічної будови, гідрогеологічних умов родовищ мінеральних вод визначається характером залягання, будовою водоносних горизонтів, мінливістю потужності і фільтраційних властивостей водовмісних порід, особливостями джерел формування кількісних і якісних показників їх експлуатаційних запасів, а також водогосподарськими і еколого-геологічними умовами.

З урахуванням цього, родовища мінеральних вод поділяються на три групи:

1-ша група. Родовища з простими гідрогеологічними, гідрохімічними та гірничо-геологічними умовами, які характеризуються спокійним заляганням водоносних горизонтів, витриманою потужністю та однорідними фільтраційними властивостями водовмісних порід і гідрохімічними показниками цільового водоносного горизонту в межах зони формування експлуатаційних запасів мінеральних вод. Основні джерела формування цих запасів можуть бути кількісно визначені в процесі розвідувальних робіт, що забезпечує проведення обґрунтованого гідродинамічного та гідрохімічного прогнозу роботи проектного водозабору мінеральних вод та його впливу надовкілля. Водогосподарські умови стабільні, характеризуються наявністю достовірної інформації і можуть бути легко враховані в прогнозах.

2- га група. Родовища зі складними гідрогеологічними, гідрохімічними та гірничо-геологічними умовами, які характеризуються складністю геологічної будови, значною мінливістю потужностей і неоднорідністю фільтраційних властивостей водовмісних порід, складними гідрохімічними умовами, що створюють можливість змін якості мінеральної води у часі, які можуть бути спрогнозовані лише наближено. Частина джерел формування експлуатаційних запасів і їх кількісні зміни у процесі експлуатації визначаються надійно, а частина може бути встановлена лише наближено. Оцінка впливу проектного водозабору на довкілля можлива на якісному рівні або не на всій площі впливу водозабору з однаковим рівнем достовірності. Водогосподарські умови досить складні, характеризуються наявністю декількох водоспоживачів у зоні впливу проектного водозабору, прогноз взаємного впливу від роботи водозаборів ускладнюється фільтраційною мінливістю водовмісних порід.

3- тя група. Родовища з дуже складними гідрогеологічними, гідрохімічними та гірничо-геологічними умовами, що характеризуються високим рівнем мінливості потужності та фільтраційних властивостей водовмісних порід, нестійкістю гідрохімічних показників у просторі і часі, їх мінливістю для різних рівнів збудження цільового водоносного горизонту. Джерела формування експлуатаційних запасів можуть бути оцінені лише наближено. Вплив проектного водозабору на довкілля може оцінюватись лише на якісному рівні із застосуванням методу природно-техногенних аналогів. Водогосподарські умови дуже складні, відзначаються нестабільністю роботи водоспоживачів у зоні впливу проектного водозабору, що в умовах складної фільтраційної неоднорідності водовмісних порід значно знижує достовірність прогнозних показників їх взаємовпливу.

2.2. Під час визначення групи складності родовища для зарахування його до групи більш високої складності достатньо, щоб хоч один із зазначених вище критеріїв відповідав цій групі.

Віднесення родовища (ділянки) мінеральних вод до тої або іншої групи потребує обґрунтування в кожному конкретному випадку.

2.3. У разі оцінки експлуатаційних запасів мінеральних вод за даними

35

джерельного стоку група складності родовища не визначається.

35 Повний текст див. Офіційний вісник України, 2002, № 14 (19.04.2002), ст. 787

Про затвердження Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів

родовищ нафти і газу

Наказ Державної комісії України по запасах корисних копалин (ДКЗ України) від 10 липня 1998 року N 46 Зареєстровано в Міністерстві юстиції України 24 липня 1998 р. за N 475/2915

(витяг)

Відповідно до пункту 16 Положення про порядок проведення державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 22 грудня 1994 р. N 865, а також пункту 7 Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 5 травня 1997 р. N 432, НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Інструкцію із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, що додається.

2. Ця Інструкція є обов'язковою для виконання суб'єктами підприємницької діяльності, що здійснюють геологорозвідувальні роботи, проектування і будівництво нафтогазодобувних підприємств, розробку родовищ вуглеводнів.

3. Ввести в дію цю Інструкцію з 01.01.1999 року.

4. Із введенням в дію цієї Інструкції вважати такою, що не застосовується в Україні, "Инструкцию по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", затверджену головою ДКЗ СРСР 14 жовтня 1983 року.

5. Головному геологу відділу ДКЗ Зіць А.П. подати цю Інструкцію на державну реєстрацію до Мін'юсту України.

6. Контроль за виконанням наказу залишаю за собою.

Голова ДКЗ В. Ловинюковіз застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу

1. Загальні відомості

1.1. Нафта - природна суміш, що складається з вуглеводневих сполук метанової, нафтенової та ароматичної груп, які в пластових і стандартних умовах (0,1 МПа при 20 град.) перебувають у рідкій фазі. Невуглеводневі сполуки присутні в нафті у вигляді сірчастих, азотистих, кисневих, металоорганічних комплексів. Поширеним компонентом є сірка, що міститься в нафті як у вигляді різних сполук, так і у вільному стані. У більшості нафт в пластових умовах міститься, у тій чи іншій кількості, розчинений газ.

За відмінностями складу і фізичних властивостей нафти поділяються на низку типів. Їх типізація провадиться за груповим вуглеводневим і фракційним складом, вмістом сірки та інших невуглеводневих компонентів, асфальтенів і смол.

Груповий вуглеводневий склад відображає вміст (у відсотках за масою) трьох основних груп вуглеводнів - метанових, нафтенових і ароматичних. Суттєве значення має наявність розчинених у нафті твердих вуглеводнів -парафінів. За їх кількістю нафти поділяються на малопарафінові (до 1,5 %), парафінові (1,51 - 6 %) і високопарафінові (понад 6 %).

Фракційний склад відображає відносний вміст (у відсотках за масою) тих фракцій нафт, які википають при розгонці до 350 град. і масляних фракцій (дистилятів) з температурою кипіння понад 350 град.

За вмістом сірки нафти поділяються на малосірчасті (до 0,5 %), сірчасті (0,51 - 2 %) і високосірчасті (понад 2 %), а у разі виявлення вмісту більш ніж 0,5 % сірка в нафтах має промислове значення.

За кількістю смол нафти поділяються на малосмолисті (до 5 %), смолисті (5 - 15 %) і високосмолисті (понад 15 %). Концентрація рідких металів (ванадію, хрому, кобальту, нікелю та ін.) у деяких високосмолистих нафтах може сягати промислових значень (див. додаток 4).

Властивості нафт в стандартних умовах суттєво відрізняються від їхніх властивостей в пластових умовах внаслідок впливу розчиненого газу, температури і тиску в надрах. В стандартних умовах основними параметрами є густина, молекулярна маса, в'язкість, температури застигання і кипіння, в пластових умовах - тиск насичення розчиненим газом, газовміст, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт теплового розширення, коефіцієнт стисливості, густина і в'язкість.

1.2. Природний горючий газ (далі - газ) - природна суміш вуглеводневих та невуглеводневих сполук і елементів, які перебувають в пластових умовах у різних фазах (газоподібній, рідкій, твердій) або розчиненими в нафті чи воді, а в стандартних умовах - тільки в газоподібнійфазі. Основними компонентами газу в стандартних умовах є метан і його гомологи - етан, пропан, бутан. Газ часто містить сірководень, гелій, вуглекислий газ, азот і інертні гази, іноді ртуть. Етан, пропан і бутани є сировиною для виробництва скрапленого газу і продукції нафтохімічної промисловості.

Промислове значення має вміст (за об'ємом): етану в газі 3 % і більше, гелію в газі, вільному і розчиненому в нафті, відповідно 0,050 % і 0,035 %, та сірководню більше 0,5 %. Якщо вміст азоту у вільному газі є більшим за 30 %, то можливе його промислове видобування і, відповідно, потрібен облік таких запасів (див. додаток 4).

Основними показниками властивостей газу є молекулярна маса, густина в стандартних умовах, густина відносно повітря, критичні температура і тиск, коефіцієнт надстисливості, об'ємний коефіцієнт, в'язкість, здатність до гідратоутворення, теплота згоряння.

1.3. Конденсат - природна суміш переважно легких вуглеводневих сполук, які перебувають у газі в розчиненому стані за певних термобаричних умов і переходять в рідку фазу в разі зменшення тиску до рівня, нижчого від тиску конденсації. Основними параметрами газу, до складу якого входить конденсат, є потенційний вміст вуглеводнів С5+вищі, густина конденсату в стандартних умовах і тиск початку конденсації.

1.4. Нафта і газ акумулюються в колекторах порового, кавернового, тріщинного і змішаного типів, утворюючи природні скупчення - поклади. Поклад - це будь-яке природне скупчення нафти або газу в пастці, утвореній породою-колектором під покришкою зі слабопроникних і непроникних порід. Поклад може бути утворений одним або кількома пластами-колекторами з єдиною гідродинамічною системою.

1.5. Родовище - це ділянка земної кори, з якою закономірно пов'язані один або більше покладів вуглеводнів, які за кількістю, якістю та умовами залягання є придатними для промислового використання. Родовище може бути однопокладовим і багатопокладовим. Межі родовища визначаються контурами розвіданих і попередньо розвіданих запасів.

1.6. Залежно від фазового стану в стандартних умовах і складу основних вуглеводневих сполук в надрах родовища (поклади) нафти і газу поділяються на:

- нафтові, які містять нафту і розчинений в ній газ;

- газонафтові та нафтогазові (двофазові): у перших основна частина родовища (покладу) нафтова, а газова (газова шапка) займає менший об'єм, у других газова частина (газова шапка) за об'ємом перевищує нафтову;

- газові, які містять тільки газ:

- газоконденсатні, в газі яких міститься конденсат;

- нафтогазоконденсатні, які містять нафту, газ і конденсат.

1.7. Область використання нафти і газу визначається згідно з вимогами державних і галузевих стандартів і технічних умов до складу вуглеводнів. В стандартах визначаються технологія видобутку, способи транспортування іпереробки сировини, які забезпечують її комплексне використання. Промислова цінність вуглеводневих та невуглеводневих компонентів, що містяться у нафті і газі, визначається на основі вимог кондицій згідно з техніко-економічними розрахунками рентабельності їх вилучення і використання.

2. Розподіл родовищ (покладів) нафти і газу за величиною запасів

та складністю будови

2.1. За величиною видобувних запасів нафти і газу родовища поділяються на 7 груп:

- унікальні - понад 300 млн. т нафти; понад 300 млрд. куб. м газу;

- крупні -100 - 300 млн. т нафти; 100 - 300 млрд. куб. м газу;

- великі - 30 - 100 млн. т нафти; 30 - 100 млрд. куб. м газу;

- середні - 10 - 30 млн. т нафти; 10 - 30 млрд. куб. м газу;

- невеликі - 5 - 10 млн. т нафти; 5 - 10 млрд. куб. м газу;

- дрібні - 1 - 5 млн. т нафти, 1 - 5 млрд. куб. м газу;

- дуже дрібні - до 1 млн. т нафти; до 1 млрд. куб. м газу.

2.2. За складністю геологічної будови, фазового стану вуглеводнів, умовами залягання і мінливістю властивостей продуктивних пластів виділяються, незалежно від величини запасів родовища, такі поклади або експлуатаційні об'єкти:

- простої будови, що пов'язані з непорушеними або слабо порушеними структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин і колекторських властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт піщанистості більше 0,7 і коефіцієнт розчленування менше 2,6);

- складної будови, що мають одно- або двофазовий флюїд і характеризуються значною мінливістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів у плані і в розрізі, літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або наявністю тектонічних порушень (коефіцієнт піщанистості менше 0,7 і коефіцієнт розчленування більше 2,6);

- дуже складної будови, для яких характерні як наявність багатофазних флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення, так і невитриманість товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.

2.3. За умовами геологічної будови покладів, фільтраційно-ємкісних властивостей колекторів, пластових флюїдів та інших природних факторів, що впливають на продуктивність свердловин, виділяються важковидобувні запаси нафти і газу.

2.4. Ступінь складності геологічної будови родовища встановлюється за відповідними характеристиками основних покладів, які уміщують переважну частину (понад 70 %) запасів родовища.

3. Розподіл запасів та ресурсів за ступенем їх техніко-економічного

вивчення

3.1. Розподіл запасів і ресурсів на групи проводиться за показниками геолого-економічної оцінки (ГЕО) результатів геологічного та техніко-економічного вивчення перспективних ділянок надр (об'єктів) або родовищ. Оцінка у процесі геологічного вивчення окремих об'єктів проводиться періодично із детальністю, яка зростає, з метою визначення їхнього промислового значення, встановлення кондицій на вуглеводневу сировину і прогнозування економічної ефективності інвестицій в реалізацію проектів робіт. Матеріали ГЕО використовуються надрокористувачами для прийняття рішень щодо доцільності інвестування наступних геологорозвідувальних робіт або будівництва нафтогазовидобувних підприємств.

3.2. У процесі геологорозвідувальних робіт з підготовки запасів вуглеводнів до промислового видобутку родовища характеризуються за трьома рівнями геолого-економічних оцінок, які мають одну мету, але різняться за своєю детальністю:

- початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО-3), яка провадиться для обгрунтування доцільності пошукових робіт на об'єктах, що підготовлені до глибокого буріння. ГЕО-3 провадиться на підставі попередньо розвіданих запасів і кількісної оцінки перспективних ресурсів вуглеводнів окремих об'єктів ліцензійної ділянки, яка є перспективною для відкриття нових родовищ, та надається у формі техніко-економічних міркувань (ТЕМ) про можливе їх промислове значення. Оцінка економічної ефективності інвестицій у геологорозвідувальні роботи і подальше освоєння передбачуваних родовищ нафти і газу обгрунтовується техніко-економічними розрахунками на підставі доведеної аналогії окремих укрупнених вихідних параметрів з відомими родовищами;

- попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО-2) провадиться для обгрунтування економічної доцільності промислового освоєння відкритого родовища (покладу) нафти чи газу і інвестування геологорозвідувальних робіт з його розвідки і підготовки до експлуатації. ГЕО-2 провадиться на підставі попередньо розвіданих і розвіданих запасів і оформлюється як техніко-економічна доповідь (ТЕД) про доцільність подальшої розвідки, в тому числі дослідно-промислової розробки. Оцінка ефективності інвестицій визначається з урахуванням витрат на геологорозвідувальні роботи, видобуток і підготовку вуглеводневої сировини до транспортування. Техніко-економічні показники визначаються розрахунками з використанням конкретних вихідних даних та даних доведеної аналогії;

- детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО-1) провадиться з метою визначення рівня економічної ефективності виробничої діяльності нафтогазовидобувного підприємства, створення якого передбачається, оцінки економічної доцільності фінансування робіт з облаштування і видобутку вуглеводнів.  ГЕО-1   провадиться на підставі  групи розвіданих запасіввуглеводнів і надається у вигляді техніко-економічного обгрунтування (ТЕО) коефіцієнтів вилучення. Детальність техніко-економічних розрахунків і надійність фінансових показників ГЕО-1 повинні забезпечувати прийняття рішення про інвестування без додаткових досліджень.

3.3. За ступенем техніко-економічного вивчення запаси та ресурси вуглеводнів поділяються на три групи:

- до першої групи належать запаси, на базі яких проведена детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО-1) ефективності їх промислового освоєння. Матеріали ГЕО-1, які позитивно оцінені Державною комісією України по запасах корисних копалин, є для інвестора основним документом, який обгрунтовує економічну доцільність фінансування робіт з розробки проектів будівництва нафтогазовидобувного підприємства;

- до другої групи належать запаси, на основі яких виконана попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО-2) їхнього промислового значення. Матеріали ГЕО-2 у вигляді техніко-економічної доповіді (ТЕД) повинні пройти апробацію в Державній комісії України по запасах корисних копалин або у замовника (інвестора) робіт з подальшого вивчення і використання цих запасів;

- до третьої групи належать запаси і ресурси, на базі яких проведена початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО-3) можливого промислового значення перспективної ділянки надр. Матеріали ГЕО-3 у вигляді техніко-економічних міркувань (ТЕМ) повинні бути схвалені замовником (інвестором) геологорозвідувальних робіт.

4. Розподіл запасів та ресурсів нафти і газу за промисловим

значенням

4.1. За промисловим значенням запаси нафти, газу, конденсату та наявні в них корисні компоненти поділяються на групи:

- балансові (нормально економічні) запаси, які на момент підрахунку можна, згідно з техніко-економічними розрахунками, економічно ефективно видобути і використати за умови застосування сучасної техніки і технології видобутку та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечують дотримання вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього природного середовища;

- умовно балансові (обмежено економічні) запаси, ефективність видобутку і використання яких на момент оцінки не може бути однозначно визначена, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але з різних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобутку або іншої підтримки інвесторів з боку держави;

- позабалансові (потенційно економічні) запаси, видобуток і використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним, але в майбутньому вони можуть стати об'єктом промислового значення;

- з невизначеним промисловим значенням (можливо економічні), запаси, для яких виконано тільки початкову геолого-економічну оцінку з використанням припущених технологічних та економічних вихідних даних.

4.2. Ресурси вуглеводнів (перспективні і прогнозні), кількісна та економічна оцінка яких проводиться за припущеними параметрами, в повному обсязі (загальні ресурси) належать до групи, промислове значення якої не визначено. Ця група ресурсів у відповідності з міжнародними вимогами використовується для обліку кількості ресурсів, які можуть бути залучені для пошуків. Для визначення економічної доцільності подальших пошукових і прогнозно-пошукових робіт та розрахунку їхнього промислового значення при складанні початкової геолого-економічної оцінки (ТЕМ) в загальних ресурсах може виділятися їх видобувна частина. Ця частина ресурсів використовується тільки на галузевому рівні підприємств, які причетні до геологорозвідувальних робіт.

5. Розподіл запасів та ресурсів за ступенем геологічного вивчення

5.1. За ступенем геологічної вивченості запаси нафти і газу поділяються на дві групи - розвідані запаси і попередньо розвідані.

Розвідані запаси - це обсяги нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчені з повнотою, достатньою для складання проектів розробки і облаштування родовищ. Основні параметри розвіданих запасів, які зумовлюють проектні рішення з видобутку і підготовки вуглеводневої сировини та охорони навколишнього природного середовища, визначаються за даними безпосередніх вимірів чи досліджень, які виконано в межах покладів за щільною сіткою, в поєднанні з обмеженою екстраполяцією, обгрунтованою даними геологічних, геофізичних, геохімічних та інших досліджень. Розвідані запаси є підставою для проектування будівництва видобувного підприємства і проведення промислової розробки родовища (покладу).

Тип, форма і розміри покладу, умови залягання пластів-колекторів, які містять нафту і газ, встановлюються за результатами буріння пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин і визначеними для даного району методами геологічних і геофізичних досліджень. Літологічний склад, тип колектора, колекторські властивості, нафто- і газонасиченість, коефіцієнт витіснення нафти, ефективна нафто- і газонасичена товщина продуктивних пластів вивчені за керном та за матеріалами геофізичних досліджень свердловин. Склад і властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах вивчені за даними випробування свердловин. Промислову цінність нафтової облямівки газонафтових покладів, а також продуктивність свердловин, гідропровідність і п'єзопровідність покладу, пластові тиски, температуру, дебіти нафти, газу і конденсату, робочі депресії, зміну дебітів в часі та природні режими, вивчено за результатами випробувань   і   дослідно-промислової   розробки.   Гідрогеологічні умовивстановлені за результатами буріння свердловин і за аналогією з сусідніми розвіданими родовищами.

Розвідані запаси визначаються за даними закінченої геологічної розвідки та дослідно-промислової розробки.

Діапазон геологічного вивчення розвіданих запасів охоплює ділянки родовищ, що розбурені експлуатаційними свердловинами згідно з проектом розробки, а також ділянки, що розбурені згідно з технологічною схемою розробки, а також-ділянки з пошуковими і розвідувальними свердловинами, на яких вже завершені роботи з дослідно-промислової розробки. З метою більш детального встановлення структури розвіданих запасів вуглеводнів ця група розподіляється на категорії розвіданості, індекси яких є відповідними до категорій "Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", Л., ВСЕГЕИ, 1983.

Розвідані запаси включають:

категорію А - запаси покладу (його частини) вивчені з детальністю, яка забезпечує повне визначення типу, форми і розмірів покладу, ефективної нафто- і газонасиченої товщини, типу колектора, характеру зміни колекторських властивостей, нафто- і газонасиченості продуктивних пластів, складу і властивостей нафти, газу і конденсату, а також основні особливості покладу, від яких залежать умови його розробки (режим роботи, продуктивність свердловин, пластові тиски, дебіти нафти, газу і конденсату, гідропровідність і п'єзопровідність та ін.);

категорію В - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого встановлена на підставі отриманих промислових притоків нафти чи газу у свердловинах на різних гіпсометричних відмітках. Тип, форма і розмір покладу, ефективна нафто- і газонасичена товщина, тип колектора, характер зміни колекторних властивостей, нафто- і газонасиченості продуктивних пластів, склад і властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах та інші параметри, а також якщо основні особливості покладу, що визначають умови його розробки, вивчені з повнотою, достатньою для виконання проекта розробки покладу;

категорію С1 - запаси покладу (його частини), промислова нафтогазоносність якого встановлена за результатами дослідно-промислової розробки та випробування свердловин з промисловими припливами нафти або газу, геологічних і геофізичних досліджень у невипробуваних свердловинах. Без позитивних результатів дослідно-промислової розробки запаси вуглеводнів не можуть бути віднесені до балансової групи розвіданих запасів. Запаси категорії С1 слід вивчити з докладністю, яка забезпечить отримання вихідних даних для економічного обгрунтування доцільності подальших робіт з організації промислової розробки.

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  90  91  92  93  94  95  96  97 


Похожие статьи

Р С Кірін - Геологічне право україни систематизований зб нормат -правових г 36 актів неофіц вид