| В частности, в приказ внесены следующие изменения: пункт 19 изложен в новой редакции: «19. При бурении поисковых, разведочных и оценочных скважин в обязательном порядке производится отбор керна в целевых горизонтах согласно проектному документу. Необходимость отбора керна в оценочных скважинах в рамках мероприятий по доизучению (доразведке на этапе добычи) и в эксплуатационных скважинах определяется недропользователем и устаналивается в проектном документе.»; пункт 26 изложен в новой редакции: «26. Оценочные работы проводятся на участке (участках) недр в пределах предполагаемых контуров обнаруженной залежи (совокупности залежей), определенных в проекте разведочных работ.»; пункт 35 изложен в новой редакции: «35. По результатам выполненных геологоразведочных работ в период разведки составляется отчет по подсчету запасов и проводится государственная экспертиза недр.»; пункт 40 изложен в новой редакции: «40. В проекте разведочных работ обосновываются: 1) объемы и значимость имеющихся исторических данных, степень изученности участка недр для проведения разведочных работ; 2) задачи разведочных работ; 3) проектируемые объемы и методика полевых геолого-геофизических исследований, количество и местоположение проектных скважин, их проектные глубины и последовательность бурения при планировании таких работ; 4) интервалы отбора керна и шлама, лабораторные исследования (стандартный и специальный анализы керна) при планировании таких работ; 5) порядок испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения и опробования в колонне; 6) комплекс геофизических исследований скважин в открытом стволе и колонне, комплекс гидродинамических исследований скважин, отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб флюидов; 7) мероприятия по охране недр и окружающей среды при проведении разведочных работ; 8) объемы и сроки выполнения разведочных работ; 9) инвестиции и ожидаемая эффективность геолого-разведочных разведочных работ; 10) прогнозируемый дебит нефти и газа по каждой проектной скважине при опробовании; 11) размер суммы обеспечения исполнения недропользователем обязательств по ликвидации последствий недропользования; 12) обоснование объемов планируемых работ с указанием участков разведки.»; пункт 47 изложен в новой редакции: «47. Мониторинг исполнения проектных решений проекта разведочных работ включает в себя сопровождение работы недропользователя по проектному документу с представлением ежегодного отчета по авторскому надзору в уполномоченный орган в области углеводородов.»; пункт 56 изложен в новой редакции: «56. Проект пробной эксплуатации разрабатывается на основе отчета по оперативному подсчету запасов углеводородов.»; пункт 60 изложен в новой редакции: «60. Проект пробной эксплуатации должен содержать описание видов, методов, способов и технологий пробной эксплуатации, а также предполагаемые объемы добычи углеводородов в течение пробной эксплуатации. В проекте пробной эксплуатации должны также приводиться: 1) цели, задачи и сроки пробной эксплуатации; 2) виды, объемы и сроки рекомендуемого комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторного изучения керна и пластовых флюидов, отбор керна, глубинных, поверхностных проб нефти, газа и воды; 3) специальная программа режимных исследований с целью установления технологически обоснованных условий работы скважин: по нефтяным скважинам при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения, а по газоконденсатным скважинам - при забойных давлениях выше и ниже давления начала конденсации; по газовому фактору и конденсатно-газового фактору, обводненности и другим параметрам, а также для оценки допустимых депрессии без разрушения скелета породы; 4) количество и номера ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин и количество и номера скважин, которые будут принимать участие в пробной эксплуатации; 5) количество и местоположение проектных опережающих добывающих и нагнетательных, а также проектных оценочных скважин, расстояние между ними, интервалы отбора керна и их лабораторные исследования; 6) предполагаемые объемы добычи углеводородов, объемы закачки рабочего агента; способы эксплуатации скважин, устьевое и внутрискважинное оборудования; 7) требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин, утилизации и (или) переработке сырого газа, к определению коэффициента приемистости нагнетательных скважин; 8) для газовых и газоконденсатных залежей, технико-экономические показатели и критерии оценки эффективности рекомендуемого варианта разработки на период добычи; 9) мероприятия по доразведке залежи (совокупности залежей) углеводородов; 10) расчет суммы обеспечения по исполнению обязательств недропользователя по ликвидации последствий разведки.»; пункт 71 изложен в новой редакции: «71. Ежегодный авторский надзор за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект пробной эксплуатации.»; пункт 78 исключен; пункт 81 изложен в новой редакции: «81. Ввод месторождений углеводородов в разработку допускается если: 1) проведены разведочные работы; 2) построены статические геологические модели залежей углеводородного сырья для месторождений с извлекаемыми запасами до 3 миллионов тонн нефти и 3 миллиардов кубических метров сырого газа; 3) по истечении 5 лет реализации утвержденного в установленном порядке базового проектного документа на разработку, построены статические геологические модели залежей и цифровые геолого-гидродинамические модели залежей углеводородного сырья для месторождений более 3 миллионов тонн нефти или 3 миллиардов кубических метров сырого газа; 4) проведена пробная эксплуатация (при необходимости); 5) составлен отчет по подсчету запасов углеводородов и получено положительное заключение государственной экспертизы недр; 6) определены пространственные границы участка добычи; 7) составлен проект разработки месторождения углеводородов и получены положительные заключения, предусмотренные Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз; 8) выполнено обустройство месторождения; 9) решены все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования газов, содержащих сероводород и сероорганику, а также определение целесообразности и направления использования этана, пропан-бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов газа в случае их промышленного содержания к началу ввода в разработку месторождений; 10) обоснована целесообразность ввода газоконденсатного месторождения в промышленную разработку без поддержания пластового давления; 11) утверждена программа развития переработки сырого газа для месторождений углеводородов; 12) утверждены и получены положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз технического проектного документа.»; пункт 85 изложен в новой редакции: «85. После разбуривания месторождения в рамках проекта разработки, дополнений и/или изменений к нему или существенном изменении представления о геологическом строении и/или геологических запасов, на основании полученных новых данных выполняется пересчет запасов и составляется новый проектный документ или дополнение к проекту разработки.»; пункт 105 изложен в новой редакции: «105. По данным специальных режимных исследований скважин, проведенных в период пробной эксплуатации залежей, должна быть определена степень (зависимость) уменьшения коэффициента продуктивности по нефти и по конденсату от снижения забойных давлений ниже давления насыщения и давления начала конденсации соответственно. Степень (зависимость) уменьшения коэффициента продуктивности по нефти и по конденсату от снижения забойных давлений ниже давления насыщения и давления начала конденсации соответственно может быть определена по данным специальных режимных исследований скважин, проведенных в период испытания поисковых и оценочных скважин.»; пункт 107 изложен в новой редакции: «107. В проекте разработки месторождения углеводородов обосновываются: 1) выделение эксплуатационных объектов; 2) способы и режимы эксплуатации скважин; 3) системы размещения и плотности сетки скважин; 4) виды воздействия на пласт; 5) забойные давления добывающих и нагнетательных скважин; 6) выбор агента для закачки в пласт; 7) необходимость переработки (утилизаций) сырого газа на нефтяных месторождениях и переработка пластового газа до товарной кондиции на газовых/газоконденсатных; 8) соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту; 9) коэффициент компенсации по залежам; 10) отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению конденсации; 11) отношение пластового давления к забойному давлению; 12) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам; 13) объемы добычи углеводородов; 14) объемы обратной закачки рабочего агента для повышения пластового давления; 15) показатели ввода эксплуатационных скважин. При проектировании проекта разработки месторождения и изменений и/или дополнений к нему или анализа разработки необходимо обосновать диапазоны или предельно допустимые значения показателей, указанных в подпунктах 10) - 15) настоящего пункта.»; пункт 113 изложен в новой редакции: «113. Не допускается необоснованный проектным документом выпуск газа из газовой шапки и разгазирование нефти в пластовых условиях, приводящие к снижению коэффициента извлечения основной продукции (жидких углеводородов).»; Приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования. | 
