месторождению. Учет прорывного газа газовой шапки ведется только по прибору учета. Кроме того управлением выявлено наличие свечей рассеивания попутного нефтяного газа в пределах групповых установок месторождения Дыш (ГУ №№ 7, 9, 10, 12, 15, 18, 19). Управлением произведен анализ разработки месторождения с учетом геологических (геофизических) исследований работы скважин и произведен расчет общего объема, добытого попутного нефтяного газа, в том числе прорывного газа. При расчете объемов попутного нефтяного газа управлением за расчетный показатель принят рабочий газовый фактор всей газоводонефтяной смеси. По результатам проверки составлен акт и вынесено предписание от 28.11.2018 № 05-06-78-П-20, которым на общество возложена обязанность по представлению уточненной декларации о плате за негативное воздействие на окружающую среду за 2016 год и за 2017 год с учетом корректировки раздела 1.1 и 1.2 «Декларации» – выбросы, образующиеся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа месторождения Дыш, МО г. Горячий Ключ Краснодарский край, а также с учетом корректировки
годы количество добытого полезного ископаемого (нефти) определяется прямым методом (путем применения измерительных приборов). Согласно пояснениям Общества количество добытой нефти на месторождении рассчитывается по данным сданного в течение суток объема нефти через СИКНС на подготовку в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и разницы остатков в резервуарах на начало и конец суток. На эксплуатируемых кустах № 1, 2, 7 установлены замерные установки АГЗУ-8(6)-400, на кусте № 3 – АГЗУ «ОЗНА-Массомер-М», которые позволяют контролировать дебит каждой скважины, обводненность продукции скважин, газовый фактор , плотность продукции и производить пересчет, приводя полученные данные к нормальным условиям. До конца 2006 года коммерческий узел учета нефти состоял из двух (рабочего и резервного) ультразвуковых расходомеров ИРМ-500, влагомера ВСн-1, пробоотборника ПРОБА-1М, датчиков давления, температуры. Средством измерения нефтесодержащей жидкости на месторождении с января 2007 года являлся СИКНС. Исследовав и оценив в совокупности представленные в дело доказательства, суды пришли к выводу, что применяемые Обществом измерительные приборы (ГЗУ, СИКНС) по своему назначению и техническим характеристикам
освоению скважин должны быть оговорены условия, обеспечивающие сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и цементного камня за эксплуатационной колонной, а также мероприятия по предотвращению: деформации эксплуатационной колонны; прорывов пластов вод (подошвенных, верхних, нижних), газа из газовой шапки; открытых фонтанных проявлений; снижения проницаемости призабойной зоны; замазучивания окружающей территории. На освоение скважин, вскрывших пласты в осложненных геологических условиях (аномально высокое пластовое давление, содержание в продукции значительных количеств H2 и CO2, высокие температуры и большой А75-2283/2012 газовый фактор и др.), составляется индивидуальный план. Освоение скважин производится с установкой соответствующего технологического оборудования, согласованного с нефтегазодобывающими предприятиями. Освоение вышедших из бурения скважин производится методами, предусмотренными технологическими регламентами, утвержденными для конкретных геологофизических условий каждого месторождения (залежи). Пунктом 104 Правил охраны недр установлена обязанность недропользователя вести в установленном порядке учет фонда скважин. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении. К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся
горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемого через нефтяные скважины (далее - попутный газ)». Разработка месторождения Дыш осуществляется только нефтяными скважинами (газовые скважины отсутствуют), т.е. нефтяными скважинами добывается попутный нефтяной газ, состоящий из смеси растворенного газа и газа из газовой шапки. Судом не дана оценка неверным утверждениям государственного инспектора при выполнении расчета по формуле QTK (газонефтяная смесь) * Гф (далее - газовый фактор ), которые противоречат представленным обществом материалам. В переданных в рамках проверки ООО «РН-Краснодарнефтегаз» данным по газовому фактору не было указано, что это ГФ жидкости. Представленный ГФ приведен как расчетная величина, а именно отношение добытого газа к добытой нефти в соответствии с общепринятым определением газового фактора - отношение количества добытого газа Qi (в м3) к количеству добытой за тот же период нефти (в т). Промысловым газовым фактором Г называется количество газа в кубических метрах, приходящееся
куб.м./т. Данные значения газосодержания нефти использовались для определения запасов растворенного газа и отражены в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации на 01.01.2018 и на 01.01.2019. Примененные подсчетные параметры запасов нефти и растворенного газа, а также газа газовых шапок месторождения Дыш по состоянию на 01.01.2019 отражены, соответственно, в таблицах 1.1 и 1.2. Протокола Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Российской Федерации от 06.12.2018 №03-18/944-пр. Административный орган в акте проверки ссылается на учет параметра «рабочий газовый фактор » при подсчете запасов растворенного газа, запасов свободного газа газовой шапки. Однако, газовый фактор является показателем текущей разработки месторождения, зависит от условий разработки залежи, и не участвует в расчете начальных извлекаемых запасов растворенного газа и свободного газа газовой шапки. Суд также учитывает, что в рамках работ по подсчету запасов материалы, обосновывающие параметры и запасы нефти, растворенного газа, газа газовой шапки прошли экспертизу и утверждение экспертной комиссией ГКЗ Роснедра в 2009 году (Протокол от 11.11.2009
водоотбора; гидрогеохимический и гидрогеотермальный мониторинг, включающий в себя в соответствии с Технологической схемой следующее: показатели микробиологического состава (МБА) по форме СанПиН 2.1.4.1074-01 (ежемесячно); показатели полного анализа (ПХА) по форме приложения 5 (один рал в год); показатели сокращенного анализа (СХА) по форме приложения 6 (ежемесячно); радиологические показатели (РА) по форме СанПиН 2.1.4.1074-01 (один раз в год); содержание гидрокарбонатов, хлоридов, растворенной углекислоты (ежемесячно) (только для скважины 75-бис); химический состав растворенных газов (только для скважины 75-бис, ежемесячно); газовый фактор (только для скважины 75-бис, ежемесячно); - контроль общей газонасыщенности подземных вод титон-валанжинского водоносного горизонта; наблюдения за техническим состоянием водозаборных скважин (еженедельно, ежегодно); наблюдения за состоянием зон санитарной охраны водозаборного участка с представителями Роспотребнадзора. На стадии проведения должностными лицами Росприроднадзора проверки достоверно установлено, что ООО «КМВ Вода» обязанность по ведению мониторинга по лицензии СТВ 01074 МР в соответствии с требованиями программы мониторинга подземных вод (стр. 31-40) и Технологической схемой (стр. 122- 127, 135-138) не выполнила
числе газа газовой шапки в пределах групповых установок месторождения Дыш (ГУ№№, 9, 10, 12, 15, 18, 19). Свечи рассеивания не оборудованы контрольно-измерительной аппаратурой. В рамках проверки был проанализирован режим эксплуатации и в целом разработка нефтегазового месторождения Дыш с учетом геологических (геофизических) исследований по работе нефтяных скважин, а также произведен расчет общего объема, добытого попутного нефтяного газа, в том числе прорывного газа-газа газовой шапки. При расчете объемов попутного нефтяного газа за расчетный показатель принят рабочий газовый фактор всей газоводонефтяной смеси добываемой Обществом из недр, в целях расчета достоверных данных объема добываемого газа газовой шапки. Разработка месторождения Дыш ведется при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти, что свидетельствует о выделении из нефти растворенного в ней газа в недрах, в том числе способствует формированию вторичной газовой шапки. Проведение расчетов по объемам добытого попутного нефтяного газа в соответствии с пластовым газовым фактором нефти не отражает полных и достоверных данных, так как основной объем попутного
проводящей данные работы, и согласованным с заказчиком. В соответствии с пунктом 984 Правил № 101 порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин устанавливается пользователем недр (заказчиком). План работ должен содержать сведения о конструкции и состоянии скважины; пластовые давления и дату их последнего замера; сведения о внутрискважинном оборудовании; сведения о наличии давления в межколонных пространствах; перечень планируемых технологических операций; режимы и параметры технологических процессов; сведения о категории скважины; газовый фактор ; схему и тип противовыбросового оборудования; плотность жидкости глушения и параметры промывочной жидкости; объем запаса раствора, условия его доставки с растворного узла; мероприятия по предотвращению аварий, инцидентов и осложнений. Перед началом работ по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин бригада должна быть ознакомлена с планом работ, ПЛА и возможными осложнениями и авариями (пункт 994 Правил N 101). Согласно требованиям пункта 6 Правил № 101, производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная
чистом виде нельзя назвать нефтью, так как там все бурлит, там вся смесь. В цех приходит не в чистом виде, а из цеха уходит в чистом виде: газ, вода, нефть. В цехе занимаются разделением этих фракций. Если говорить про цех в целом, то весь цех занимается разделением НГВП на фракции. Истец полагает, что его работа была связана с вредными веществами, так как работа на газовых компрессорах - это шумы, вибрации, все это происходило, и газовый фактор там присутствовал. Газовый фактор - это испарение. Опасностью считает природный и попутный газ. Представитель ответчика ФИО5 в судебном заседании с исковыми требованиями не согласилась в полном объеме, предоставив отзыв на исковое заявление, в котором пояснила, что ФИО7 ДД.ММ.ГГГГ обратился в Отдел с заявлением о назначении досрочной страховой пенсии по старости в соответствии с п. 2 ч. 1 ст. 30., п. 6 ч. 1 ст. 32 Закона № 400-ФЗ). В соответствии с п. 2 ч.
