м Эффективная толщина, м Дебит нефти, м3/сут. Обводненность, % Динамический уровень, м Депрессия, МПа Коэффициент продуктивности, м3/(сут. · МПа) Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут. · МПа · м) Гидропроводность, 10-2 мкм2 · м мПа · с Коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2 Вид исследования нефтенасыщеная перфорированная Залежь 1 Среднее значение ... Залежь n Среднее значение Таблица 6 РЕЗУЛЬТАТЫ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЗАЛЕЖЕЙ И ПЛАСТОВ __________ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПЛАСТ __________ Параметр Залежь 1 Залежь 2 Залежь М Всего 1 Начальное пластовое давление 1.1 Количество скважин 1.2 Количество определений 1.3 Минимальное значение, МПа 1.4 Максимальное значение, МПа 1.5 Среднее значение, МПа 2 Начальная пластовая температура 2.1 Количество скважин 2.2 Количество определений 2.3 Минимальное значение, °C 2.4 Максимальное значение, °C 2.5 Среднее значение, °C 3 Коэффициент проницаемости 3.1 Количество скважин 3.2 Количество определений 3.3 Минимальное значение, 10-3 мкм2 3.4 Максимальное значение, 10-3 мкм2 3.5 Среднее значение, 10-3 мкм2 4 Коэффициент фильтрационного сопротивления A 4.1 Количество скважин 4.2 Количество
(для нефти), %; г) коэф. извлечения нефти, газа и конденсата/коэф. извлечения рентабельных запасов нефти, газа и конденсата, доли ед.; д) степень выработанности извлекаемые/ рентабельные, %, е) темп отбора запасов (начальных/текущих), %, ж) объем закачанного в пласт газа с начала разработки Параметры пласта: а) площадь нефтегазоносности, тыс. м2; б) нефтегазонасыщенная толщина (общая/эффективная), м, в) открытая пористость доли ед.; г) нефтегазонасыщенность, доли ед., д) проницаемость, мкм2 (для нефти), е) пересчетный коэффициент (для нефти), доли ед., ж) пластовое давление (начальное/текущее) в МПа; з) газосодержание (начальное/текущее), м3/т Качественная характеристика нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, N2, CO2: а) плотность, г/см3; б) вязкость в пластовых условиях, мПа*с, Содержание в %: в) серы, г) парафина; д) смол + асфальтенов; е) пластовая температура, °C; ж) температура застывания нефти, °C A B1 A + B1 B2 A + B1 + B2 Геологические/извлекаемые/рентабельные добычи ------ потерь разведки (+, -) переоценки (+, -) закачано в пласт передачи с
ее эксплуатации, проведенные геолого-технические мероприятия, проверку герметичности устья и эксплуатационной колонны. 3.3.5. В процессе освоения и эксплуатации нагнетательных скважин осуществляется комплекс исследований с целью контроля за разработкой месторождения, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния скважин. Эксплуатация скважин с негерметичными колоннами не допускается. 3.3.6. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин с помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. 3.3.7. Пластовое давление , фильтрационные свойства пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются исследованиями скважин методами восстановления или падения забойного давления и установившихся пробных закачек в период освоения и эксплуатации скважин. 3.3.8. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту нагнетаемой воды изучаются по динамике изменения давления на различных участках пласта, гидропрослушиванием, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов и наблюдением за их появлением в продукции добывающих скважин. 3.3.9. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу эксплуатационного
В графе 3 указываются параметры пласта - для свободного газа: а) площадь газоносности в тыс. кв. м каждой категории запасов и в сумме кат. А + В + С ; б) газонасыщенная 1 толщина в метрах каждой категории запасов и в сумме кат. А + В + С ; в) открытая пористость в долях единицы (коэффициент 1 пористости); г) газонасыщенность в долях единицы (коэффициент газонасыщенности); д) коэффициент извлечения газа (при его утверждении); з) текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года в МПа. Для растворенного в нефти газа указывается: и) газосодержание в куб. м/т в пластовых условиях. Если из одной залежи ведется добыча газа двумя и более недропользователями, то параметры целиком по залежи даются недропользователем-оператором. 4.10.2. В графе 4 дается качественная характеристика газа: а) плотность газа по воздуху (величина безразмерная); б) низшая теплотворная способность в кДж; в) содержание тяжелых углеводородов без С + высшие в мольных % <*>;
делу судебных актов судья Верховного Суда Российской Федерации приходит к выводу об отсутствии оснований, предусмотренных пунктом 1 части 7 статьи 291.6 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, по которым кассационная жалоба может быть передана для рассмотрения в судебном заседании Судебной коллегии по экономическим спорам Верховного Суда Российской Федерации. Судами установлено, что в 4 квартале 2012 года налогоплательщик осуществлял водопользование на основании технического проекта, предусматривающего право на забор подземных вод для целей осуществления добычи нефти (поддержания пластового давления ). Общество, ссылаясь на положения статьи 19.1 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах» (далее – Закон о недрах), полагает, что у него отсутствует обязанность исчислять и уплачивать водный налог, поскольку, осуществляя лицензируемую добычу полезных ископаемых, оно имеет право пользоваться водным объектом для собственных производственных и технологических нужд без получения лицензии на водопользование. Отказывая в удовлетворении требования общества, суды исходили из анализа положений главы 25.2 Налогового кодекса Российской Федерации и указали, что
ВЕРХОВНЫЙ СУДРОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ № 306-ЭС20-20895 ОПРЕДЕЛЕНИЕ г. Москва 22.12.2020 Судья Верховного Суда Российской Федерации Завьялова Т.В., изучив кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью «Управление по подготовке технологической жидкости для поддержания пластового давления » (далее – ООО «УПТЖ для ППД», общество, заявитель) на решение Арбитражного суда Республики Татарстан от 24.01.2020 по делу № А65-28500/2019, постановление Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда от 02.07.2020 и постановление Арбитражного суда Поволжского округа от 15.10.2020 по тому же делу по заявлению общества о признании недействительным решения Управления Федеральной антимонопольной службы по Республике Татарстан (далее – управление, антимонопольный орган) от 02.09.2019 по делу № 016/07/4-1372/2019, при участии в деле в качестве третьего лица, не
нефтегазодобывающих и буровых предприятий. Планы по освоению скважин утверждаются руководством указанных предприятий. В планах по 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
моделей, подготовленным филиалом ООО "ЛУКОЙЛ -Инжиниринг" "ВолгоградНИПИморнефть" в г. Волгограде. Из отзыва ООО «Лукойл-Инжиниринг», следует, что в 2019 году в соответствии с п.3 протокола ЦКР Роснедр по УВС от 05.12.2018 №478 «Технологической схемы разработки Лапинского нефтяного месторождения», Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в рамках заключенного с ООО «РИТЭК» Договора непрерывно велось научное сопровождение разработки Лапинского месторождения, контроль за его энергетическим состоянием с выдачей заключения по оптимальным объемам закачки рабочего агента. В процессе разработки Лапинского месторождения пластовое давление снизилось на 38,7% - с 19,4 МПа (2014г.) до 11,9 МПа (результаты гидродинамических исследований по скв. 12, август 2016 г.), что привело к снижению дебита жидкости по скв.20 с 20,3 т/сут в 2014 г до 6,0 т/сут в 2018 г, по скв.12 - с 7,8 т/сут в 2016 г до 5,2 т/сут в 2018 г. Сложившаяся ситуация обуславливала отклонения фактических годовых уровней добычи нефти ниже проектных значений в 2016 и 2017 годах. На основе
Федерации по месторождению Дыш по состоянию на 01.01.2019 запасы растворенного газа составили 116 млн.м, газа газовой шапки 391 млн.м. При этом, в данных Государственного баланса запасов полезных ископаемых РФ по месторождению Дыш отражены помимо запасов растворенного газа и газа газовой шапки параметры разработки (добыча плюс потери газа с начала освоения, коэффициент извлечения газа, степень выработанности запасов газа, темпы отбора запасов), а также параметры залежи свободного газа (площадь газоносности, газонасыщенная толщина, открытая пористость, газонасыщенность, газосодержание, пластовое давление ), что подтверждает, что параметр «рабочий газовый фактор» для данных Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации значение не имеет. Таким образом, судом первой инстанции обоснованно признан пункт 1 предписания от 11.07.2019 №05-06-4-П-1 недействительным, в силу названных выше обстоятельств. В пункте 2 оспариваемого предписания, Управление указало, что в рамках лицензии на пользование недрами КРД 05276 НЭ по результатам геологического изучения и оценки запасов нефтяного попутного газа (растворенный газ, свободный газ и газ газовой шапки)
заседании ФИО1 и его представитель по доверенности ФИО2 жалобу поддержали, просили удовлетворить. ФИО1 суду пояснил, что отвечает за точность предоставленного им плана -заказа, на его основании был составлен план работ на производство капитального ремонта скважин. Эксперты, расследовавшие несчастный случай на проищводстве не установили его вину, считает, что в происшедшем виновата организация, производившая ремонт скважины. Представитель заинтересованного лица Приуральского управления ФС по экологическому, техническому и атомному надзору -ФИО3 показал суду, что в плане -заказе указано пластовое давление тогда, как при производстве ремонта пластовое давление было фактически . Условия изменились, в перечень изменения не внесены. С учетом измененных условий, в перечень должны быть внесены изменения. Актом расследования установлен весь круг лиц, виновных в произошедшей трагедии. Представитель заинтересованного лица - Приуральского управления ФС по экологическому, техническому и атомному надзору ФИО4 пояснила, что ФИО1 привлечен не за аварию на скважине, а за нарушение требований промышленной безопасности, обеспечение которых закреплено в его должностной инструкции. Суд,
еще в 1983 г. Скважина никогда не использовалась в качестве нефтедобывающей. Ежегодно в период с ноября по декабрь, с учетом нахождения скважины в труднодоступном месте, специализированная организация проводила плановые обследования устья скважины и прилегающей территории. С момента консервации на протяжении более 35 лет никаких аварий, протечек не было. Согласно имеющейся информации протечка могла возникнуть вследствие интенсивной разработки Есенейского месторождения (на данной территории находится скважина) другой организации – ОАО «Удмуртнефть» в результате которой существенно повысилось пластовое давление , что, возможно повлекло частичный выход жидкости черного цвета с характерным запахом нефти. АО «Удмуртторф» приняло все меры для предотвращения дальнейшей утечки нефти и сбора темной жидкости с характерным запахом нефти, и этот факт отражен в протоколе об административном правонарушении. Обществом предпринимаются все меры по устранению последствий административного правонарушения. Совместно с представителями Якшур-Бодьинского лесничества разрабатываются мероприятия по очистке почвы и вывозу загрязненного грунта, устанавливаются маршрут и график вывоза грунта. Ранее к административной ответственности АО
и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», а также вопреки требованиям ст. 10 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и Правил организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 15.04.2012 № 240. Нефтяные скважины <данные изъяты> нефтегазового месторождения не эксплуатируются с <данные изъяты> года, добыча газа из газовых скважин указанного месторождения прекращена в <данные изъяты> году. Скважины выведены в консервацию. Пластовое давление в скважинах данного месторождения отсутствует, поэтому риски, связанные с возможными разливами нефти, отсутствуют. В настоящее время в соответствии с утвержденной программой ООО «<данные изъяты>» на 2011-2012 г.г., производится полная ликвидация всех скважин <данные изъяты> месторождения, которая завершится в 2013 году. Отсутствие в ПЛАРНе скважин <данные изъяты> месторождения в составе опасных производственных объектов предприятия связано с их нахождением в консервации, прекращением добычи нефти с <данные изъяты> года, отсутствием опасности разливов нефти и если формально в
указанной нефтяной скважине, среди которых были следующие: иметь аварийную план-шайбу с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и подъемным патрубком, залить в затруб жидкость с добавлением нейтрализатора водорода, иметь в наличии запас жидкости для долива с добавлением нейтрализатора сероводорода, стравить затрубное давление до атмосферного, заглушить скважину, провести опрессовку перфозадвижки на 90 атм. Ответственным исполнителем перечисленных работ согласно плана являлся мастер ...». Ответственными исполнителями по проведению перфорации согласно плана являлся мастер ... и представитель ...». Ожидаемое пластовое давление согласно плану – 90 атм. Во исполнение указанного плана бригада ...» под руководством мастера ... С. ... приступила к выполнению работ, которые проводились примерно до 14 часов ... При проведении бригадой глушения скважины №... ... месторождения нефти технологической жидкостью, ее уровень постепенно падал в связи с поглощением пластом. Кроме того, данной бригадой была проведена опрессовка противовыбросового оборудования (перфорационной задвижки с переходной катушкой) без установки на устье скважины на значение 50 атмосфер. После этого мастер
