Внутрискважинное оборудование - гражданское законодательство и судебные прецеденты

и методика их расчета Состав затрат на разработку и добычу пластовых вод определяется затратами по созданию основных фондов, а также текущих затрат на обслуживание основных фондов и добычу воды. Они представляют собой капитальные вложения (единовременные затраты) и эксплуатационные расходы. Согласно наиболее распространенной схеме водозаборных сооружений, используемой на нефтепромыслах (хотя она может корректироваться в зависимости от конкретных условий), капитальные вложения определяются по следующим направлениям: - водозаборные скважины; - прискважинное (арматура, измерительные приборы и др.) и внутрискважинное оборудование (насосно - компрессорные трубы и насосы); - водосборные сети; - установка по подготовке воды с резервуаром для ее накопления и насосами; - магистральный водовод. Капитальные вложения по каждому направлению определяются на основе проектируемого объема работ (по рассматриваемому варианту водозабора) при помощи индивидуальных стоимостных показателей (нормативов) или укрупненных нормативов затрат. Укрупненный экономический норматив представляет собой агрегированный показатель удельной величины совокупности различных затрат (капитальных, текущих), зависимых от какого-либо производственного фактора и отнесенных к объему, например, добычи

режимах работы добывающих скважин, в том числе: а) дебиты по нефти, жидкости, газу, конденсату; б) пластовые, забойные, устьевые давления, депрессии; в) конструкции скважинного оборудования; г) глубины спуска оборудования; д) динамические уровни; е) коэффициент использования фонда скважин; ж) межремонтный период работы скважин, наработку подземного оборудования на отказ. Оцениваются соответствие фактических и проектных параметров, исследуются причины простоя скважин, предлагаются геолого-технические мероприятия по повышению эффективности использования скважин. 6.14.2. Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования Дается обоснование следующих параметров: а) забойные и устьевые давления и температуры в добывающих скважинах; б) предельные давления фонтанирования и условия перевода скважин на механизированную эксплуатацию. Рекомендуются способы эксплуатации скважин с выдачей исходных данных для дальнейших экономических расчетов. Для каждого способа добычи обосновываются конструкции лифтов, выбор основного внутрискважинного и наземного оборудования, которое удовлетворяет конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения извлечения УВС, требованиям контроля за процессом разработки. Для глубиннонасосной эксплуатации приводится обоснование типа, типоразмеров насосов

информацию о диаметре, толщине стенки и марке стали по интервалам, необходимые характеристики для неметаллических колонн; е) акты на цементирование обсадных колонн, лабораторные анализы качества цемента и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементирования, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема цемента (диаграмму цементомера), мера труб, компоновка колонн, данные об удельном весе бурового раствора в скважине перед цементированием; ж) акты испытания на герметичность всех обсадных колонн, а также устьевого и при необходимости внутрискважинного оборудования ; з) планы работ по опробованию или освоению объекта; и) акты на перфорацию обсадной колонны, с указанием интервала перфорации, типа и способа перфорации, количества отверстий; к) акты опробования или освоения каждого ЭО, с приложением данных исследования скважин (например, дебиты скважины с указанием объемов добычи флюидов и обводненности продукции, давлений пластового, забойного, устьевого, затрубного, межтрубного, анализы нефти, газа, конденсата и воды, данными ГДИ, промысловые ГИС); л) заключения (акты) на испытания пластов в процессе бурения; м)

в разработку; - выбор способов и агентов воздействия на пласты; - системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин; - способы и режимы эксплуатации скважин; - уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; - вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением; - вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов; - выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования ; - мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; - требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; - требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов; - требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; - мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; - комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; - специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды

1 по объекту ЮК0. Таким образом, проектным документом выделено 6 эксплуатационных объектов, совместная разработка указанных объектов единой сеткой скважин не предусмотрена. В период с 01.01.2018 по 30.06.2018 при разработке Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах Ем-Еговского+Пальяновского (западная часть) лицензионного участка скважинами № 10Р, № 1280, № 1347б, № 1867 обществом велась не предусмотренная проектом одновременная эксплуатация двух эксплуатационных объектов ЮК+ЮК2.5(добыча УВС). При этом в скважинах № 10Р, № 1280, № 1347б, № 1867 отсутствует сменное внутрискважинное оборудование , обеспечивающее возможность реализации раздельного учета добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно и проведения безопасного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов. Управление пришло так же к выводу, что проведение обществом единожды геофизических исследований не подтверждает факт ведения достоверного учета добываемого УВС отдельно по каждому объекту разработки скважинами № 10Р, № 1280, № 1347б, № 1867. В скважинах № 10Р, № 1280, № 1347б, № 1867 не обеспечен раздельный учет

стеклопластиковые насосно-компрессорные, обсадные, линейные и фасонные изделия», утвержденных ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб») усматривается, что сроки полезного использования распространяются на изготавливаемые заводами трубы НКТ и соединительные детали к ним, а не на колонны (подвески) НКТ, собранные из таких материалов. Согласно данной технической документации срок использования труб НКТ может изменяться (устанавливаться) эксплуатирующей организацией в зависимости от конкретных условий эксплуатации. Свидетель ФИО7 (и. о. начальника Участка бурения, капитального и подземного ремонта скважин Общества) пояснил, что: - внутрискважинное оборудование применяется от одного месяца до двух-трех лет; при большом износе труб (коррозии) они заменяются на новые при смене подземного оборудования; -срок полезного использования труб НКТ составляет от одного месяца до десяти лет, но зависит от количества спуско-подъемных операций (8 считается критическим) и состояния труб. Настаивая, что срок службы колонны НКТ превышает 12 месяцев, Инспекция указывает, что за период с 01.01.2013 по 31.12.2015 АО «Печоранефтегаз» не проводило ремонт (капитальный или текущий) на 21 скважине, обеспечивших

НТ» от 2012 года (далее – Программа испытаний), ООО «Энергоресурс» поставило по товарной накладной от 16.07.2014 № 5/1 УД ИНЭР ОП НДГ – 1,2/250-0,4/1-КВ-П – 3 комплекта для проведения опытно-промышленных испытаний (далее – ОПИ); грузополучатель – ООО «Газпромнефть-Снабжение». В пункте 2 Программы испытаний указано, что объектом промысловых испытаний группы № 2 является следующее оборудование: капиллярная система подачи химического реагента под ПЭД (Дозатор с линейным приводом УД ИНЭК АК с подачей 0,002-3,0 л/час, капиллярный трубопровод, внутрискважинное оборудование ) в количестве одного комплекта; капиллярная система подачи химического реагента в колонну НКТ (дозатор с линейным приводом УД ИНЭР АК с подачей 0,002-3,0 л/час, капиллярный трубопровод, внутрискважинное оборудование) в количестве двух комплектов. Целью испытаний, как это следует из пункта 3.1 Программы испытаний, является валидация – проверка соответствия вышеуказанного оборудования техническим требованиям методом практического применения и определение эффективности применения данного типа оборудования на фонде скважин, при условиях и режимах эксплуатации АО «Газпромнефть-ННГ». По условиям пунктов

материалов дела, что (дата) при проведении контрольных мероприятий установлено, что Юридическое лицо ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» осуществляет пользование недрами (добычу нефти и газа) в пределах (адрес) в (адрес) – (адрес), с нарушением требований технического проекта на разработку (адрес) и условий лицензии на пользование недрами <данные изъяты> В сентябре 2015 года по Южно-Покачевскому месторождению осуществлялась совместная эксплуатация пластов одной скважиной по пластам объектам разработки <данные изъяты>, одновременно-раздельная эксплуатация нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной при отсутствии сменного внутрискважинного оборудования , обеспечивающего возможность реализации раздельного учета добываемой продукции. За указанное правонарушение, предусмотренное частью 2 статьи 7.3 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях постановлением старшего государственного инспектора Управления Росприроднадзора по Ханты-Мансийскому автономному округу-Югре к административной ответственности привлечено должностное лицо – заместитель генерального директора по разработке месторождений – главный геолог ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ФИО1, который в силу своих должностных полномочий не исполнил все необходимые меры для выполнения норм и требований законодательства Российской Федерации в сфере рационального

лица, участвующие в деле, извещенные надлежащим образом, в суд не явились, уважительность причин неявки не представили, дело рассмотрено в отсутствие неявившихся лиц. Изучив материалы дела об административном правонарушении, жалобу и возражения на нее, прихожу к следующим выводам. Судом установлено и следует из материалов дела, что 13 ноября 2015 года при проведении контрольных мероприятий установлено, что Юридическое лицо ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» осуществляет на Покачевском месторождении одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной при отсутствии сменного внутрискважинного оборудования , обеспечивающего возможность реализации раздельного учета добываемой продукции, с нарушением условий лицензии на пользование недрами (номер) Лицензионного соглашения к лицензии (номер) За указанное правонарушение, предусмотренное частью 2 статьи 7.3 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях постановлением старшего государственного инспектора Управления Росприроднадзора по Ханты-Мансийскому автономному округу-Югре к административной ответственности привлечено должностное лицо – заместитель генерального директора по разработке месторождений – главный геолог ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ФИО2, который в силу своих должностных полномочий не исполнил все

оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины. Работы по текущему ремонту скважин должны проводиться по планам, утвержденным руководителем организации, 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