Что необходимо предпринять при ликвидации скважин с нарушенной колонной из за аварии или коррозии

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

а) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях.

Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот.

При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали - таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.

Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

195. Что необходимо предпринять при ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации?

Вопрос администрации

Мобильное приложение.

Панель авторизации

Инструкция по пользованию сайтом

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» - отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» - выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

Что необходимо предпринять при ликвидации скважин с нарушенной колонной из за аварии или коррозии

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО "Сбербанк-АСТ". Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

12 октября 2021

Программа разработана совместно с АО "Сбербанк-АСТ". Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Продукты и услуги Информационно-правовое обеспечение ПРАЙМ Документы ленты ПРАЙМ Постановление Арбитражного суда Уральского округа от 23 января 2015 г. N Ф09-9606/14 по делу N А50-3915/2014 (ключевые темы: скважина - авария - исполнитель - убытки - вина)

Постановление Арбитражного суда Уральского округа от 23 января 2015 г. N Ф09-9606/14 по делу N А50-3915/2014 (ключевые темы: скважина - авария - исполнитель - убытки - вина)

27 июня 2016

Постановление Арбитражного суда Уральского округа от 23 января 2015 г. N Ф09-9606/14 по делу N А50-3915/2014

23 января 2015 г.

Дело N А50-3915/2014

Резолютивная часть постановления объявлена 20 января 2015 г.

Постановление изготовлено в полном объеме 23 января 2015 г.

Арбитражный суд Уральского округа в составе:

председательствующего Вербенко Т.Л.,

судей Гайдука А.А., Громовой Л.В.

рассмотрел в судебном заседании кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" (ИНН: 5904017215, ОГРН: 1025900885724; далее - общество "Фирма "Радиус-Сервис") на решение Арбитражного суда Пермского края от 30.06.2014 по делу N А50-3915/2014 и постановление Семнадцатого арбитражного апелляционного суда от 29.09.2014 по тому же делу.

Лица, участвующие в деле, о времени и месте рассмотрения кассационной жалобы извещены надлежащим образом, в том числе публично, путем размещения информации о времени и месте судебного заседания на сайте Арбитражного суда Уральского округа.

В судебном заседании принял участие представитель общества с ограниченной ответственностью "ТНГ-ЛенГИС" (далее - общество "ТНГ-ЛенГИС") - Орлов О.Г. (доверенность от 01.01.2015 N 5-ю).

Общество "ТНГ-ЛенГИС" (ИНН: 1649012160, ОГРН: 1051608048986; далее - общество) обратилось в Арбитражный суд Пермского края с иском к обществу "Фирма "Радиус-Сервис" о взыскании 1 247 000 руб. убытков в виде стоимости затопленного в результате аварии гироскопического инклинометра МИГ-42 N 103.

Определением суда от 29.05.2014 к участию в деле в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требований относительно предмета спора, привлечены открытое акционерное общество "Оренбургнефть" (ОГРН: 1025601802357), закрытое акционерное общество "Самотлорнефтепромхим" (ИНН: 8603118208, ОГРН: 1048600521408; далее - общество "Самотлорнефтепромхим").

Решением суда от 30.06.2014 (судья Фомина Н.Н.) исковые требования удовлетворены.

Постановлением Семнадцатого арбитражного апелляционного суда от 29.09.2014 (судьи Казаковцева Т.В., Нилогова Т.С., Чепурченко О.Н.) решение суда оставлено без изменения.

В кассационной жалобе общество "Фирма "Радиус-Сервис" просит указанные судебные акты отменить, принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении исковых требований, ссылаясь на нарушение судами норм материального и процессуального права, несоответствие выводов судов имеющимся в деле доказательствам.

Заявитель считает, что отсутствуют основания привлечения его к гражданско-правовой ответственности за причиненные истцу убытки согласно Гражданского кодекса Российской Федерации ввиду отсутствия вины ответчика в возникновении данных убытков. Как поясняет заявитель жалобы, фактическая утрата имущества произошла по причине произошедшего в скважине слома бурильного инструмента, предоставленного обществом "Самотлорнефтепромхим", вместе с застрявшим в нем оборудованием истца. При этом имеющиеся в материалах дела документы не содержат однозначный вывод о том, по чьей вине фактически утрачен принадлежащий истцу прибор; акт расследования аварии от 25.11.2013, устанавливающий вину ответчика в произошедшем на скважине инциденте, имел предварительный характер. По мнению кассатора, единственным основанием для взаиморасчетов сторон конфликта является документ, подготовленный по итогам геолого-технического совещания, проведенного по результатам ликвидации аварии, где был осуществлен всесторонний и полный анализ причинно-следственной связи действий заинтересованных лиц и понесенных ими убытков.

Кроме того, общество "Фирма "Радиус-Сервис" не согласно с выводом судов о том, что им нарушены обязательства по договору в части отсутствия согласования выполнения работ по ликвидации аварии, связанной с заклиниванием прибора в скважине. Как указывает заявитель, ответчиком были предприняты необходимые меры для поднятия оборудования истца, производилось расхаживание с постепенным увеличением нагрузки, но из-за произведенной истцом жесткой посадки прибора на посадочное место, что подтверждается актом расследования аварии от 22.11.2013, произошел обрыв геофизического кабеля и оборудование осталось в скважине, застряв внутри бурильного инструмента. Обстоятельство фактической утраты прибора истца в результате слома бурильного инструмента по вине третьих лиц влечет за собой прекращение обязательств ответчика по извлечению данного прибора с целью установления сторонами договора причин его заклинивания. С точки зрения заявителя жалобы, отсутствие вины ответчика в заклинивании и оставлении оборудования в скважине, а также в последующем фактическом уничтожении имущества подтверждается представленными в арбитражное дело доказательствами.

В отзыве на кассационную жалобу общество "ТНГ-ЛенГИС" просит оставить оспариваемые судебные акты без изменения, кассационную жалобу - без удовлетворения.

Как следует из материалов дела, между обществом "Фирма "Радиус-Сервис" (заказчик) и обществом "ТНГ-ЛенГИС" (исполнитель) заключен договор возмездного оказания услуг от 22.03.2012 N 1854/12/2663, по условиям которого исполнитель обязуется за плату на основании заявок заказчика осуществлять замер азимутального и зенитного угла собственным оборудованием на месторождениях Оренбургской и Самарской области, а заказчик обязуется принять и оплатить выполненные работы в соответствии с условиями договора (п. 1.1).

Согласно п. 2.1.5 данного договора заказчик несет полную ответственность за подготовленность скважины к выполнению работ согласно соответствующим техническим инструкциям и правил проведения ГИС. При авариях, произошедших по вине исполнителя, заказчик ликвидирует их своими силами за счет исполнителя. Аварии с геофизическими приборами (оборудованием) в скважинах ликвидируются заказчиком по согласованному с исполнителем плану ликвидации аварии. При ликвидации заказчиком аварии с геофизическими приборами (оборудованием) без согласования с исполнителем плана, исполнитель произведенные заказчиком работы не оплачивает. Заказчик возмещает исполнителю убытки, связанные с обрывом кабеля, приборов и оборудования, а также фактические затраты (расходы по их ремонту) произошедших вследствие неудовлетворительной подготовки скважины по вине заказчика.

В случае оставления прибора в скважине по вине заказчика последний компенсирует исполнителю балансовую стоимость прибора (п. 2.1.3 названного договора).

Общество "Фирма "Радиус-Сервис" направило обществу "ТНГ-ЛенГИС" заявку от 13.11.2013 на проведение ГИС в бурящей скважине: ориентирование клина-отклонителя с помощью гироинклинометра МИГ-42.

Готовность бурящейся скважины к применению ГИС подтверждена актом от 21.11.2013.

При проведении на нефтяной скважине N 727 Гаршинского месторождения геофизических исследований 21.11.2013 произошла авария, в результате которой геофизический прибор МИГ-42 N 103 был уничтожен (затоплен в скважине).

Полагая, что авария произошла ввиду некачественной подготовки скважины к геофизическим исследованиям, общество "ТНГ-ЛенГИС" направило в адрес общества "Фирма "Радиус-Сервис" претензию от 29.11.2013 N 1153 о возмещении ущерба, которая оставлена последним без удовлетворения.

Указанные обстоятельства послужили основанием для обращения общества "ТНГ-ЛенГИС".

Суд первой инстанции, удовлетворяя исковые требования, пришел к выводу о доказанности наличия причинно-следственной связи между действиями ответчика, выразившимися в проведении работ, приведших к повреждению и утрате оборудования, и возникшими в связи с этим у истца убытками.

Суд апелляционной инстанции поддержал решение суда первой инстанции в полном объеме.

Проверив законность обжалуемых судебных актов, суд кассационной инстанции не находит оснований для их отмены.

Статьей 15 Гражданского кодекса Российской Федерации установлено, что лицо, право которого нарушено, может требовать полного возмещения причиненных ему убытков, если законом или договором не предусмотрено возмещение убытков в меньшем размере.

При этом лицо, требующее возмещения убытков, должно доказать факт возникновения убытков в заявленном размере, вину лица их причинившего, а также наличие причинно-следственной связи между противоправными действиями причинителя вреда и возникновением убытков.

Из акта расследования аварии (инцидента) при капитальном ремонте скважины N 727 Гаршинского месторождения следует, что общество проводило работы по ориентированию клинотклонителя на скважине. Было проведено 3 попытки для ориентирования клина, после третьей посадки прибора на посадочное место ориентирующего переводника произошло заклинивание прибора на глубине 2 818 м. После заклинивания прибора производили его раскачивание с постепенным увеличением нагрузки до 6 т. При нагрузке 6 т произошел обрыв геофизического кабеля. Причиной аварии указано нарушение скорости спуска гироскопического инклинометра МИГ-42 партией ГИС "ТНГ-ЛенГИС".

Общества "ТНГ-ЛенГИС" выразило особое мнение, указав, что после СПО бурового инструмента промывки скважины не было, скорость гироскопа на забое, таком как 2 818 м не может быть высокой, учитывая хрупкость прибора, опыт работы с гироскопом партии примерно 5 лет. Промывки производились после сборки компоновки при СПО на Н = 1200 м (интервальная).

С целью извлечения геофизического прибора во время вырезки окна произошел обрыв СБТ по резьбе. В скважине осталось ФРО-144 РС, ориентирующий переводник, геофизическое оборудование МИГ-42 и НКБ-3-36. Виновником аварии указано общество "Фирма "Радиус-Сервис".

В акте также отражено особое мнение общества "Фирма "Радиус-Сервис", согласно которому возможной причиной слома резьбы трубы является дефект резьбы или не соответствие технических свойств материала, из которого изготовлена буровая труба.

Точные причины аварии, произошедшей 21.11.2013 на скважине N 727 Гаршинского месторождения, в результате которой был утрачен геофизический прибор истца, не установлены.

Между тем, согласно условиям договора от 22.03.2012 N 1854/12/2663 заказчик несет полную ответственность за подготовленность скважины к выполнению работ согласно соответствующим техническим инструкциям и правил проведения ГИС. При авариях, произошедших по вине исполнителя, заказчик ликвидирует их своими силами за счет исполнителя. Аварии с геофизическими приборами (оборудованием) в скважинах ликвидируются заказчиком по согласованному с исполнителем плану ликвидации аварии. При ликвидации заказчиком аварии с геофизическими приборами (оборудованием) без согласования с исполнителем плана, исполнитель произведенные заказчиком работы не оплачивает. Заказчик возмещает исполнителю убытки, связанные с обрывом кабеля, приборов и оборудования, а также фактические затраты (расходы по их ремонту) произошедших вследствие неудовлетворительной подготовки скважины по вине заказчика (п. 2.1.5).

Истолковав данный пункт договора в порядке ст. 431 Гражданского кодекса Российской Федерации, суды в отсутствие доказательств согласования с исполнителем плана ликвидации аварии с геофизическими приборами (оборудованием) в скважинах и выполнения работ по ликвидации аварии в строгом с ним соответствии пришли к выводу о нарушении заказчиком условий договора возмездного оказания услуг.

Судами установлено, что утрата прибора произошла в результате ликвидации аварии ответчиком (при вырезке окна). При этом полную ответственность за подготовленность скважины к выполнению работ несет заказчик (общество "Фирма "Радиус-Сервис").

Поскольку возможность устранения причин, приведших к аварии, зависела от надлежащего исполнения заказчиком своих обязанностей по подготовке скважины к выполнению работ, однако доказательств соблюдения ответчиком условий договора, регламентирующих его поведение в случае аварии (согласование плана по ликвидации аварии с исполнителем), равно как и доказательств того, что он при той степени заботливости и осмотрительности, которая от него требовалась по характеру обязательства и условиям оборота, принял все меры для надлежащего исполнения обязательства, обществом "Фирма "Радиус-Сервис" не представлено ( ст. 65 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации), суды признали последнего ответственным за причинение убытков истцу.

При изложенных обстоятельствах суды правомерно удовлетворили исковые требования, заявленные обществом "ТНГ-ЛенГИС".

Размер причиненного вреда в сумме 1 247 000 руб. подтвержден истцом документально (бухгалтерская справка от 19.12.2013 N 1233, отчет об определении рыночной стоимости имущества N 21-14) и ответчиком не оспорен.

Доводы заявителя кассационной жалобы по существу направлены на переоценку установленных судами обстоятельств, что в силу ст. 286 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации не входит в компетенцию суда кассационной инстанции.

В соответствии с положениями данной статьи суду кассационной инстанции не предоставлены полномочия пересматривать фактические обстоятельства дела, установленные судами при их рассмотрении, давать иную оценку собранным по делу доказательствам, устанавливать или считать установленными обстоятельства, которые не были установлены в решении или постановлении, либо были отвергнуты судами первой или апелляционной инстанции.

Таким образом, фактические обстоятельства, имеющие значение для дела, установлены судами первой и апелляционной инстанций на основании полного, всестороннего и объективного исследования имеющихся в деле доказательств с учетом всех доводов и возражений участвующих в деле лиц, а окончательные выводы судов соответствуют фактическим обстоятельствам и представленным доказательствам, основаны на правильном применении норм материального и процессуального права, в связи с чем у суда кассационной инстанции отсутствуют основания для отмены принятых по делу судебных актов, предусмотренные ст. 288 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

С учетом изложенного обжалуемые судебные акты подлежат оставлению без изменения, кассационная жалоба - без удовлетворения.

Руководствуясь ст. 286 , 287 , 289 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

решение Арбитражного суда Пермского края от 30.06.2014 по делу N А50-3915/2014 и постановление Семнадцатого арбитражного апелляционного суда от 29.09.2014 по тому же делу оставить без изменения, кассационную жалобу ООО "Фирма "Радиус-Сервис" - без удовлетворения.

Постановление может быть обжаловано в Судебную коллегию Верховного Суда Российской Федерации в срок, не превышающий двух месяцев со дня его принятия, в порядке, предусмотренном ст. 291.1 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Что необходимо предпринять при ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации?

А) Провести исследование по определению наличия и качества цементного камня за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установку цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже части колонны, подверженной коррозии или нарушениям из-за аварии, с последующим испытанием оставшейся части колонны и моста снижением уровня или заменой на жидкость меньшей плотности. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

Б) Провести исследовательские работы для разработки природоохранных мероприятий.

В) Выявить интервалы нарушения цементного камня за колонной и произвести установку цементных мостов во всех интервалах нарушения.

Примечания

ФНП №534 п. 1558. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже части колонны, подверженной коррозии или нарушениям из-за аварии, с последующим испытанием оставшейся части колонны и моста снижением уровня или заменой на жидкость меньшей плотности. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

Что необходимо предпринять при ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации?

Б) Провести исследовательские работы для разработки природоохранных мероприятий.

Примечания

240-5. Что необходимо предпринять при ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации?

Б) Провести исследовательские работы для разработки природоохранных мероприятий.

Примечания

ФНП № 101 п. 1305. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или коррозии эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в интервале на 20 м выше и ниже части колонны, подверженной коррозии или нарушениям из-за аварии, с последующим испытанием оставшейся части колонны и моста снижением уровня или заменой на жидкость меньшей плотности. Верхняя часть ствола заполняется нейтральной незамерзающей жидкостью.

Ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной

Оборудование стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной производится следующим образом.

При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, интервала башмака кондуктора (технической колонны).

Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м на "голове" оставшейся части колонны.

Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью.

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты - коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал на 20 м ниже и выше с последующей опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и качества схватывания.

При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цемента за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей части колонны на 20 м выше и ниже этого интервала, с последующей опрессовкой оставшейся части колонны.

Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн.

По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты, допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м.

На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие - пользователь недр, дата ее ликвидации.

При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия-пользователя недр и даты ее ликвидации.

Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей.

Выкопировка плана местности с указанием местоположением устья ликвидированной скважины передается землепользователю.

Об этом делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

Читайте также: