Структура и состав проектной документации на ликвидацию или консервацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы:
- общая пояснительная записка; обоснование критериев ликвидации скважины; варианты консервации (в процессе и по завершении строительства, эксплуатации);
- технологические и технические решения по ликвидации (консервации) скважины;
- порядок организации работ по ликвидации (консервации) скважины;
- мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;
- сметный расчет.
Изменения, вносимые в проектную документацию на ликвидацию, консервацию законченных строительством скважин, подлежат дополнительной экспертизе промышленной безопасности и согласованию с соответствующим органом Ростехнадзора, а при необходимости - с природоохранными органами.
Работы по консервации, ликвидации скважин с учетом результатов проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающим выполнение проектных решений по промышленной безопасности, охрану недр и окружающей среды и согласованным с территориальными органами Ростехнадзора.
Материалы на ликвидацию и консервацию скважин представляются в Ростехнадзор или его территориальный орган. Эти материалы включают в себя:
проект акта ликвидации (консервации) скважины;
акты выполненных работ, подписанные исполнителями и пользователями недр;
акты на проведенные работы по рекультивации земель
акты расследования аварий, копии приказов по результатам расследования причин аварий, перечень мероприятий по их устранению и предупреждению – для скважин, ликвидированных по техническим причинам.
Ликвидация и консервация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации или консервации пользователем недр и соответствующим органом Ростехнадзора.
Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные проектом разработки, или превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы возникает реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину в установленном порядке.
5. По общему правилу консервация, как и ликвидация, горных выработок производится за счет той организации (или физического лица), которой они принадлежат[247]. Эти операции не дают производителю экономической отдачи и являются для него убыточными. Но на их выполнение у обязанной организации может не оказаться необходимых средств. Учитывая это обстоятельство, в лицензиях, которые выдаются на производство горных работ, желательно предусматривать в необходимых случаях, чтобы добывающие компании создавали свои резервные (ликвидационные) фонды[248]. Преимуществами использования ликвидационных фондов являются возможность заблаговременно определить объем работ и необходимых затрат, увеличить отчисления, накапливая проценты на них, финансировать ликвидационные работы независимо от экономического положения недропользователя к моменту окончания пользования недрами[249].
Обязанность по консервации или ликвидации горных выработок может показаться недостаточно "адресной" в том случае, когда горнодобывающее предприятие приглашает для проведения работ подрядную организацию. Такие случаи нередки, например, в области разведки недр. Возникает вопрос: если разведочные работы приостанавливаются или прекращаются, кто должен консервировать или ликвидировать пробуренные скважины - заказчик работ или же подрядчик - геологоразведочная организация? За выполнение требований ст. 26 ответственность несет та организация, которая получила лицензию на разведочные работы. Желательно, чтобы этот вопрос был заранее предусмотрен и разрешен в договоре, который заключают заказчик разведочных работ и их исполнитель. Вместе с тем, указанные условия договора не снимают ответственности с владельца лицензии. Так, если сторона, ответственная за проведение работ по консервации объекта по договору, не выполнит своего обязательства, последнее перейдет на другую сторону, ответственную за эти работы в соответствии с выданной лицензией[250].
Рекомендуемая литература
1. Жариков Ю.Г. Требования безопасности работ в горной промышленности // Право и экономика. - 1999 .- № 11.2. Комментарий к закону Российской Федерации «О недрах». – М.: НОРМА, 2001.
3. Краюшкина Е. Недропользование. Экологические аспекты // Законодательство и экономика. - 1999. - № 4.
4. Краюшкина Е.Г. Правовое регулирование отношений по восстановлению земель, нарушенных в процессе недропользования // Государство и право. - 1998. - № 12.
5. Правовые и экономические проблемы недропользования при геологическом изучении и освоении месторождений нефти и газа: Учебное пособие / В.И. Карасев, А.И. Кирсанов, Н.А. Останин и др. Под общ. ред. А.Н. Кирсанова. – Тюмень: Изд-во Тюменского гос. нефтегаз. ун-та, 2000. – 200 с.
6. Салиева Р.Н. Об основных направлениях правового обеспечения рационального пользования недрами при разработке месторождений нефти и газа // Законодательство и экономика. – 2002. - № 8
7. Шарифуллина А. Создание ликвидационного фонда при реализации соглашений о разделе продукции // Законодательство и экономика. - 2000. - № 5.
1. Транспортировка нефти и газа в основном осуществляется посредством систем магистрального трубопроводного транспорта[251]. В нефтяной и газовой промышленности трубопроводы подразделяются на магистральные и внутрипромысловые.
Магистральный трубопровод представляет собой единый производственно-технологический комплекс трубопроводов с подземными, подводными, наземными и надземными сооружениями, предназначенный для транспортировки продукции от пунктов приемки от грузоотправителей до пунктов сдачи ее грузополучателям, технологического хранения или перевалки на другой вид транспорта[252]. Таким образом, магистральный нефтепровод предназначен для транспортировки нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (т.е. до нефтеперерабатывающего завода, перевалочных нефтебаз, пунктов налива). Магистральные газопроводы предназначены для транспортировки газа от места добычи до газораспределительных сетей, которые уже осуществляют транспортировку и подачу газа непосредственно потребителям. Система магистральных трубопроводов – это совокупность магистральных трубопроводов, технологически связанных между собой и управляемых из единого центра.
Внутрипромысловые трубопроводы – это трубопроводы в пределах производств, а также нефтебазовые, внутрипромысловые нефте-, газо-, продуктопроводы, городские газопроводы и т.п. В Проекте специального технического регламента «О безопасности магистрального трубопроводного транспорта, внутрипромысловых и местных распределительных трубопроводов» дается следующее определение внутрипромыслового трубопровода: это объект трубопроводного транспорта, состоящий из технологической системы трубопроводов с подземными, наземными, надземными и морскими сооружениями и техническими устройствами, и предназначенный для транспортирования продукции от добывающих скважин до ее пунктов сбора и/или установок подготовки. Границами внутрипромыслового трубопровода являются: а) выходная запорная арматура добывающей скважины, б) входная запорная арматура пункта сбора и/или установки подготовки транспортируемого продукта (опасных веществ).
В настоящее время законодательное разграничение между магистральными и промысловыми трубопроводами отсутствует. Применяются СНИПы и ГОСТы, в соответствии с которыми трубопроводы строятся (например, СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», ГОСТ Р51758-2002).
2. Система магистрального трубопроводного транспорта России создавалась как единый комплекс в период существования СССР. В настоящее время Россия обладает крупнейшей в мире сетью магистральных нефте-, газо- и нефтепродуктопроводов. Их общая протяженность - около 220 тыс. км. По ним ежегодно перекачивается около 500 млн. т. нефти и нефтепродуктов и 600 млрд. м. куб. газа. Стоимость перекачиваемой в год продукции достигает 100 млрд. долл. Мощность всех нефте- и газоперекачивающих станций эквивалентна мощности двенадцати гидроэлектростанций, равных по мощности крупнейшей в мире Саяно-Шушинской ГЭС[253].
Действующие магистральные газо- и нефтепроводы принадлежат компаниям ОАО «Газпром» и ОАО «АК «Транснефть». Государство является собственником контрольного пакета акций «Газпрома» (50,02%) и «Транснефти» (100%). Кроме того, следует иметь в виду, что данные компании являются субъектами естественных монополий и их деятельность подпадает под действие Федерального закона «О естественных монополиях».
3. ОАО «Газпром» контролирует крупнейшую в мире систему транспортировки газа – Единую систему газоснабжения России (ЕСГ). ЕСГ представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. В состав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 44,8 млн. кВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа. По газотранспортной системе ОАО «Газпрома осуществляется транспортировка газа, добытого самим ОАО «Газпромом», а также газа независимых производителей газа. По данным на 2005 г. в ЕСГ поступило всего 699,7 млрд. куб. м, в том числе 547,9 млрд. куб. м - добытого ОАО «Газпромом» и 114,9 млрд. т. – добытых независимыми производителями.