This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
Indonesian to Russian: FORMULIR PERMOHONAN FASILITAS API General field: Bus/Financial Detailed field: Finance (general)
Source text - Indonesian
FORMULIR PERMOHONAN FASILITAS API
No : /MO/ /20
Dengan ini kami mengajukan permohonan untuk : Tanggal Permohonan (DD/MM/YYYY):
Pendaftaran Perubahan Data
Perubahan pada bagian (beri tanda silang)
Penutupan 1 2 3 4 5 A B C
Informasi Saldo & Inquiry Mutasi Informasi Kurs Lainnya :
Finansial
Online Transfer Lainnya :
Biaya Paket Non-Finansial *) : Tier Rp
Biaya Paket Finansial *) : Tier Rp
Biaya/Transaksi Non-Finansial : Rp Biaya/Transaksi Finansial : Rp
lebihi limit transaksi paket bulanan, maka Pemohon akan dikenakan biaya tambahan sebesar biaya/transaksi.
3. Penerima Sarana Transaksi
No Nama NIK Email Jabatan Tanda Tangan Penanggung Jawab
1 Pak A xxx [email protected]
CEO ttd Sarana Transaksi API
2 Pak B xxx [email protected]
CFO ttd Password Sarana Transaksi API
Keterangan : 1. Sarana Transaksi API terdiri dari Client ID, Client Secret, API Key, API Secret.
2. Penanggung jawab Sarana Transaksi API dan Password Sarana Transaksi API harus orang yang berbeda.
4. Tim Proyek Perusahaan Kerjasama
PIC Nama Email Telepon
Project Manager Pak A [email protected]
xxxxx
5. Pernyataan Pemohon
1. Dengan ini kami mengajukan permohonan Fasilitas API sebagaimana dicantumkan pada bagian awal Formulir ini.
2. Dengan ini kami menyatakan bahwa semua informasi yang kami berikan dalam Formulir ini adalah lengkap dan benar.
3. Dengan ini kami memberikan otorisasi kepada BCA untuk:
a. Mendaftarkan, mengubah, atau menutup data Fasilitas API sesuai permohonan kami dalam Formulir ini.
b. Mengirimkan Sarana Transaksi API dan Password Sarana Transaksi API ke alamat email yang ditunjuk dalam butir 3. Penerima Sarana Transaksi pada Formulir ini.
Dalam hal terdapat perubahan Penerima Sarana Transaksi, maka kami akan segera memberitahukan perubahan tersebut kepada BCA. Segala akibat yang timbul sehubungan dengan tidak diberitahukannya perubahan Penerima Sarana Transaksi kepada BCA menjadi tanggung jawab Pemohon sepenuhnya.
4. Dengan ini kami memberikan kuasa kepada BCA untuk memproses transaksi yang kami lakukan menggunakan Fasilitas API termasuk melakukan pendebetan terhadap rekening sebagaimana yang tercantum dalam Formulir ini untuk keperluan biaya transaksi yang timbul sehubungan dengan pemrosesan transaksi.
5. Pemohon dihimbau menggunakan IP Address yang berbeda untuk kepentingan Development dan Production sebagaimana dimaksud dalam Lampiran Formulir butir B. Informasi Detail Network. Segala akibat yang timbul sehubungan dengan penggunaan IP Address Development untuk pengiriman data transaksi ke BCA, menjadi tanggung jawab Pemohon sepenuhnya.
6. Dengan ini kami menyatakan telah membaca, memahami, dan menyetujui "Ketentuan Fasilitas API".
Kami bertanggung jawab sepenuhnya atas setiap pelaksanaan instruksi transaksi yang kami berikan dalam Formulir ini dengan menggunakan Sarana Transaksi dan IP Address yang telah terdaftar di BCA dan dengan ini kami membebaskan BCA dari segala tuntutan, gugatan, dan atau tindakan hukum lain dari pihak manapun sehubungan dengan pelaksanaan instruksi atas transaksi dimaksud.
Demikian kami sampaikan dengan sebenarnya.
Pemohon
,
Materai
Rp 6.000,00
Nama Jelas dan Tanda Tangan *)
*) Penandatangan adalah wakil yang sah dari Perusahaan (sesuai dengan kewenangan pengurus sebagaimana tercantum dalam anggaran dasar Nasabah Perusahaan Kerjasama).
Translation - Russian
ФОРМА ЗАЯВКИ НА УСЛУГИ ИНТЕРФЕЙСА ПРОГРАММИРОВАНИЯ ПРИЛОЖЕНИЯ (API)
№: /МО/ /20
Настоящим мы подаем заявку на: Дата Подачи Заявки (ДД/ММ/ГГГГ):
Регистрация Изменение Данных
Изменения данных в разделе (указать крестиком)
Закрытие
1 2 3 4 5 A B C
Заполняется Клиентом
1. Данные Заявителя
Название Компании:
Адрес Компании:
Сайт Компании:
Адрес электронной почты Компании:
Номер ИНН:
Корпоративный
Идентификационный Номер:
Номер Счета:
Функции:
Стоимость Услуг API:
(заполняется Банком BCA)
*) Если запрашиваемая транзакция
Ответственное Лицо P T A B C D E
У Л И Ц А K E Н А Н Г А
W W W . А B C D E . C O M
А B C D E @ G M А I L . C O M
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - 1 1 1 1 1 1
I B S А B C D E O K
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 (для списания платежей за Услуги API)
2. Данные о Предоставляемых Услугах
Нефинансовые
Баланс и Запрос о Движении Денежных Средств Курс Валют
Другое:
Финансовые
ОнлайнПеревод
Другое:
Стоимость Нефинансового Комплекса Услуг*) : Уровень Rp
Стоимость Финансового Комплекса Услуг*): : Уровень: Rp
Сборы/Нефинансовые Операции: Rp Сборы/Финансовые Операции: Rp
превышает лимит суммы транзакции ежемесячного комплекса услуг, с Заявителя взимается дополнительная оплата в размере стоимости за транзакцию.
3. Получатель Платежной Системы
№
Имя Регистрационный
Номер гражданина
Электронная почта
Должность
Подпись
Ответственное Лицо
1 Г-н А ххх [email protected]
Генеральный Директор подпись Платежная Система API
2 Г-н Б
ххх [email protected]
Финансовый Директор подпись Пароль Платежной Системы API
Примечание: 1. Платежная Система API состоит из Идентификатора Клиента, Секрета Клиента, Ключа API, Секрета API.
2. Ответственными за Платежную Систему API и Пароль Платежной Системы API должны быть разные лица.
4. Команда Проекта Компании-клиента
Ответственное Лицо Имя Электронная почта Телефон
Руководитель Проекта Господин А [email protected]
xxxxx
5. Декларация Заявителя
1. Настоящим мы подаем заявку на Услуги API, как указано в первоначальном разделе настоящей Формы.
2. Настоящим мы заявляем, что вся информация, которую мы предоставляем в настоящей Форме, является полной и правильной.
3. Настоящим мы уполномочиваем банк BCA:
a. Регистрировать, делать изменения или закрывать данные об Услугах API в соответствии с нашей заявкой в этой Форме.
b. Отправить Платежную Систему API и Пароль Платежной Системы API по адресу электронной почты, указанном в пункте 3. этой Формы, -- Получатель Платежной Системы.
В случае изменения данных о Получателе Платежной Системы, мы немедленно уведомим банк BCA об этих изменениях. Вся ответственность за возможные последствия, которые могут возникнуть в результате неуведомления банка BCA об изменениях данных о Получателе Платежной Системы, полностью ложится на подателя Заявки.
4. Настоящим мы даем банку BCA право на обработку транзакций, которые мы делаем с использованием Услуг API, в том числе право дебетовать банковские счета, указанные в этом Формуляре, для оплаты сборов, возникающих в связи с обработкой транзакций.
5. Заявителю рекомендуется использовать разные IP-адреса для целей Разработки и Производства, как это указано в пункте В. Приложения к Форме Заявки -- Детальная Информация о Сети. Все последствия, возникающие в связи с использованием IP-адреса Разработки для отправки данных о транзакциях в банк BCA, являются полной ответственностью Заявителя.
6. Настоящим мы заявляем, что ознакомились, поняли и согласны с «Условиями Пользования Услугами API».
Мы несем полную ответственность за исполнение всех инструкций, указанных в этой Форме, для осуществления транзакций с использованием Платежной Системы и IP-адреса, зарегистрированных в банке BCA. Настоящим мы также освобождаем банк BCA от любых требований, исков и / или других юридических действий любой другой стороны в связи с исполнением инструкций для осуществления вышеуказанных транзакций.
Настоящим мы подтверждаем верность предоставленной информации.
Заявитель
,
Гербовый сбор
6 000,00 индонезийских рупия
Разборчиво Имя и Подпись *)
*) Подписавший является полномочным представителем Компании (в соответствии с управленческими полномочиями, изложенными в Уставе Компании Клиента).
English to Russian: SITE RESTORATION AND ABANDONMENT GUIDELINES FOR PETROLEUM OPERATIONS General field: Other Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English SITE RESTORATION AND ABANDONMENT GUIDELINES FOR PETROLEUM OPERATIONS
S. No. Topic Page
1. Introduction 3
2. Government authorities and their respective roles on the Abandonment Plan 3
3. Regulatory Requirements 4
4. Environmental Impact Assessment (EIA) 5
5. Handling of Naturally Occurring Radioactive Material (NORM) 5
6. Site Restoration Fund 5
7. Commencement of Site Abandonment 6
8. Guidelines for Decommissioning Offshore Production Sites in India 7
9. Guidelines for Decommissioning Onshore Production Sites in India 14
Page 2 of 22
1. Introduction
The following sections refer to both offshore and onshore oil and gas production site abandonment. These guidelines are not prescriptive but allow flexibility within the existing regulatory framework.
Note: Various terms such as Site Restoration Plan, Abandonment Plan, Decommissioning Plan, Site Restoration, Abandonment and Decommissioning Plan, are used interchangeably. However, they all mean the same document.
2. Government authorities and their respective roles on the Abandonment Plan
The responsibilities of various authorities listed below are categorized into the following.
i. Approval role: These authorities will need to approve the Abandonment Plan.
ii. Consulting role: These authorities will play an advisory role, providing their inputs on the Abandonment Plan, if any, in a time bound manner.
iii. Information only: These authorities will be informed of the Abandonment Plan.
The Abandonment Plan will be submitted to the Oil Industry Safety Directorate (OISD) (for offshore production sites only)/ Directorate General of Mines Safety (DGMS) (for onshore production sites only) with a copy to the authorities with ‘consulting role’ for comments, if any, within 45 days of submission of Abandonment Plan in line with the guidelines.
Ministry of Petroleum & Natural Gas (MoPNG) – Approval role [through Management Committee (MC)]
Directorate General of Hydrocarbons (DGH) – Approval role (through MC)
Directorate General of Mines Safety (DGMS) – Approval role (for onshore production sites only)
Oil Industry Safety Directorate (OISD) – Approval role (for offshore production sites only)
Ministry of Defence (MoD) – Consulting role (for offshore production sites only)
Ministry of Shipping (MoS) – Consulting role (for offshore production sites only)
Department of Animal Husbandry, Dairying and Fisheries (DoF) within the Ministry of Agriculture and Farmers Welfare (MoA&FW) – Consulting role (for offshore production sites only)
State Pollution Control Boards (SPCB) – Consulting role (for onshore production sites and offshore production sites up to 12 nautical miles/ jurisdiction of EP Act )
Page 3 of 22
State maritime board - Consulting role for offshore production sites only
Ministry of Water Resources - Information only (for onshore production sites only)
State Governments (concerned departments) - Information only (for onshore production sites only)
Coastal State Government nearest to the offshore production site – Information only (for offshore production site only)
State, District and Local Authorities/Concerned departments - Information only (for onshore production sites only)
During project execution, necessary permits and consents would have to be taken by the Contractors from relevant authorities in line with existing rules and regulations.
3. Regulatory Requirements
It is essential that the Contractor carrying out a decommissioning project has a clear understanding of relevant regulations.
Administration of a decommissioning project should not be strictly limited to regulations. In addition to the regulations, an attempt should be made to provide relevant background information and asset history. Additionally, consideration should be given to issues which impact decommissioning activities. These include, but are not limited to, certain provisions regarding impact on land, protected areas, water and endangered species and artificial reef programs.
The regulations with respect to decommissioning of offshore production sites shall be administered by the Oil Industry Safety Directorate (OISD) while the Directorate General of Mines Safety (DGMS) shall administer decommissioning of onshore production sites. In addition, it is envisaged that establishment of artificial reefs for offshore platforms shall be administered by the OISD.
Note 1: These Site Restoration Guidelines for Petroleum Operations are applicable only for field abandonment upon cessation of production from producing fields only. However, the Contractor shall have the flexibility to carry out well Plugging and Abandonment (P&A) and flushing/ cleaning activities on a stand-alone basis with the approvals from the Management Committee.
Note 2: The Contractor shall submit the third party audit report on the contractor’s work completion dossier to OISD/DGMS and DGH which shall be considered as certification of completion of the site restoration/decommissioning/ abandonment work.
Page 4 of 22
4. Environmental Impact Assessment (EIA)
Currently, there are no specific guidelines in India for Environmental Impact Assessments for decommissioning of oil and gas assets. Minimum requirements should therefore be determined and EIA for offshore and onshore oil and gas producing assets to be abandoned should be formulated.
The EIA for the selected decommissioning methodology should take into account environment protection measures and EIA report for the selected concept will be submitted by the Contractor to DGMS/OISD along with site restoration plan.
5. Handling of Naturally Occurring Radioactive Material (NORM)
Identifying, labeling, maintaining, storing and disposing of equipment contaminated with Naturally Occurring Radioactive Material (NORM) shall follow the guidelines of the Department of Atomic Energy (DAE).
6. Site Restoration Fund
The Site Restoration Fund (“SRF”), where applicable, is governed by the relevant provisions of the respective Production Sharing Contracts (PSCs) and the Site Restoration Fund Scheme (SRFS) of 1999. Regarding Site Restoration Fund, following guidelines are made:
• Contractor will open SRF account immediately after first commercial oil/gas production.
• In the case of new fields, Contractor can alternatively submit Bank Guarantee (BG) for the initial period up to 3 years after first commercial oil/gas production. The Contractor shall create SRF account for the subsequent years of PSC period.
• In the case of existing fields with commercial production, where SRF is not yet established, the Contractor can alternatively submit Bank Guarantee within 6 months after policy guidelines notification for a period up to 3 years. The Contractor shall create SRF account for the subsequent years of PSC.
• The Amount of SRF or BG will be in accordance with decommissioning estimates as proposed by the Contractor and approved by Management Committee.
• The funding in SRF account or BG amount will be calculated using Unit of Production method i.e. Reserve of the field to Production ratio.
• Due to the varying operating lives of individual assets and changes in resource costs, decommissioning and site restoration costs may be evaluated and updated every 3 years. The decommissioning cost estimate, duly assessed by a qualified independent third party, will be submitted by the Contractor to the DGH. The revised estimates will become the basis for amount in SRF or BG.
The withdrawal of funds from SRF account is governed by para 8 of the SRFS of 1999. To provide further guidance in accordance with para 8, it is recommended that the following additional steps need to be followed:
a. The Contractor shall propose estimates of the site restoration activities in the Annual Work Programme & Budget (WP&B) to the Management Committee
Page 5 of 22
including provisional work schedule and corresponding estimated payment on a Financial Year Basis.
b. Based on such approved Work Programme and Budget (WP&B), the Contractors would be allowed to withdraw funds in four or more phases from SRF account towards expenditure. The Contractors shall submit to the DGH, a phase-wise utilization Certificate validated by independent third party who is acceptable to Management Committee, showing utilization of funds during or at the end of each phase. For release of advance for subsequent phase, Contractor to ensure that utilization Certificate is submitted for 75% of the funds drawn for the current phase and 100% of the funds drawn for all previous phases. As an alternative, the contractor shall have an option of withdrawing an advance of up to 100% of the fund required for Site restoration and abandonment as per the plan approved by the Management Committee by submitting Bank Guarantee of an equivalent amount.
c. Within 60 days after end of a financial year, the Contractors should submit final expenditure and utilization statement for previous year.
d. In case of BG amount, the BG amount can be adjusted/ reduced (on pro-rata basis) by the Contractor on an annual basis at the end of the financial year in accordance with the value of balance site restoration work to be completed as per the approved Abandonment Plan.
e. The Contractor would undertake site abandonment activities as per the approved Abandonment Plan and submit the completion certificate.
f. The contributions to the SRF account should be used only for the purpose of Field Abandonment & Site Restoration by all parties. The balance amount in SRF after Site restoration and abandonment shall be dealt with in accordance with provisions of PSC and SRF Scheme, 1999.
7. Commencement of Site Abandonment
Regarding notice to the Government for commencement of site abandonment and approval of the Site Restoration Plan, following guidelines are made:
• An estimated high level schedule for the abandonment should be submitted to the DGH for review one (1) year prior to the expected cessation of production. Shorter time frames may be allowed by DGH if necessary.
• The Site Abandonment and Restoration Plan should be submitted to the OISD/DGMS for approval not later than 1 year after cessation of production.
• Abandonment Plan shall be approved by the OISD/DGMS within 60 days of submission of the Abandonment Plan by the Contractor in line with these guidelines. In case OISD/DGMS has any query regarding any deficiencies in the documentation, the approval shall be granted by OISD/DGMS within 15 days of receipt of the satisfactory reply and correct relevant document from the Contractor.
• Initiation of abandonment should begin as per timelines approved in the
Page 6 of 22
Abandonment Plan, subject to all regulatory approvals, permits, clearances etc being granted in a timely manner.
8. Guidelines for Decommissioning Offshore Production Sites in India SECTION 1. Definitions
(a) Decommissioning means:
(1) Ending oil or gas operations; and
(2) Returning the lease to a condition that meets the requirements of the regulations and other agencies that have jurisdiction over decommissioning activities.
(b) Obstructions means:
Structures, equipment, or objects that were used in oil and gas operations or marine growth on such structures that, if left in place, would substantially hinder other existing users of the seafloor, may be considered as an obstruction. Such obstructions may include, but are not limited to, shell mounds, wellheads, casing stubs, mud line suspensions, well protection devices, subsea trees, jumper assemblies, umbilicals, manifolds, termination skids, production and pipeline risers, platforms, templates, pilings, pipelines, pipeline valves, and power cables.
SECTION 2. Cessation of Production
Within 180 days upon cessation of production Contractor shall notify the MoP&NG/ DGH/ OISD, that all production of the facility has ceased and submit the Abandonment plan to the OISD within one year of cessation of production.
SECTION 3. General Decommissioning Requirements
The guidelines on decommissioning requirements are as follows.
• Decommission wells by permanently plugging the wells. Sub-sea well head structures, Christmas trees, casings and tubings can be left in-situ provided they are stable in place and they do not have significant risk of interference with potential users of the site. The decommissioning methodology for Sub-sea well head structures, Christmas trees, casings and tubings shall be decided by a transparent and objective comparative assessment process which will take into account factors including geotechnical aspects, erosion processes, environmental considerations and safety etc.
• Platforms may be removed as per IMO resolutions / guidelines. Reefing may be permitted if considered environmentally beneficial.
• Subsea hardware and pipelines are to be decommissioned and left in-situ, provided the geotechnical, engineering analysis and other information demonstrate that hardware and pipelines are stable. The pipeline decommissioning methodology shall
Page 7 of 22
be decided by a transparent and objective comparative assessment process which will take into account factors including geotechnical aspects, erosion processes, environmental considerations and safety etc.
• Where piling or conductors are severed, these should be removed to a level at or below the mud line.
• Conduct all decommissioning activities in a manner that is safe, does not unreasonably interfere with other uses of the seafloor, and does not cause undue or serious harm or damage to the human, marine, or coastal environment.
SECTION 4. Application Process for Decommissioning of Offshore production sites
SUBMIT PRELIMINARY SCHEDULE TO MC, SEEK WORK PROGRAM AND BUDGET APPROVAL FOR STUDIES
CARRY OUT APPROPRIATE STUDIES TOWARDS DEVELOPMENT OF ABANDONMENT PLAN
CESSATION OF PRODUCTION
CONSULT OTHER RELEVANT STAKEHOLDERS
(MoS, MoD, DoF, SPCB)
SEEK MC APPROVAL OF ABANDONMENT PLAN AND WORK PROGRAM AND BUDGET FOR ABANDONMENT
CARRY OUT ABANDONMENT ACTIVITIES AS PER APPROVED ABANDONMENT PLAN
Page 8 of 22
SECTION 5. Well Plug and Abandonment
Wells P&A shall be carried out in accordance with OISD Standard 175. Deviations from OISD standard 175, if any, shall be submitted to the OISD for approval on a case to case basis.
Rigless well abandonment is a viable option. The Contractors should have the option to abandon a well in the most economical, safe manner of their choice. Project specific procedures for Rigless P&A shall be submitted to OISD for approval.
Each Reservoir isolation plug(s) must pass one or both of the following tests to verify plug integrity:
• A pipe weight of at least 15,000 pounds on the plug; or
• A pump pressure of at least 1,000 pounds per square inch. Ensure that the pressure does not drop more than 10 percent in 15 minutes.
SECTION 6. Decommissioning platforms and other facilities
All platforms and other facilities must be decommissioned as per the approved Abandonment Plan.
All production risers must be flushed with seawater before they are removed.
SECTION 7. Information to be included in Abandonment Plan for a Platform or other facility
Submit the following information (as relevant) as part of the Abandonment Plan for approval to the OISD:
(a) Identification of the applicant including:
(1) Contractor;
(2) Address;
(3) Contact person and telephone number, email, fax and
(4) Shore base.
(b) Identification of the structure that will be decommissioned including:
Page 9 of 22
(1) Platform Name
(2) Location (lease, area, block, and block coordinates);
(3) Date installed (year);
(4) Proposed date of decommissioning (Month/Year); and
(5) Water depth.
(c) Description of the structure to be decommissioned including:
(1) Configuration (attach a photograph or a diagram);
(2) Size;
(3) Number of legs/casings/pilings;
(4) Diameter and wall thickness of legs/casings/pilings;
(5) Whether piles are grouted;
(6) Brief description of soil composition and condition;
(7) The sizes and weights of the jacket, topsides (by module), conductors, and pilings; and
(d) Identification of the purpose, including:
(1) Lease expiration date; and
(2) Reason for removing the structure.
(e) An overview of the removal method,
(f) Plans for transportation and disposal (including as an artificial reef) or salvage of the removed platform.
(g) The results of any recent biological surveys conducted in the vicinity of the structure and recent observations of turtles or marine mammals at the structure site.
(h) Plans to protect archaeological and sensitive biological ecosystem during removal operations, including a brief assessment of the environmental impacts of the removal operations and procedures and mitigation measures to take to minimize such impacts.
(i) A statement whether or not divers will be used to survey the area after removal to determine any effects on marine life.
Page 10 of 22
SECTION 8. Information to be submitted once a platform or other facility has been decommissioned.
Within 90 days after the decommissioning of a platform or other facility, submit a written report to the OISD that includes the following:
(a) A summary of the decommissioning operation including the date it was completed;
(b) A description of any mitigation measures taken; and
(c) A statement signed by an authorized representative that certifies that the types and amount of explosives used in removing the platform or other facility were consistent with those set forth in the approved Abandonment Plan.
SECTION 9. Decommissioning Pipelines Pipelines are to be decommissioned and left in-situ To decommission a pipeline in-place:
(a) Submit the following information as part of the Abandonment Plan for approval to the OISD:
(1) Reason for the operation;
(2) Proposed decommissioning procedures;
(3) Length (meters) of segment to be decommissioned.
(4) Plans for disposal and salvage
(5) Stretch of pipeline passing through eco-sensitive areas like national parks, wildlife sanctuaries and protected areas etc at land fall point and plan of their protection.
(b) Pig the pipeline, unless pigging is not practical;
(c) Flush the pipeline;
(d) Fill the pipeline with seawater;
(e) Cut and plug each end of the pipeline;
(f) Where required, bury each end of the pipeline at least 1 meter below the seafloor or cover each end with sand/ concrete mattress;
(g) Remove those pipeline valves and other fittings that could unduly interfere with other uses of the seafloor.
Page 11 of 22
SECTION 10. Post Pipeline Decommissioning
Within 90 days after the completion of pipeline decommissioning, submit a written report to the OISD that includes the following:
(a) A summary of the decommissioning operation including the date it was completed;
(b) A description of any mitigation measures taken; and
(c) A statement signed by an authorized representative that certifies that the pipeline was decommissioned according to the approved Abandonment Plan.
SECTION 11. Site Clearance Requirements of a Permanently Plugged Well, Removed Platform, or Other Removed facility
After completion of abandonment activities, verify that the site is clear of obstructions by using one of the following methods:
If used-- Must-- And must--
(a) Sonar Cover 100 per cent of the Use a sonar signal with a
appropriate grid area. frequency of at least 500 kHz.
(b) A diver
Ensure that the diver visually
Ensure that the diver uses a
inspects 100 per cent of the search pattern of concentric
appropriate grid area. circles or parallel lines spaced
no more than 3 meters apart.
(c) An ROV (remotely Ensure that ROV camera records operated vehicle). videotape over 100 per cent of the
appropriate grid area.
Ensure that the ROV uses a pattern of concentric circles or parallel lines spaced no more than 3 meters apart.
Page 12 of 22
SECTION 12. Post Site Clearance and Verification
(a) For a well site, submit a Completion Letter within 90 days after completion of the verification activities, to include:
(1) A signed certification that the well site area is cleared of all obstructions;
(2) The date the verification work was performed and the vessel used;
(3) The extent of the area surveyed;
(4) The survey method used.
(b) For a platform or other facility site, submit a Completion Letter within 90 days after the completion of the verification activities, to include:
(1) A letter signed by an authorized company official certifying that the platform or other facility site area is cleared of all obstructions and that a company representative witnessed the verification activities;
(2) A letter signed by an authorized official of the third-party company that performed the verification work certifying that the platform or other facility site has been cleared of all obstructions;
(3) The date the verification work was performed and the vessel used;
(4) The extent of the area surveyed;
(5) The survey method used.
Note 1: Within 180 days of carrying out site clearance, the Contractor shall submit the third party audit report on the contractor’s work completion dossier to OISD/DGH which shall be considered as certification of completion of work.
SECTION 13. Monitoring and Survey Requirements of Abandoned Pipelines
(a) Perform an environmental and stability baseline survey.
(b) A pipeline location survey should also be carried out by the Contractor to establish stability of the abandoned pipelines, after at least one monsoon season has elapsed since the abandonment of such pipelines.
(c) Post abandonment monitoring is not necessary.
Page 13 of 22
9. Guidelines for Decommissioning Onshore Production Sites in India
The MoPNG should consider formulating legislation that grants DGMS authority over regulating decommissioning onshore production sites.
Any entity or individual authorized by the GOI to perform duties by cooperative agreement, delegation or contract.
(b) Fresh water means:
Water containing not more than 1,000 ppm of total dissolved solids, provided that such water does not contain objectionable levels of any constituent that is toxic to animal, plant or aquatic life, unless otherwise specified in applicable notices or orders.
(c) Contractor means:
As defined in the PSC.
SECTION 2. Well Plugging and Abandonment
Wells must be permanently plugged after the production has ceased.
Before permanently plugging a well or zone, submit an application to plug and abandon to DGMS and obtain approval. A request for approval must include the following information:
(a) Reason for plugging the well (or zone), along with information signifying its lack of capacity for further profitable production of oil or gas
(b) Recent well test data and pressure data, if available;
(c) Maximum possible surface pressure, and how it was determined;
(d) Type and weight of well-control fluid to be used;
(e) A description of the work; and
(f) A current and proposed well schematic and description that includes:
(1) Well depth;
(2) All perforated intervals that have not been plugged;
Page 14 of 22
(3) Casing and tubing depths and details;
(4) Subsurface equipment;
(5) Estimated tops of cement (and the basis of the estimate) in each casing annulus;
(6) Plug locations;
(7) Plug types;
(8) Plug lengths;
(9) Properties of mud and cement to be used;
(10) Perforating and casing cutting plans;
(11) Plug testing plans;
(12) Environmental status in the vicinity wrt National parks, wildlife sanctuaries and protected areas and plan to minimize the impact.
Note: Rigless Well abandonment is a viable option. The Contractors should have the option to abandon a well in the most economical, safe manner of their choice. Project specific procedures for Rigless P&A shall be submitted to DGMS for approval.
SECTION 3. Permanent Well Plugging Requirements
(a) Ensure that all well plugs
(1) Provide downhole isolation of hydrocarbon and zones;
(2) Protect freshwater aquifers; and
(3) Prevent migration of formation fluids within the wellbore or to the surface.
(b) Permanently plug wells according to the table given below.
PERMANENT WELL PLUGGING REQUIREMENTS
If – Then use--
(1) Zones in open hole Cement plug(s) set from at least 30 meters below the bottom to
30 meters above the top of oil, gas, and fresh-water zones to isolate fluids in the strata.
Page 15 of 22
If – Then use--
(2) Open hole below casing (i) A cement plug, set by the displacement method, at least 30
meters above and below deepest casing shoe;
(ii) A cement retainer with effective back- pressure control set 15 to 30 meters above the casing shoe, and a cement plug that extends at least 30 meters below the casing shoe and at least 15 meters above the retainer; or
(iii) A bridge plug set 15 meters to 30 meters above the shoe with 15 meters of cement on top of the bridge plug, for expected or known lost circulation conditions.
(3) A perforated zone that (i) A method to squeeze cement to all previously squeezed or is currently open and not isolated. perforations;
previously squeezed or isolated.
(ii) A cement plug set by the displacement method, at least 30 meters above to 30 meters below the perforated interval, or down to a casing plug, whichever is less; or
(iii) If the perforated zones are isolated from the hole below, use any of the plugs specified in paragraphs (b)(3)(iii)(A) through (E) of this section instead of those specified in paragraphs (b)(3)(i) and (b)(3)(ii) of this section.
(A) A cement retainer with effective back-pressure control set 15 to 30 meters above the top of the perforated interval, and a cement plug that extends at least 30 meters below the bottom of the perforated interval with at least 15 meters of cement above the retainer;
(B) A bridge plug set 15 to 30 meters above the top of the
Page 16 of 22
If – Then use--
perforated interval and at least 15 meters of cement on top of the bridge plug;
(C) A cement plug at least 60 meters in length, set by the displacement method, with the bottom of the plug no more than 30 meters above the perforated interval;
(D) A through-tubing basket plug set no more than 30 meters above the perforated interval with at least 15 meters of cement on top of the basket plug; or
(E) A tubing plug set no more than 30 meters above the perforated interval topped with a sufficient volume of cement so as to extend at least 30 meters above the uppermost packer in the wellbore and at least 90 meters of cement in the casing annulus immediately above the packer.
(4) A casing stub where the i) A cement plug set at least 30 meters above and below the stub stub end is within the casing end;
(ii) A cement retainer or bridge plug set at least 15 to 30 meters above the stub end with at least 15 meters of cement on top of the retainer or bridge plug; or
(iii) A cement plug at least 60 meters long with the bottom of the plug set no more than 30 meters above the stub end.
(5) A casing stub where the A plug as specified in paragraph (b) (1) or (b)(2)of this section, as
stub end is below the casing applicable.
Page 17 of 22
If – Then use--
(6) An annular space that A cement plug at least 60 meters long set in the annular space. communicates with open hole For a well completed above the ocean surface, test the pressure and extends to the mud line. test of each casing annulus to verify isolation.
A cement surface plug at least 20 meters long set in the smallest
(7) A well with casing casing that extends to surface with the top of the plug no more
than 10 meters below the surface.
A fluid in the intervals between the plugs that is dense enough to
(8) Fluid left in the hole exert a hydrostatic pressure that is greater than the formation
pressures in the intervals.
(c) Reservoir isolation plug(s) must pass one of the following tests (each) to verify plug integrity:
• A pipe weight of at least 15000 pounds on the plug; or
• A pump pressure of at least 1,000 pounds per square inch. Ensure that the pressure does not drop more than 10 percent in 15 minutes.
SECTION 4: Wellhead, Casing Removal and Site Restoration
Remove wellhead and all casings at least 1.5 m below the Ground level.
Alternate removal depth, if any required, to be mutually agreed and approved on case to case basis.
Page 18 of 22
Clear the well site and restore the land near to original condition or as mutually agreed with land owners/local authorities.
Provide information on ecologically sensitive areas in the vicinity such as protected areas, national parks, Sanctuaries etc. and plans to minimize the impact.
SECTION 5. Well Plugging Completion Submittal
Within 90 days after permanently plugging a well, submit a post job report, and include the following information:
(1) Information furnishing actual well coordinates and locality
(2) Final well schematic showing the actual locations of the plugs;
(3) Description of the plugging work;
(4) Nature and quantities of material used in the plugs;
(5) Size and length of casing cut;
(6) Casing removal depth.
(7) Details on the well cap.
SECTION 6. Temporary Well Abandonment
A well may be temporarily abandoned when it is necessary for proper development and production of a lease. Following guidelines may be followed:
(a) Submit application for Well Modifications, and the applicable information as per OMR to DGMS and receive approval;
(b) No need to cut and remove the wellhead;
(c) Set a bridge plug or a cement plug at least 30 meters long at the base of the deepest casing string, unless the casing string has been cemented and has not been drilled out. If a cement plug is set, it is not necessary for the cement plug to extend below the casing shoe into the open hole;
(d) Test the first plug below the surface plug and all plugs in lost circulation areas that are in open hole. The plug must pass one of the following tests to verify plug integrity:
• A pipe weight of at least 15000 pounds on the plug; or
• A pump pressure of at least 1,000 pounds per square inch. Ensure that the pressure does not drop more than 10 percent in 15 minutes.
(e) Set a retrievable or a permanent-type bridge plug or a cement plug at least 30 meters long in the inner-most casing. The top of the bridge plug or cement plug must be no more than 20 meters below the surface (GL).
(f) Provide well identification with details.
Page 19 of 22
(g) Within 90 days after temporarily plugging a well, submit the form for Well Modifications, and include the well details with the as plugged schematic;
When is it no longer necessary to maintain a well in temporary abandoned status:
(a) Promptly and permanently plug the well according to relevant standards.
(b) Clear the well site and restore the land near to original condition or as mutually agreed with land owners/local authorities.
SECTION 7: Decommissioning of Oil / Gas Plant and Restoring the Land
Decommissioning includes closing of wells, facility shut-down and de-pressurizing, pigging and flushing of trunk lines, plant isolation and flushing, purging and cleaning of plant equipment, vessels and associated piping.
1. Onshore Gas Plant Isolation:
The positive isolation of all the different sections of the plant has to be achieved prior to purging to eliminate all the hydrocarbon sources to the plant. Such as trunk lines to be disconnected from ESDV to isolate the plant from other sources of hydrocarbon flowing in to the plant. Well header(s) to be disconnected to isolate all the wells. Test separator header/separators to be disconnected up to ESDV. Custody meter run to be disconnected to isolate the source from downstream.
2. Flushing, Purging and cleaning of Pipelines, Vessels and Equipment:
As part of decommissioning; flushing, purging and cleaning needs to be carried out following cessation of production. Pipelines, vessels and equipment will be depressurized and any bulk hydrocarbons present there in will be removed. Subsequently the hydrocarbon lines should be mechanically isolated for any accidental ingress of hydrocarbon. Thoroughly cleaning and purging is to be carried out to ensure removal of hydrocarbons/pollutants so no hazards exist during dismantling and site restoration. The cleaning programme to be developed based on the specific needs of each system/loop and should be approved internally by a competent authority.
3. Waste Management and Site Restoration:
Abandonment plan should consider alternate in situ use of buildings and structures. If alternate use is not possible, these structures should be dismantled, cleaned, and removed, in accordance with the agreement with land owners/ land lease agreements.
All equipment and vessels will be disconnected, cleaned, dismantled and disposed of as per the approved abandonment plan.
Page 20 of 22
Ensure Asbestos is not present or that proper measures are taken to remove if present. Clear and restore the site as mutually agreed with land owners/ local authorities.
Verify by nodal authority validating that the site has been properly remediated and restored.
SECTION 8: Abandonment of Pipelines
(a) Each Contractor shall conduct abandonment or deactivation of pipelines in accordance with the requirements of this section.
(b) Each pipeline abandoned in-situ must be disconnected from all sources and supplies of gas, purged of gas. However, the pipeline need not be purged when the volume of gas is so small that there is no potential hazard.
(c) Except for service lines, each inactive pipeline that is not being maintained under this part must be disconnected from all sources and supplies of gas. However, the pipeline need not be purged when the volume of gas is so small that there is no potential hazard.
(d) Whenever service to a customer is discontinued, one of the following must be complied with:
(1) The valve that is closed to prevent the flow of gas to the customer must be provided with a locking device or other means designed to prevent the opening of the valve by persons other than those authorized by the Contractor.
(2) A mechanical device or fitting that will prevent the flow of gas must be installed in the service line or in the meter assembly.
(3) The customer's piping must be physically disconnected from the gas supply and the open pipe ends sealed.
(e) If air is used for purging, the Contractor shall insure that a combustible mixture is not present after purging.
(f) Each abandoned vault must be filled with a suitable compacted material.
SECTION 9: Site Restoration
After bringing the site to an environmentally safe condition,
• Restore the site to a condition as mutually agreed with land owners/ local authorities.
Liquid and solid waste should be safely disposed of in accordance with Indian environmental regulations.
A letter signed by an authorized official of the third-party company that the site has been restored and cleared of all obstructions.
Page 21 of 22
SECTION 10: Application Process for Decommissioning Onshore Production Sites
SUBMIT PRELIMINARY SCHEDULE TO MC, SEEK WORK PROGRAM AND BUDGET APPROVAL FOR STUDIES
CARRY OUT APPROPRIATE STUDIES TOWARDS DEVELOPMENT OF ABANDONMENT PLAN
CONSULT OTHER RELEVANT STAKEHOLDERS
SPCB
DGMS GRANTS APPROVAL
SEEK MC APPROVAL OF ABANDONMENT PLAN AND WORK PROGRAM AND BUDGET FOR ABANDONMENT
INITIATE ABANDONMENT ACTIVITIES AS PER APPROVED ABANDONMENT PLAN
Pag
Translation - Russian ИНСТРУКЦИИ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ УЧАСТКОВ
ПРИ ПРОВЕДЕНИИ НЕФТЯНЫХ ОПЕРАЦИЙ
№ Тема Страница
1. Введение 3
2. Государственные органы и их соответствующие функции в Плане Работ на Ликвидацию Производственного Участка 3
3. Нормативные Требования 4
4. Оценка Воздействия на Окружающую Среду (ОВОС) 5
5. Обращение с Радиоактивным Материалом Природного Происхождения (РМПП) 5
6. Ликвидационный Фонд 5
7. Начало Работ по Ликвидации Производственного Участка 6
8. Инструкции по Выводу из Эксплуатации Производственных Участков на Континентальном Шельфе Морей в Индии 7
9. Инструкции по Выводу из Эксплуатации Наземных Производственных Участков в Индии 14
Страница 2 из 22
1. Введение
Следующие разделы относятся к ликвидации как нефтегазодобывающих участков на континентальном шельфе морей, так и наземных участков. Эти инструкции не носят директивного характера, но допускают гибкость в рамках существующей нормативной базы.
Примечание: Различные термины, такие как План Восстановления Производственного Участка, План на Ликвидацию Производственного Участка, План Вывода из Эксплуатации, Восстановление Производственного Участка, План на Ликвидацию и Вывод из Эксплуатации, используются на взаимозаменяемой основе. Однако все они означают один и тот же документ.
2. Правительственные органы и их соответствующие функции в Плане по Ликвидации
Производственного Участка
Обязанности различных органов власти, перечисленных ниже, подразделяются на следующие категории.
i. Функция Утверждения: Эти органы власти утверждают План на Ликвидацию Производственного
Участка.
ii. Функция Консультирования: Эти органы власти играют консультативную роль, давая рекомендации по Плану на Ликвидацию Производственного Участка, если таковые имеются, в установленные сроки.
iii. Только Уведомление: Эти органы власти будут проинформированы о Плане на Ликвидацию Производственного Участка.
План на Ликвидацию Производственного Участка будет представлен в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD) (только для производственных участков на континентальном шельфе морей) и Главному Управлению по Безопасности Шахт (DGMS) (только для наземных производственных участков) с копией в органы власти, выполняющие «консультативную роль», для получения замечаний, если таковые имеются, в течение 45 дней с момента представления Плана Ликвидации Производственного Участка в соответствии с рекомендациями.
Министерство Нефти и Природного Газа (MoPNG) — функция Утверждения [через Управляющий Комитет (MC)]
Главное Управление по Углеводородам (DGH) — функция Утверждения (через Комитет по
Управлению (MC))
Главное Управление по Безопасности Шахт (DGMS) — функция Утверждения (только для наземных производственных объектов)
Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD) — функция Утверждения (только для производственных участков на континентальном шельфе морей)
Министерство Обороны (МoD) — Консультативная функция (только для производственных
участков на континентальном шельфе морей)
Министерство Судоходства (МoS) — Консультативная функция (только для производственных
участков на континентальном шельфе морей)
Департамент Животноводства, Молочного Хозяйства и Рыболовства (DoF) Министерства Сельского Хозяйства и Благосостояния Фермеров (MoA&FW) — Консультативная функция (только для производственных участков на континентальном шельфе морей)
Государственный Совет по Контролю за Загрязнением Окружающей Среды (SPCB) — Консультативная функция (для наземных производственных участков и производственных участков на континентальном шельфе морей до 12 морских миль, юрисдикция Закона об Охране Окружающей Среды)
Страница 3 из 22
Государственная Комиссия по Вопросам Деятельности в Прибрежной Зоне -- Консультативная
функция, только для производственных участков на континентальном шельфе морей
Министерство Водных Ресурсов -- только Уведомление (только для наземных производственных участков)
Правительства Штатов (соответствующие департаменты) - только Уведомление (только для наземных производственных участков)
Правительство Прибрежного Штата, ближайшего к производственному участку на континентальном шельфе морей, — только Уведомление (только для производственных участков на континентальном шельфе морей)
Соответствующие департаменты Штата, Районных и Местных Органов Власти — только Уведомление (только для наземных производственных участков)
Во время осуществления проекта Подрядчики должны получить необходимые разрешения и согласования от соответствующих органов власти в соответствии с действующими правилами и нормами.
3. Нормативные Требования
Крайне важно, чтобы Подрядчик, осуществляющий проект вывода производственного участка из эксплуатации, имел четкое представление о соответствующих нормативных актах.
Управление проектом вывода производственного участка из эксплуатации не должно строго ограничиваться нормативными актами. В дополнение к нормативным актам следует попытаться предоставить соответствующую справочную информацию и историю активов. Кроме того, следует уделить внимание факторам, которые оказывают влияние на мероприятия по выводу производственного участка из эксплуатации. К ним относятся, в частности, некоторые положения, касающиеся последствий воздействия на землю, охраняемые районы, водные ресурсы и виды, находящиеся под угрозой исчезновения, а также программы по созданию искусственных рифов.
Контроль за соблюдением нормативных актов, регламентирующих вывод из эксплуатации производственных участков на континентальном шельфе морей, осуществляется Управлением по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD), в то время как Главное Управление по Безопасности Шахт (DGMS) осуществляет контроль за выводом из эксплуатации наземных производственных участков. Кроме того, предусматривается, что контроль за созданием искусственных рифов для морских платформ осуществляется Управлением по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD).
Примечание 1: Настоящие Инструкции по Восстановлению Производственного Участка при Проведении Нефтяных Операций применимы только при ликвидации месторождения и только после прекращения добычи на действующих месторождениях. Тем не менее, Подрядчик должен обладать гибкостью при проведении работ по Заглушке и Ликвидации (P&A) скважины, а также промывке и очистке скважины на автономной основе с согласия Управляющего Комитета.
Примечание 2: Подрядчик должен предоставить аудиторский отчет третьей стороны по итогам проверки досье подрядчика о завершении работ в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности, Главное Управление по Безопасности Шахт и Главное Управление по Углеводородам, который рассматривается как свидетельство завершения работ по восстановлению, выводу из эксплуатации или ликвидации производственного участка.
Страница 4 из 22
4. Оценка Воздействия на Окружающую Среду (ОВОС)
В настоящее время в Индии отсутствуют конкретные инструкции по Оценке Воздействия на Окружающую Среду при выводе из эксплуатации нефтегазовых активов. Поэтому необходимо определить минимальные требования и сформулировать критерии ОВОС для ликвидируемых морских и наземных нефтегазодобывающих активов.
ОВОС для выбранной методологии вывода из эксплуатации должна учитывать меры по охране окружающей среды, а отчет об ОВОС по выбранной концепции должен быть представлен Подрядчиком в Главное Управление по Безопасности Шахт и Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности вместе с планом по восстановлению производственного участка.
5. Обращение с Радиоактивным Материалом Природного Происхождения (РМПП)
Идентификация, маркировка, техническое обслуживание, хранение и утилизация оборудования, загрязненного Радиоактивным Материалом Природного Происхождения (РМПП), осуществляется в соответствии с рекомендациями Департамента по Атомной Энергии (DAE).
6. Ликвидационный Фонд
Ликвидационный Фонд («ЛФ»), где это применимо, регулируется соответствующими положениями Соглашения о Разделе Продукции (СРП) и Схемы Ликвидационного Фонда (SRFS) от 1999 года. Для Ликвидационного Фонда были разработаны следующие инструкции:
• Подрядчик откроет счет ЛФ сразу же после первой промышленной добычи нефти или газа.
• В случае разработки новых месторождений Подрядчик может в качестве альтернативы предоставить Банковскую Гарантию (BG) на первоначальный период до 3 лет после первой промышленной добычи нефти или газа. Подрядчик должен открыть счет ЛФ на последующие годы срока действия СРП.
• В случае разработки существующих месторождений с промышленной добычей, на которых ЛФ еще не создан, в качестве альтернативы Подрядчик может предоставить Банковскую Гарантию в течение 6 месяцев после уведомления о требованиях инструкции на срок до 3 лет. Подрядчик должен открыть счет ЛФ на последующие годы срока действия СРП.
• Сумма ЛФ или Банковской Гарантии должна соответствовать сумме, указанной в смете по выводу из эксплуатации, предложенной Подрядчиком и утвержденной Управляющим Комитетом.
• Финансирование счета ЛФ или сумма Банковской Гарантии рассчитывается с использованием метода Производства Единицы Продукции, т.е. отношение Запасов месторождения к Объему добычи.
• В связи с различными сроками эксплуатации отдельных активов и изменениями в затратах на ресурсы расходы по выводу из эксплуатации и восстановлению участка могут оцениваться и обновляться каждые три года. Смета расходов по выводу из эксплуатации, должным образом проверенная квалифицированной независимой третьей стороной, будет представлена Подрядчиком в Главное Управление по Углеводородам. Пересмотренная смета является основой для расчета суммы в ЛФ или Банковской Гарантии.
Вывод средств со счета ЛФ регулируется пунктом 8 Схемы Ликвидационного Фонда от 1999 года. В соответствии с дальнейшими инструкциями в пункте 8 рекомендуется принять следующие дополнительные меры:
a. Подрядчик представляет Управляющему Комитету смету работ по восстановлению участка в Годовой Программе Работы и Бюджете (WP&B)
Страница 5 из 22
с предварительным графиком работы и соответствующей сметой расходов на весь Финансовый Год.
b. На основе утвержденной Программы Работы и Бюджета (WP&B) Подрядчикам разрешено выводить средства на расходы со счета ЛФ в четыре или более этапов. Подрядчики должны представить в Главное Управление по Углеводородам Сертификат поэтапного использования средств, подтвержденный независимой третьей стороной, приемлемой для Управляющего Комитета, с указанием целей использования средств в ходе или в конце каждого этапа. Для получения аванса на последующий этап, Подрядчик должен представить Сертификат использования 75% средств, затраченных в ходе текущего этапа, и 100% средств, затраченных в ходе всех предыдущих этапов. В качестве альтернативы подрядчик имеет возможность получить аванс в размере до 100% от суммы ЛФ, необходимой для восстановления и ликвидации Участка в соответствии с планом, утвержденным Управляющим Комитетом, путем предоставления Банковской Гарантии в размере эквивалентной суммы.
c. В течение 60 дней после окончания финансового года Подрядчики должны представить окончательную ведомость расходов и использования средств за предыдущий год.
d. Что касается суммы Банковской Гарантии, она может быть скорректирована или уменьшена (на пропорциональной основе) Подрядчиком ежегодно в конце финансового года в соответствии со стоимостью оставшихся работ по восстановлению участка, которые должны быть завершены в соответствии с утвержденным Планом на Ликвидацию Участка.
e. Подрядчик осуществляет мероприятия по ликвидации участка в соответствии с утвержденным Планом на Ликвидацию и представляет акт о завершении работ.
f. Взносы на счете ЛФ должны использоваться всеми сторонами только для целей Ликвидации Месторождения и Восстановления Участка. Остаток средств в ЛФ после восстановления и ликвидации Участка должен быть урегулирован в соответствии с положениями Соглашения о Разделе Продукции и Схемы Ликвидационного Фонда от 1999 года.
7. Начало Работ по Ликвидации Участка
Для уведомления Правительства о начале работ по ликвидации участка и утверждения Плана Восстановления Участка выработаны следующие рекомендации:
• Предполагаемый график высокого уровня для работ по ликвидации участка должен быть представлен на рассмотрение в Главное Управление по Углеводородам за один (1) год до ожидаемого прекращения производства. При необходимости Главное Управление по Углеводородам может допустить более короткие временные рамки.
• План на Ликвидацию и Восстановлению Участка должен быть представлен на утверждение в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности и Главное Управление по Безопасности Шахт не позднее чем через 1 год после прекращения производства.
• План на Ликвидацию Участка утверждается Управлением по Безопасности Нефтяной Промышленности и Главным Управлением по Безопасности Шахт в течение 60 дней с момента представления Подрядчиком в соответствии с настоящими инструкциями. В случае, если Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности и Главное Управление по Безопасности Шахт имеют какой-либо вопрос относительно каких-либо недостатков в документации, официальное утверждение должно быть предоставлено в течение 15 дней с момента получения от Подрядчика удовлетворительного ответа и исправления соответствующего документа.
• Мероприятия по ликвидации должны начаться в соответствии с графиками, утвержденными
Страница 6 из 22
в Плане на Ликвидацию Участка, при условии своевременного предоставления всех нормативных согласований, разрешений, допусков и т.д.
8. Инструкции по Выводу из Эксплуатации Производственных Участков на Континентальном Шельфе Морей в Индии
РАЗДЕЛ 1. Определения
(a) Вывод из эксплуатации означает:
(1) Прекращение нефтяных или газовых операций; и
(2) Возвращение объекта аренды в состояние, отвечающее требованиям нормативных актов и других органов, которые обладают юрисдикцией в отношении деятельности по выводу с эксплуатации.
(b) Препятствия означает:
В качестве препятствия могут рассматриваться сооружения, оборудование или объекты, которые использовались при нефтегазовых операциях, или развитие морской флоры и фауны на таких сооружениях, которые, в случае их сохранения на месте, существенно препятствовали бы другим существующим пользователям морского дна. К таким препятствиям могут относиться, в частности, ракушечные наросты, устья скважин, заглушки обсадных труб, подвески трубопроводов бурового раствора, устройства для защиты скважины, подводные фонтанные елки, узлы перемычек, шланго-кабели, коллекторы, оконечные салазки трубопровода, производственные и трубопроводные стояки, платформы, шаблоны, сваи, трубопроводы, трубопроводные клапаны и силовые кабели.
РАЗДЕЛ 2. Прекращение Производства
В течение 180 дней с момента прекращения производства Подрядчик уведомляет Министерство Нефти и Природного Газа (MoPNG), Главное Управление по Углеводородам (DGH) и Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD) о том, что все производство на объекте прекращено, и представляет План на Ликвидацию Участка в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD) в течение одного года с момента прекращения производства.
РАЗДЕЛ 3. Общие Требования к Выводу из Эксплуатации
К выводу из эксплуатации участка предъявляются следующие требования:
• Вывод скважин из эксплуатации путем их перманентного тампонирования. Подводные конструкции устья скважин, фонтанные елки, обсадные и насоснокомпрессорные трубы, могут быть оставлены на месте при условии, что они стабильны и не представляют значительной угрозы вмешательства в деятельность потенциальных пользователей участка. Методология вывода из эксплуатации Подводных конструкций устья скважин, фонтанных елок, обсадных и насоснокомпрессорных труб определяется на основе открытого и объективного процесса сравнительной оценки, который будет учитывать такие факторы, как геотехнические аспекты, эрозионные процессы, экологические соображения, безопасность и т.д.
• Платформы могут быть удалены в соответствии с резолюциями и рекомендациями ИМО (Международная морская организация). Создание рифов может быть разрешено, если считается экологически полезным.
• Подводное оборудование и трубопроводы должны быть выведены из эксплуатации и оставлены на месте при условии, что геотехнический, инженерный анализ и другая информация показывают, что оборудование и трубопроводы являются стабильными. Методология вывода трубопровода из эксплуатации должна
Страница 7 из 22
определяется в ходе открытого и объективного процесса сравнительной оценки, который будет учитывать такие факторы, как геотехнические аспекты, процессы эрозии, экологические соображения, безопасность и т.д.
• Места срезов свай или проводников должны быть демонтированы до уровня линии придонного ила или ниже.
• Деятельность по выводу из эксплуатации должна осуществляться таким образом, чтобы это было безопасно, необоснованно не мешало другим пользователям морского дна, не причиняло чрезмерного серьезного ущерба или не нарушало среду обитания человека, морскую и прибрежную среду.
РАЗДЕЛ 4. Процесс Подачи Заявки на Вывод из Эксплуатации Производственных Участков на
Континентальном Шельфе Морей.
ПРЕДСТАВИТЬ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ГРАФИК В УПРАВЛЯЮЩИЙ КОМИТЕТ, С ЦЕЛЬЮ УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОГРАММЫ РАБОТ И БЮДЖЕТА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЙ
ПРОВЕСТИ СООТВЕТСТВУЮЩИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ЦЕЛЯХ РАЗРАБОТКИ
ПЛАНА НА ЛИКВИДАЦИЮ УЧАСТКА
ПРЕКРАЩЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВА
Консультации с другими заинтересованными сторонами (МoS), (MoD), (DoF), (SPCB)
УТВЕРЖДЕНИЕ В УПРАВЛЯЮЩЕМ КОМИТЕТЕ ПЛАНА НА ЛИКВИДАЦИЮ
УЧАСТКА, А ТАКЖЕ ПРОГРАММЫ РАБОТ И БЮДЖЕТ
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛИКВИДАЦИИ УЧАСТКА В СООТВЕТСТВИИ
С УТВЕРЖДЕННЫМ ПЛАНОМ
Страница 8 из 22
РАЗДЕЛ 5. Заглушение и Ликвидация Скважин
Заглушение и Ликвидация скважин должны выполняться в соответствии со Стандартом 175 Управления по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD). Отклонения от стандарта 175 Управления по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD), если таковые имеются, должны представляться на утверждение в OISD в каждом конкретном случае.
Ликвидация скважины без буровой установки является приемлемым вариантом. Подрядчики должны иметь возможность ликвидировать скважину наиболее экономичным и безопасным способом по своему усмотрению. Конкретные процедуры проекта Заглушения и Ликвидации Скважины без Буровой Установки представляются на утверждение Управления по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD).
Для проверки целостности каждая изолирующая заглушка Резервуара должна пройти одно или оба из следующих испытаний:
• Вес трубы не менее 15 000 фунтов (6803,88 кг) на заглушку; или
• Давление насоса не менее 1000 фунтов (453,59 кг) на квадратный дюйм (6,45 см²). Убедитесь, что давление не падает более чем на 10 процентов за 15 минут.
РАЗДЕЛ 6. Вывод из эксплуатации платформ и других объектов
Все платформы и другие объекты должны быть выведены из эксплуатации в соответствии с утвержденным Планом на Ликвидацию Участка.
Все производственные стояки должны быть промыты морской водой перед их удалением.
РАЗДЕЛ 7. Информация, подлежащая включению в План на Ликвидацию Платформы или другого объекта
Представить на утверждение Управления по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD) следующую информацию (в случае необходимости) в рамках Плана на Ликвидацию Участка:
(a) Идентификация заявителя, включая:
(1) Подрядчик;
(2) Адрес;
(3) Контактное лицо и номер телефона, адрес электронной почты, факс и
(4) Береговая база.
(b) Определение конструкции, которая будет выведена из эксплуатации, включая:
Страница 9 из 22
(1) Название Платформы
(2) Месторасположение (объект аренды, район, блок и координаты блока);
(3) Дата установки (год);
(4) Предлагаемая дата вывода из эксплуатации (месяц/год); и
(5) Глубина воды.
(c) Описание конструкции, подлежащей выводу из эксплуатации, включая:
(1) Конфигурация (прикрепить фотографию или диаграмму);
(2) Размер;
(3) Количество опор, обсадных труб, свай;
(4) Диаметр и толщина стенки опор, обсадных труб, свай;
(5) Сваи залиты цементом или нет;
(6) Краткое описание состава и состояния почвы;
(7) Размеры и вес опорной конструкции платформы, верхних строений (по модулям), проводников и свай; а также
(d) Указание цели, в том числе:
(1) Дата истечения срока аренды; и
(2) Причина демонтажа конструкции.
(e) Обзор метода удаления,
(f) Планы транспортировки и утилизации (в том числе в качестве искусственного рифа) или сохранения удаленной платформы.
(g) Результаты любых недавних биологических исследований, проведенных в непосредственной близости от объекта, и последние наблюдения за черепахами или морскими млекопитающими в районе конструкции.
(h) Планы по защите археологической и чувствительной биологической экосистемы в ходе операций по удалению конструкции, включая краткую оценку экологического воздействия операций по удалению, а также процедуры и меры для сведения к минимуму негативных последствий такого воздействия.
(i) Уведомление о том, будут ли использоваться водолазы для обследования района после удаления конструкции для определения любых последствий для морской флоры и фауны.
Страница 10 из 22
РАЗДЕЛ 8. Информация, представляемая после того, как платформа или другой объект были выведены из эксплуатации.
В течение 90 дней после вывода из эксплуатации платформы или другого объекта в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности представляется письменный отчет, включающий следующую информацию:
(a) Краткое описание операции по выводу из эксплуатации, включая дату ее завершения;
(b) Описание любых мер принятых для минимизации негативных последствий; и
(c) Заявление, подписанное уполномоченным представителем, удостоверяющее, что типы и количество взрывчатых веществ, использованных при удалении платформы или другого объекта, соответствуют тем, которые указаны в утвержденном Плане на Ликвидацию.
РАЗДЕЛ 9. Вывод Трубопроводов из Эксплуатации Трубопроводы должны быть выведены из эксплуатации и оставлены на месте. Для вывода из эксплуатации трубопровода остающегося на месте необходимо:
(a) Представить на утверждение Управления по Безопасности Нефтяной Промышленности (OISD) следующую информацию в рамках Плана на Ликвидацию:
(1) Причина проведения операции;
(2) Предлагаемые процедуры вывода из эксплуатации;
(3) Длина (в метрах) участка трубы, подлежащего выводу из эксплуатации.
(4) Планы утилизации и обезвреживания
(5) Протяженность трубопровода в месте соприкосновения с морским дном, проходящего через экологически чувствительные районы, такие как национальные парки, заповедники и охраняемые территории и т.д., и план охраны этих районов.
(b) Провести очистку поверхности трубопровода если это целесообразно;
(c) Промыть трубопровод;
(d) Заполнить трубопровод морской водой;
(e) Отрезать и заглушить каждый конец трубопровода;
(f) При необходимости зарыть каждый конец трубопровода не менее чем на 1 метр ниже поверхности морского дна или покрыть каждый конец песчаным или бетонным матрасом;
(g) Снять трубопроводные клапаны и другие фитинги, которые могут необоснованно препятствовать другим видам использования морского дна.
Страница 11 из 22
РАЗДЕЛ 10. После Вывода Трубопровода из Эксплуатации
В течение 90 дней после завершения вывода трубопровода из эксплуатации в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности представляется письменный отчет, включающий следующее:
(a) Краткое описание операции по выводу из эксплуатации, включая дату ее завершения;
(b) Описание любых мер принятых для минимизации негативных последствий; и
(c) Заявление, подписанное уполномоченным представителем, удостоверяющее, что трубопровод был выведен из эксплуатации в соответствии с утвержденным Планом на Ликвидацию.
РАЗДЕЛ 11. Требования к Очистке Участка с Перманентно Заглушенной Скважиной,
Демонтированной Платформой или Другим Объектом
После завершения работ по ликвидации участка убедитесь, что на объекте нет препятствий, используя один из следующих способов:
Если используется -- Необходимо -- И необходимо --
a) Гидролокатор Охватить 100% Использовать сигнал гидролокатора
соответствующей площади сетки
карты производственного участка. с частотой не менее 500 кГц.
b) Водолаз
Убедиться, что водолаз визуально
Убедитесь, что водолаз использует
инспектирует 100% в поиске шаблон концентрических
соответствующей площади сетки
карты производственного участка. кругов или параллельных линий, расположенных на расстоянии
не более 3 метров друг от друга.
c) ДУА (Дистанционно Управляемый Аппарат)
Обеспечить, чтобы камера ДУА вела видеосъемку 100% соответствующей
площади сетки карты
производственного участка.
Убедиться, что в ДУА используется шаблон концентрических кругов или параллельных линий, расположенных на расстоянии не более 3 метров друг от друга.
Страница 12 из 22
РАЗДЕЛ 12. Мероприятия После Очистки и Проверки Участка
(a) В отношении участка со скважиной, представить Письмо о Завершении Работ в течение 90 дней после завершения проверки участка, которое включает:
(1) Подписанное свидетельство о том, что территория участка со скважиной очищена от всех
препятствий;
(2) Дата проведения проверочных работ и какое судно использовалось для этого;
(3) Протяженность обследуемого района;
(4) Используемый метод исследования.
(b) В отношении участка с платформой или другой конструкцией, представить Письмо о Завершении Работ в течение 90 дней после завершения проверки участка, которое включает:
(1) Письмо, подписанное уполномоченным должностным лицом компании, удостоверяющее, что территория участка с платформой или другой конструкцией очищены от всех препятствий и что представитель компании был свидетелем деятельности по проверке;
(2) Письмо, подписанное уполномоченным должностным лицом сторонней компании, выполнявшей контрольные работы, подтверждающее, что платформа или другая конструкция были очищены от всех препятствий;
(3) Дата проведения проверочных работ и какое судно использовалось для этого;
(4) Протяженность обследуемого района;
(5) Используемый метод исследования.
Примечание 1: в течение 180 дней с момента проведения работ по очистке участка Подрядчик должен представить в Управление по Безопасности Нефтяной Промышленности и Главное Управление по Углеводородам (OISD и DGH) отчет третьей стороны о проверке досье о завершении работ подрядчиком, который считается свидетельством завершения работ.
РАЗДЕЛ 13. Требования к Контролю и Обследованию Ликвидированных Трубопроводов
(a) Проведение базового обследования состояния окружающей среды и стабильности трубопровода.
(b) Подрядчик должен также провести обследование местоположения оставленных трубопроводов в целях обеспечения их стабильности после окончания по крайней мере одного сезона муссонов, последовавшего за ликвидацией этих трубопроводов.
(c) Осуществление контроля за трубопроводом после его ликвидации необязательно.
Страница 13 из 22
9. Инструкции по Выводу из Эксплуатации Наземных Производственных Участков в Индии
Министерству Нефти и Природного Газа (MoPNG) следует рассмотреть вопрос о разработке законодательства, предоставляющего Главному Управлению по Безопасности Шахт (DGMS) полномочия по регулированию вывода из эксплуатации наземных производственных участков.
РАЗДЕЛ 1. Определения
(a) Уполномоченный административный представитель означает:
Любое юридическое или физическое лицо, уполномоченное Правительством Индии (GOI) выполнять обязанности по соглашению о сотрудничестве, делегированию полномочий или контракту.
(b) Пресная вода означает:
Вода, содержащая не более 1000 ч / млн общего количества растворенных твердых веществ, при условии, что такая вода не содержит неприемлемых уровней любого компонента, токсичного для животных, растений или водных организмов, если в соответствующих уведомлениях или приказах не указано иное.
(c) Подрядчик означает:
Как определено в Соглашении о Разделе Продукции (СРП).
РАЗДЕЛ 2. Заглушка и Ликвидация Скважины
После прекращения производства скважины должны быть перманентно заглушены.
Прежде чем перманентно заглушить скважину или зону, подается заявка на ее заглушение и ликвидацию в Главное Управление по Безопасности Шахт для получения разрешения. Запрос на официальное утверждение должен содержать следующую информацию:
(a) Причина для заглушения скважины (или зоны), а также информация, указывающая на отсутствие потенциала для дальнейшей прибыльной добычи нефти или газа
(b) Последние данные испытаний скважины и данные о давлении, если таковые имеются;
(c) Максимально возможное поверхностное давление, и как оно было определено;
(d) Тип и вес флюида, используемого для контроля скважин;
(e) Описание работы; и
(f) Текущая и предложенная ранее схема и описание скважины, которые включают:
(1) Глубина скважины;
(2) Все перфорированные интервалы, которые не были заглушены;
Страница 14 из 22
(3) Глубина и детали обсадных колонн и насоснокомпрессорных труб;
(4) Подземное оборудование;
(5) Оценочные верхние части цемента (и основа оценки) в каждом кольцевом пространстве обсадной колонны;
(6) Расположение заглушек;
(7) Типы заглушек;
(8) Длина заглушек;
(9) Свойства используемого раствора и цемента;
(10) Планы перфорации и резки обсадной колонны;
(11) Планы тестирования заглушек;
(12) Состояние окружающей среды в непосредственной близости от национальных парков, заповедников дикой природы и охраняемых территорий и план по минимизации негативного воздействия на них.
Примечание: Ликвидация скважины без буровой установки является приемлемым вариантом. Подрядчики должны иметь возможность ликвидировать скважину наиболее экономичным и безопасным способом по своему усмотрению. Конкретные процедуры проекта Заглушки и Ликвидации Скважины без Буровой Установки представляются на утверждение в Главное Управление по Безопасности Шахт (DGMS).
РАЗДЕЛ 3. Требования к Перманентному Заглушению Скважин
(a) Убедитесь, что все заглушки скважины
(1) Обеспечивают внутрискважинную изоляцию углеводородов и зон;
(2) Защищают пресноводные пласты; и
(3) Предотвращают миграцию пластовых флюидов в стволе скважины или на поверхность.
(b) Осуществите перманентное тампонирование скважины в соответствии с таблицей, приведенной ниже.
ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРМАНЕНТНОМУ ЗАГЛУШЕНИЮ СКВАЖИН
Если — Тогда использовать —
(1) Зоны в открытом стволе скважины Цементная заглушка(и) устанавливается на расстоянии не менее 30
м ниже дна и 30 м над верхней границей нефтяных, газовых и
пресноводных зон, чтобы изолировать флюиды в пластах.
Страница 15 из 22
Если — Тогда использовать —
(2) Открытый ствол скважины
под обсадной колонной (i) Цементную заглушку, устанавливаемую методом смещения, не менее 30
м выше и ниже глубочайшего башмака обсадной колонны;
(ii) Фиксатор цемента с эффективным регулированием противодавления, устанавливаемый на 15-30 м над башмаком обсадной колонны, и цементную заглушку, которая простирается не менее чем на 30 м ниже башмака обсадной колонны и не менее чем на 15 м над фиксатором цемента; или
(iii) Мостовую заглушку, установленную от 15 м до 30 м над башмаком с 15 м цемента сверху мостовой заглушки, для ожидаемых или известных условий потери циркуляции.
(3) Перфорированная зона, которая (i) Метод выдавливания цемента на все ранее опрессованные или
в настоящее время открыта и изолированные перфорации.
ранее не была
опрессована или
изолирована.
(ii) Цементную заглушку, устанавливаемую методом смещения, не менее чем на 30 м выше и на 30 м ниже перфорированного интервала, или вниз до заглушки обсадной колонны, в зависимости от того, какая из этих величин меньше; или
(iii) Если перфорированные зоны изолированы от нижнего отверстия, следует использовать любые заглушки, указанные в пунктах (b) (3) (iii) (A) - (E) настоящего раздела, вместо тех, которые указанны в пунктах (b) (3) (i) и (b) (3) (ii) настоящего раздела.
(A) Фиксатор цемента с эффективным регулированием противодавления, установленным на 15-30 м выше перфорированного интервала, и цементную заглушку, которая простирается по меньшей мере на 30 м ниже перфорированного интервала, и по меньшей мере 15 м цемента над фиксатором;
(B) Мостовую заглушку установленную от 15 до 30 м выше
Страница 16 из 22
Если — Тогда использовать —
перфорированного интервала и не менее 15 м цемента на мостовой заглушке;
(C) Цементную заглушку длиной не менее 60 м, устанавливаемая методом смещения, с нижней границей заглушки не выше 30 м над перфорированным интервалом;
(D) Сквозную корзиночную заглушку, установленную на расстоянии не более 30 м выше перфорированного интервала с не менее 15 м цемента над корзиночной заглушкой; или
(E) Заглушку трубы установленную не более чем на 30 м выше перфорированного интервала с достаточным объемом цемента простирающимся не менее чем на 30 м над самым верхним пакером скважины и с не менее 90 м цемента в кольцевом пространстве обсадной колонны непосредственно над пакером.
(4) Заглушка обсадной колонны, где (i) Цементную заглушку, установленную не менее 30 м выше и ниже конец заглушки находится внутри конца заглушки
обсадной колонны;
(ii) а) Фиксатор цемента или мостовую заглушку, установленную на высоте не менее 15 - 30 м над оконечностью заглушки обсадной колонны, с не менее 15 м цемента над фиксатором цемента или мостовой заглушкой; или
(iii) Цементная заглушку длиной не менее 60 м, с нижней частью заглушки, установленной не более 30 м над концом заглушки обсадной колонны.
(5) Заглушка обсадной колонны, Заглушку, указанную в пункте (b) (1) или (b) (2) настоящего раздела, в
конец заглушки находится ниже соответствующих случаях
обсадной колонны.
Страница 17 из 22
Если — Тогда использовать —
(6) Кольцевое пространство, которое Цементную заглушку не менее 60 м в длину, установленную в круговом сообщается с открытым стволом пространстве. Для скважины, находящейся над поверхностью океана,
скважины и простирается до линии протестировать давление в каждом кольцевом пространстве обсадной
бурового раствора колонны для проверки изоляции.
(7) Скважина с обсадной колонной Цементная поверхностная заглушка длиной не менее 20 метров,
установленная в самой маленькой обсадной колонне, которая
простирается до поверхности с верхушкой заглушки не менее 10 м
ниже поверхности.
(8) Флюид, оставшийся в стволе Флюид в промежутках между заглушками, который является достаточно
плотным чтобы оказывать гидростатическое давление, превышающее
пластовое давление в промежутках.
(c) Для проверки целостности заглушка(и) для изоляции резервуара должна пройти одно из следующих испытаний (каждая):
• Вес трубы не менее 15 000 фунтов (6803,88 кг) на заглушку; или
• Давление насоса не менее 1000 фунтов (453,59 кг) на квадратный дюйм (6,45 см²). Убедитесь, что давление не падает более чем на 10 % за 15 минут.
РАЗДЕЛ 4: Демонтаж Устья Скважины и Обсадной Колонны, Восстановление Участка
Удалить устье скважины и все обсадные трубы на глубину не менее 1,5 м ниже уровня земли.
Альтернативная глубина удаления, если таковая требуется, должна согласовываться и утверждаться в каждом конкретном случае.
Страница 18 из 22
Очистить площадку вокруг скважины и рекультивировать земельный участок до состояния, близкого к первоначальному или сог
More
Less
Translation education
Graduate diploma - VUMO RF
Experience
Years of experience: 18. Registered at ProZ.com: Sep 2020.
Adobe Acrobat, Microsoft Excel, Microsoft Office Pro, Microsoft Word, Smartcat, Trados Studio
CV/Resume
CV available upon request
Bio
Experienced Translator and Interpreter with a demonstrated history of working in various industries of business, manufacturing, trade, education and public service. Language pairs: English > Russian, Bahasa Indonesia > Russian. Accustomed to SDL Trados Studio translation platform. Public communication professional with a Bachelor's degree focused in East Asian Languages, Literature, Linguistics and Regional Studies from ВУМО РФ.
Experience in working on managerial positions in the Armed Forces of Russian Federation, Air Navigation Industry for Indonesia Civil Aviation, Woodworking Industry, Food Products Manufacturing & Sales. Used to work as an ESL Teacher in IGCSE Cambridge Examination Program.
Strong Research and Analytical skills. Repeatedly conducted market research in Indonesia in favor of Russian and foreign companies, verified local businesses for legitimacy, supervised production process and export shipments.
Expertise