Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Вслучае осложнения ствола скважины предусмотреть перед каждым подъемом бурильного инструмента прокачку через забой скважины порции вязкого бурового раствора объемом 5-6 м3, с вязкостью повышенной до 60-80 с

Вслучае если нарушения в технологии строительства скважины привели к осыпям и обвалам неустойчивых пород, то наряду с вышеперечисленными мероприятиями (табл. 8.13) провести укрепляющие цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок - до 3-х заливок. В случае отсутствия положительного результата дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком.

17.5 Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении прихватоопасных зон

Для предотвращения прихватов и прилипания бурильного инструмента при строительстве скважин применить следующий комплекс мероприятий:

1.Исключить непроизводительные затраты времени при строительстве скважин (аварии, простои).

2.В случае длительных остановок в процессе бурения ствол скважины проработать, особое внимание уделить интервалам залегания неустойчивых горных пород.

3.Параметры бурового раствора поддерживать в соответствии с проектными значениями. Соблюдать рецептуры приготовления раствора.

4.Плотность бурового раствора должна исключать превышение избыточного давления на пласт не более, чем это установлено нормами, для чего геологическая служба должна прогнозировать пластовое давление с наибольшей точностью.

5.Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных добавок. Рекомендуется в буровом растворе содержание смазочной добавки 1 % графита.

6.Обеспечить устойчивую работу буровых насосов, режим промывки.

7.Обеспечить устойчивую работу системы очистки бурового раствора.

8.В процессе бурения следить за выносом шлама при прекращении или уменьшении выноса шлама остановить бурение и промыть скважину в течение не менее 2 циклов с одновременным расхажива нием инструмента.

9.При спуске инструмента перед прихватоопасной зоной проверяют роторную цепь, лебедку, насосы, воздухопроводы.

10.Запрещается оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильно пористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов. Не оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола более чем на 10 мин.

11.В компоновку низа бурильной колонны рекомендуется включать элементы, обеспечивающие наименьшую площадь контакта со стенками скважины. Такими являются противоприхватные опоры. Противоприхватные опоры (тип Д по ГОСТ 6365-74) рекомендуется размещать на участках бурильной колонны, находящихся в прихватоопасной зоне - напротив проницаемых пород. В качестве противоприхватных опор используют стабилизаторы и центраторы, диаметр которых на 5-10 мм меньше диаметра долота.

12.При возникновении прихватоопасности в компоновку бурильной колонны следует включать ясс.

13.При СПО не допускать "посадок" бурильного инструмента более 5 тс, "затяжек" более 10 тс. Интервалы "посадок" и "затяжек" проработать.

14.Вести журнал наработки комплекта бурильных труб. Своевременно выполнять ревизию забойных двигателей, бурильного инструмента.

15.Элементы низа бурильной колонны не должны иметь сварочных поясов и острых кромок, приводящих к разрушению фильтрационной корки на стенках скважины.

16.После окончания каждого долбления промыть ствол скважины в течение 2 циклов с одновременным расхаживанием инструмента на максимальную длину.

17.При бурении обеспечить расход промывочной жидкости, позволяющий формироваться турбулентному режиму потока в затрубном пространстве.

18.Бурильную колонну необходимо опрессовать в сроки, установленные проектной документацией или руководством бурового предприятия.

19.В случае необходимости (при согласовании с технологической службой бурового подрядчика) допускается до полной отработки долота производить профилактический подъем-спуск бурильного инструмента;

20.С целью предупреждения желобообразования в скважине при изменении направления ее оси необходимо применять резиновые кольца для бурильных труб, ГОСТ 6365-74. Наружный диаметр резинового кольца, одетого на трубу, существенно больше бурильного замка. При сработке резиновых колец до диаметра замка их меняют на новые.

21.Исключить падение в скважину с устья посторонних предметов.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Примечание - прихватообразными зонами являются интервалы где залегают высокопроницаемые породы (пласты с низкими пластовыми давлениями, интервалы зон поглощения), зоны склонные к обвалам. где в процессе бурения может образоваться толстая глинистая корка и увеличивается возможность прилипания бурильной колонны (особенно УБТ) к стенке скважины. В данной проектной документации такими зонами являются интервалы склонные к обвалам и поглощениям. Эти интервалы приведены в разделе 2.5.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных реше-

18 Список нормативно-справочных и инструктивнометодических материалов, используемых при принятии проектных решений и строительстве скважины

Общая пояснительная записка организована с использованием следующих нормативных и литературных источников:

Таблица 18.1 -

6Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. Москва, « Недра». 1987 г. ППБО-85

7Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. Москва, 30.06.03г. ППБ-01-03

8

Производственно-отраслевые сметные нормы на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ. МТиЭ РФ, РАО « Газпром», МПР РФ. Москва, 2000г.

9

Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных скважин. Москва, ВНИИОЭНГ, 2000г. МНВИ

10

Нормы расхода материалов, электроэнергии и водопотребления для проектирования строительства скважин. Тюмень-Нефтеюганск, 1997г. ПОСН

11

Регламент проведения геофизических исследований бурящихся скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Тюмень-Нефтеюганск, 1998г. ТР

Выбор типоразмера перфоратора и плотности перфорации в зависимости от геолого-

12промысловой характеристики объектов разработки месторождений Тюменской области. СТО

51.00.017-84. Тюмень, 1984г. СТО Технологические регламенты на проектирование и строительство скважин на месторождениях

13ОАО « Юганскнефтегаз» ( Бурение наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин.

РД 39-01480070-001/007-2000). Тюмень, 2000г. ТР Технико - технологический регламент « Бурение наклонно-направленных, пологих и горизонталь-

14ных скважин» № П1-01 ТР-001 ЮЛ099. ООО « РН - Юганскнефтегаз», ОАО « ТомскНИПИнефть ВНК». 2008 г. РД

15

Технико-технологический регламент на буровые растворы для бурения скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Краснодар, 2003г.

16

Межотраслевые нормы времени на капитальный ремонт скважин. Москва, ВНИИОЭНГ, 1992г. МНВК

17Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-2-645-81. РД Технико-технологический регламент на проектирование и строительство скважин на месторожде-

18ниях ОАО « Юганскнефтегаз» ( Углубление скважин. РД 39-0148070-002/07-2001 ). Тюмень, 2001г. ТР

19Инструкция по расчёту бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин, Москва, 1997г. РД

20

Номенклатурный каталог на освоенные и серийно выпускаемые шарошечные долота и бурильные головки. ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. Москва, 1991г. РД

21Инструкция по подготовке обсадных труб к спуску в скважину. . РД 39-2-132-78. Куйбышев, 1980г.

22Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва, 1997г. РД

23Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Москва, 1999г. РД

24

Технико-технологический регламент на крепление скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Краснодар, 2003г. ТР

25

Технологический регламент « Оснастка обсадных колонн и технология крепления водозаборных скважин», РД 39Р-48738956-2000. Нефтеюганск, 2000г. ТР

Производство буровых работ и охрана природной среды при эксплуатационном и разведочном

26бурении на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». РД 39-0148070-003/1-98. ТюменьНефтеюганск, 1998г. РД

27Отраслевая методика по разработке норм и нормативов водопотребления и водоотведения по

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных реше-

нефтяной промышленности (бурение скважин и добыча нефти). РД 39-1-624-81. Уфа, 1981г. РД

28

Методические указания по определению объёмов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин, РД 39-3-819-91 РД

29

Информационный материал по расчёту индивидуальных норм водопотребления на производ- ственно-эксплуатационные нужды при бурении скважин. Москва, 1995г. РД

30

Методика расчёта норм водопотребления и водоотведения при проектировании и строительстве скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 2003г. РД

Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях

31углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородосодержащих. РД 51-1-96, Москва, 1996г. РД Инструкция по рекультивации шламовых амбаров и участков, загрязнённых нефтью и нефтепро-

32дуктами при строительстве скважин с помощью бакпрепарата « Путидойл». Тюмень, СибНИИНП, 1992г. РД

33

Регламент на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров при строительстве скважин в системе Главтюменнефтегаза. Тюмень, 1990г. РД

Методические указания по сбору, анализу физико-химического состава и загрязняющих свойств,

34производственно-технологических отходов, образующихся при строительстве скважин на нефть и газ. РД 39-0147001-741-92. Москва, 1992г. РД

35

Технологический регламент по вторичному вскрытию продуктивных пластов и освоению скважин на месторождениях ОАО Юганскнефтегаз . РД 39-0148070-003/01-98.__

36

Инструкция по расчёту колонн насосно-компрессорных труб. ВНИИТнефть, 1990г. РД

39.0147014.0002.89.

37

Укрупнённые нормы времени на испытание скважин с помощью ЭЦН, СГН. Нефтеюганск, 1996г. УНВ

38

Оборудование и инструмент для освоения, ремонта нефтяных и газовых скважин. Каталог ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1984г. ТР

39

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01. Москва, 2001г. РД

40

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте. Госгортехнадзор России. РД 08 - 435 - 02. Москва, 2002г. РД

41

Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. Москва, 1999г. РД

42

Методические указания по расчёту выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/час. С-Петербург, 1991г. РД

43

Методические указания по расчёту выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с дымовыми газами отопительных и отопительно производственных котельных. Москва, 1991г. РД

44

Временные рекомендации по расчёту выбросов от стационарных дизельных установок. Ленинград, 1988г. РД

45

Методика проведения инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для автотранспортных предприятий (расчётным методом ). Москва, 1991г. РД

46

Методика расчёта выделений (выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу при сварочных работах на основе удельных показателей. С-Петербург, 1997г. РД

Методика оценки современного состояния и прогнозирования поступления вредных веществ в

47воздушный бассейн от предприятий Миннефтепрома на перспективу до 2015г. РД 39-147098-001- 88, М, 1988г. РД

48

Методика по определению выбросов вредных веществ в атмосферу на предприятиях Госкомнефтепродукта РСФСР. Астрахань, 1988г. РД

49

Методика расчёта концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе предприятий. ОНД – 86, Ленинград, 1987г. РД

Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей природной

50среды. Москва, 1993г. Утв. министром охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ

06.01.1993г. РД

51

Закон Ханты-Мансийского автономного округа « Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа», Ханты-Мансийск, 1998г. ОЗ

52Закон РФ « Об охране окружающей среды». М., 03.03.92. ФЗ

53Закон Российской Федерации « О недрах». М., 04.05.92. ФЗ

54Закон РСФСР « Об охране атмосферного воздуха». Москва, 1990г. ФЗ

55

Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. ГОСТ 17.2.3.02-78 ГОСТ

56 Санитарная охрана атмосферного воздуха населённых мест. СанПиН № 4969, М., 1989г. СПН

57

Сборник методик по расчёту выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производителями. Л.: Гидрометиздат, 1987г.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных реше-

58

Временный классификатор токсичных промышленных отходов и методические рекомендации по определению класса токсичности промышленных отходов. М. Минздрав СССР, ГКТН СССР, 1987г

59

Правила охраны поверхностных вод /Типовые положения/. (Утверждены Госкомприродой СССР

21.02.91, введены с 1.03.91г.). РД

60 Правила охраны атмосферного воздуха. М. Госкомприрода СССР, Ока, 1990г. РД

61

Положение по контролю за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу на объектах предприятий Миннефтегазпрома СССР. Уфа: Вост-НИИТБ, 1990г. РД 39-0147098-017-90. РД

62

Типовое положение о службе радиационной безопасности предприятий топливно-энергетического комплекса РФ (ТЭС, нефтепромыслы). М. Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г. РД

63 Радиационный контроль. Оборудование и услуги. Каталог, НПП « Доза», 1995/1996 г.

64

Радиационный контроль и пробоотбор на нефтегазовых промыслах и тепловых электростанциях России (методические указания). Москва, Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г. РД

65

Обращение с радиоактивными отходами на нефтегазовых промыслах России (методические указания). Москва, Министерство топлива и энергетики РФ, 1995г. РД

66

Инструкция по технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов. РД 39- 2-1305-85. РД

67

Регламент на проектирование и ведение подготовительных работ к строительству скважин на месторождениях ОАО « Юганскнефтегаз». РД 39 Р-48738956-001-2000, Нефтеюганск, 2000г. РД

68

Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов. РД 08- 120-96. РД

69

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Москва, 1999г. РД

70

Временная инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. РД 39-2-175-79, Краснодар - Тюмень, 1979г. РД

71Теория и практика заканчивания скважин, т. 1÷5. Булатов А.И., и др., Москва, « Недра», 1997 г. -

72Единые нормы времени на бурение скважин. Москва, ВНИИОЭНГ, 2000г. РД

73

Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля, М., 2000г. (Утв. Постановлением Госгортехнадзора России № 39 от 02.06.2000г.) РД

74 Инструкция по эксплуатации бурильных труб. Куйбышев, 1990г. РД 39-013-90. РД

75

Федеральный закон « О лицензировании отдельных видов деятельности» № 128-ФЗ от 08.08.01г. (с изменениями и дополнениями к закону) ПБ

76

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. РД 03- 484-02. РД

77

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. ПБ 03-246-98. Госгортехнадзор России № 64 от 6.11.98г. РД

78

Положение о техническом обслуживании и планово-предупредительном ремонте оборудования, используемого в бурении и капитальном ремонте скважин. Москва, ЗАО « ССК», 2003 г.

79

Регламент на выполнение работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами УГИС, УОС, УЭОС. Нижневартовск, 2000г. РД

Положение о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих

80

производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведение приёмочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение. (Утв. Постановлением Госгортехнадзора от 05.11.2001 г. № 51). РД

Положение о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных про-

81изводственных объектах. РД 03-485-02. (Утв. Постановлением Госгортехнадзора от 14.06. 2002 г.,

№ 25). РД

82

Укрупнённые нормы времени на капитальный ремонт скважин с подъёмников « Кремко» и «IRI». АО « Юганскнефтегаз», НИС, г. Нефтеюганск, 1997 г. РД

83

Основные положения по эксплуатации бурильных труб в Филиалах и Управляемых обществах ЗАО « ССК». РО № 07-ОП. Москва, 2005г. РД

84

Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях. РД 39-0147009-513-85, 1985 г. РД

85

Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли. РД 153-39-026-97 (Согласовано Госгортехнадзором России 09.12.1997 № 10-03/736). РД

86

Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты. М., Минтруда РФ, 1998г. с изм. от 29.10.1999г. РД

ДОПОЛНЕНИЕ № 1 к технологическому регламенту (конструкция и крепление скважин). Расчёты

87тампонажного цемента и добавок к нему для цементирования обсадных колонн с учётом реальных условий месторождений. Краснодар, 2003г. ТР

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Том 5.7 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных реше-

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

19 Оценка технического состояния обсадных колонн и определение их остаточной прочности

Согласно требованиям п.п.2.2.6.21 и 2.3.7. ПБ НГП. М.. 2005 г. техническое состояние обсадных колонн должно подвергаться периодической проверке и в случае необходимости, обсадные колонны испытываются на остаточную прочность.

Интенсификация отбора пластовых флюидов из скважин предъявляет высокие требования к прочностным характеристикам обсадных колонн как при проектировании строительства скважин, так и на поздней стадии эксплуатации.

Долговечность конструкции скважин зависит от наличия зон осложнений и пластов, содержащих агрессивные компоненты, гидрогеологии, технологии и качества их строительства, технологии и режима их эксплуатации, своевременного контроля за техническим состоянием, и выполнения профилактических, ремонтно-восстановительных работ.

Основным видом отказов эксплуатационных колонн является потеря их герметичности в процессе эксплуатации.

Однако в настоящее время нет фундаментальных исследований, в которых рассматривались бы причины потери герметичности обсадных колонн с момента проектирования конструкции скважин до завершения разработки месторождения или до полной выработки резерва скважины и ее ликвидации.

Техническое состояние определяется комплексом геофизических исследований, включающим следующие виды работ:

∙акустический каротаж с записью фазокореляцонных диаграмм (АК-ФКД):

∙гамма-гамма цементометрия-толщинометрия;

∙акустический телевизор САТ.

Перед проведением комплекса ГИС скважину заглушить пластовой водой и составить акт о готовности скважины к проведению геофизических работ.

После получения (от геофизиков) данных о характере естественного износа эксплуатационной колонны коэффициент снижения ее несущей способности определяется теоретическим путем по « Инструкция по расчету обсадных колони на особые условия эксплуатации», ВРД 39-19-048-2001.

Коэффициент снижения несущей способности изношенных (поврежденных в результате

коррозии) труб к наружному давлению К1 определяется из выражения:

К2=е(0,0175*δ-0,3596)*и

Коэффициент снижения несущей способности изношенных труб к внутреннему давлению К2

определяется из выражения:

К2=е(0,0182*δ-0,3736)*и

где е=2,71828 - основание натурального логарифма

δ - первоначальная толщина стенки обсадных труб, мм и - износ толщины стенки обсадных труб, мм

Предположим, что по данным ГИС естественный износ стенок обсадных труб в результате коррозии равен 2 мм.

Определим:

К1=2,71828 (0,0175х9,2-0,3596) х 2 = 0,672

К2 = 2,71828 (0,0182х9,2-0,3736) х 2 = 0,662

Определим параметры остаточной прочности поврежденного участка колонны. Величина наружного давления, при которой максимальные напряжения в поврежденной трубе будут равна пределу текучести материала, составляет:

Р1кр = K1 х Ркр = 32,8 х 0,672 = 22,04 МПа, где

Ркр – 32,8 МПа - критическое давление, при котором напряжение в теле трубы 178 х 9,2 « Е» достигает предела текучести.

Величина внутреннего давления, при которой максимальные напряжения в поврежденной трубе будут равна пределу текучести материала, составит:

Р1т = К2 х Рт = 0,662 х 49,9 = 33,03 МПа

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Для 178 мм эксплуатационной колонны запас прочности к наружному давлению n1 = 1,3, к внутреннему n2 = 1,3.

С учетом этих коэффициентов допускаемые избыточные давления, обеспечивающие безопасный режим эксплуатации 178 мм колонны составляет:

РНар = Р1/n1 = 22,04/1,3 = 16,95 МПа Рвнут= Р2Т/ n2 = 33,03/1,3 = 25,41 МПа

Необходимость испытания на остаточную прочность в каждом конкретном случае определяет Заказчик. Дополнительные избыточные давления при опрессовке могут привести к внезапному разрушению обсадной колонны, а так же способствуют ускорению процесса ее естественного износа.

Влюбом случае опрессовка изношенных эксплуатационных колонн по всей ее длине не рекомендуется: лучше провести локальную (в интервале, где остаточная толщина стенки обсадной колонны имеет минимальную величину) опрессовку с использованием пакера типа ПРС.

Вслучае аварийного разрушения обсадных колонн в процессе строительства скважин (бурения) работы по восстановлению их несущей способности проводить по дополнительному плану, разработанному буровым подрядчиком, согласованному Управлением по технологическому и экологическому надзору по Тюменской области и проектной организацией.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

20 Сведения о транспортировке грузов, вахт, бурового оборудования, блоков и пробег спецмашин

Таблица 20.1 - Расстояния перевозки грузов, бурового оборудования, блоков, вахты и пробег спецмашин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

21 Срок безопасной эксплуатации скважины

Заложенные в проекте на строительство скважины технические, технологические решения, материалы при полной их реализации обеспечивают высокую надежность и долговечность построенных скважин при соблюдении правил их эксплуатации.

Планово-экономическими документами предусматривается амортизационный срок службы нефтяных и газовых скважин в течение 15 лет, фактический среднестатистический срок службы нефтяных скважин 25 лет.

Вэтой связи проектом установлен срок безопасной эксплуатации скважины 25 лет.

Всоответствии с РД 03-484-02 « Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», предприятия, эксплуатирующие опасные производственные объекты, не имеют права продлевать срок эксплуатации скважины сверх установленного проектом без проведения работ по определению возможности продления срока эксплуатации. Такую работу выполняют экспертные организации.

По результатам работ, проведенных экспертной организацией принимается одно из решений:

∙продолжения эксплуатации на установленных параметрах;

∙продолжение эксплуатации с ограничением параметров;

∙ремонт;

∙доработка (реконструкция);

∙использование по иному назначению;

∙вывод из эксплуатации