"Мұнай операцияларын жүргізген кезде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағудың нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 21 қазандағы № 64 бұйрығына өзгеріс енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 27 маусымдағы № 274 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2016 жылы 26 шілдеде № 13982 болып тіркелді. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 5 мамырдағы № 164 бұйрығымен

Ескерту. Бұйрықтың күші жойылды – ҚР Энергетика министрінің 05.05.2018 № 164 (29.06.2018 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Мұнай операцияларын жүргізген кезде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағудың нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 21 қазандағы № 64 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 9915 болып тіркелген, "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде 2014 жылғы 12 желтоқсанда жарияланған) мынадай өзгеріс енгізілсін:

тақырыбы және көрсетілген бұйрықтың 1-тармағы мынадай редакцияда жазылсын, орыс тілінде мәтіні өзгермейді:

"Мұнай операцияларын жүргізу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы";

"1. Қоса беріліп отырған Мұнай операцияларын жүргізу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі бекітілсін.";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Мұнай операцияларын жүргізу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі осы бұйрыққа қосымшаға сәйкес жаңа редакцияда жазылсын.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Мұнай-газ кешеніндегі экологиялық реттеу, бақылау және мемлекеттік инспекция комитеті заңнамада белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін оның көшірмелерін электронды және қағаз түрінде күнтізбелік он күн ішінде мерзімді баспа басылымдарында және "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде ресми жариялауға, сондай-ақ тіркелген бұйрықты алған күннен бастап бес жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің Эталондық бақылау банкіне енгізу үшін Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің "Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жіберуді;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ресми интернет-ресурсында және мемлекеттік органдардың интранет-порталында орналастыруды;

4) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 2) және 3) тармақшаларымен көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді беруді қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының Энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғаш ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Энергетика министрі	Қ. Бозымбаев

	Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2016 жылғы 27 маусымдағы № 274 бұйрығына қосымша
	Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 21 қазандағы № 64 бұйрығымен бекітілген

Мұнай операцияларын жүргізу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи
газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі
1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Мұнай операцияларын жүргізу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының (бұдан әрі – Заң) 18-бабының 14) тармақшасына сәйкес әзірленді және мұнай операцияларын жүргізген кезде:

1) ұңғымалар объектілерін сынау кезінде;

2) кен орнын сынамалы пайдалану кезінде;

3) газды технологиялық еріксіз жағу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағудың нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін анықтайды.

2. Осы Әдістеменің мақсаттары үшін мынадай ұғымдар пайдаланылады:

1) газ жағу нормативтері – өндірілетін газ көлемі мен газ факторын ескере отырып, осы Әдістемеде белгіленген формулалар негізінде есептеу жолымен анықталатын өлшем;

2) кен орнын сынамалы пайдалану – өнеркәсіптік игерудің технологиялық схемасы мен жобасын жасау үшін қабаттардың және кен шоғырларының геологиялық-кәсіпшілік сипаттамалары туралы қолда бар ақпаратты нақтылау мен қосымша ақпарат алу, ұңғымаларды кешенді геологиялық-геофизикалық және гидродинамикалық зерттеу мақсатында көмірсутек шикізатының кен орындарында жүргізілетін операциялар.

Сынамалы пайдалану барлау ұңғымаларын уақытша пайдалануды көздейді.

3. Газ өндіру және жағу көлемдерін анықтауда жер қойнауын пайдаланушымен жобалау құжаттамасына және қолданылатын технологияға сәйкес бақылау-өлшеу аспаптары арқылы газ көлемін өлшеуді есептеу жүйесін қолданумен жүргізіледі:

1) мұнай және газ өндіру, тасымалдау, дайындау және қайта өңдеу үшін қондырғылардың (жүйелердің) кіріс және шығысында;

2) газ турбиналы қондырғының, пештердің, қазандықтардың, газ поршенді қондырғының, суды қабатқа қайта айдау компрессорлары және газды пайдаланатын басқа да жабдықтардың кірісінде;

3) газ көлемін есепке алу тораптарында;

4) шырақ қондырғылар кіре берісінде.

4. Осы Әдістемеде анықталған жағылатын газдың есептелген нормативтері мен көлемдері газды есептеу аспаптарының деректерімен расталады.

5. Газ жағудың іс жүзіндегі көлемдері осы Әдістемеге сәйкес есептелген көлемдерден аспау керек.

6. Өндірілген газдың жалпы көлемі (VI) мынадай формула бойынша есептеледі:

VI = Q_м х Г_ф

мұндағы:

V_I – өндірілген газ көлемі, м³;

Q_м – мұнайдың жылдық, айлық немесе тәуліктік өндіруі тоннада;

Г_ф – газ факторы (алынған газ көлемінің шығарылған мұнайдың көлеміне қатынасы, м³/т-да).

7. Өндірілген газдың жалпы көлемі жағылатын газдың және (немесе) өзіндік өндірістік қажеттіліктерге пайдаланылған газдың шекті жол берілетін көлемдерін белгілеу мақсатында анықталады және:

1) жер қойнауын пайдаланушы кейіннен мәлімделген көлемдерді мұнай және газ саласындағы уәкілетті орган ведомствосының тексеруімен өздігімен бақылау-өлшеу аспаптары арқылы газ көлемдерін өлшеуге есеп жүргізу жүйесін пайдалана отырып, есептеу жолымен;

2) мұнай және газ саласындағы уәкілетті орган – есептеу жолымен жүзеге асырады.

8. Жағылатын газдың есептік көлемі (VII) өндірілген ілеспе газдың жалпы көлемі мен кәдеге жаратылатын, оның ішінде қайта өңделетін газ көлемі арасындағы айырма ретінде мынадай формуламен анықталады:

V_II = V_I - (V₁ + V₂ + V₃ + V₄ + V₅),

мұндағы:

V_II – жағылатын газдың есептік көлемі;

V_I – осы Әдістеменің 6-тармағына сәйкес есептелген өндірілген газ көлемі;

V₁ – технологиялық өз қажеттіліктеріне пайдаланатын газ көлемі (сағалық жылытқыштарда, жылыту пештерінде, қазандық және өзге газды пайланатын қондырғыларда пайдаланылатын газ көлемі). Технологиялық өз қажеттіліктеріне пайдаланылатын есептелген газ көлемі қондырғының техникалық сипаттамасына және оны пайдалану ұзақтығына сүйене отырып анықталады;

V₂ – технологиялық шығындағы (газ жинау, дайындау және тасымалдау технологиялық үдерістері кезіндегі шығын) газ көлемі қолданылатын қондырғының техникалық сипаттамаларымен және жобалық шешімдермен анықталады;

V₃ – электр энергиясын шығару үшін пайдаланылатын газ көлемі қолданылатын қондырғының паспорттық деректеріне сәйкес электр энергия бірлігіне шығарылған электр энергия мөлшерінен және меншікті газ шығынына сүйене отырып анықталады;

V₄ – қабатқа қайта айдау көлемі, қондырғының техникалық сипаттамаларын және қондырғының іске асырылуы жалғасуын ескере отырып анықталады;

V₅ – тауарлық және сұйытылған газ өндіруге арналған газ өңдеу қондырғысында немесе зауыттағы өңдеу көлемі өткізілген тауарлық газ көлемін және өңдеу кезіндегі, магистральдық газ құбырына дейін тасымалдаудағы шығындарды негізге ала отырып анықталады.

2-тарау. Ұңғымалар объектілерін сынау кезінде газды жағу
нормативтерін есептеу

9. Ұңғымаларды сынау кезінде жану нормативтерін (VIII) есептеу мына формула бойынша анықталады:

V_III= Q _{ұңғ.сын}

мұндағы:

V_III – ұңғыма объектілерін сынау кезінде газ жағу көлемі, м³;

Q _{ұңғ.сын} – ұңғымаларды сынау кезіндегі жағу көлемі, м³;

Q _{ұңғ.сын}= Д х Г_ф х К,

мұндағы:

Д – ұңғымалардың орташа күтілетін дебиті, т/тәул. (ұңғыманың дебиті – бір тәулік ішінде өндірілген мұнай көлемі, т/тәул.);

Г_ф – газ факторы, м³/т (алынған газ көлемінің өндірілген мұнай мөлшеріне қатынасы, м3/т);

К – сынау күндерінің саны.

Жалпы ұңғыма объектілерін сынау кезінде газ жағу көлемі – V_III ұңғыма объектілерін сынау кезінде газды жағу есептік нормативтік көлемінен – Q _{ұңғ.сын} аспау керек.

3-тарау. Кен орнын сынамалық пайдалану кезінде газды жағу
нормативтерін есептеу

10. Кен орнын сынамалық пайдалану кезінде газ жағу нормативтерін (V_IV) есептеу жағылатын газ көлемінің сомасынан әрбір қолданылатын ұңғыма үшін мынадай формула арқылы жүргізіледі:

V_IV = Q_{сын.пайдалану}

мұндағы:

V_IV – сынамалық пайдалану кезінде газ жағу көлемі, м³;

Q_{сын.пайдалану} – сынамалық пайдалану кезінде газ жағудың жалпы көлемі, м³.

Q_{сын.пайдалану} = Q_I + Q₂ + Q₃ +......Q_n,

мұндағы:

Q _1,2,3...n – сынамалық пайдаланылатын ұңғымалар.

Әрбір ұңғыма бойынша жағу көлемі мына формула бойынша есептеледі:

Q _1,2,3...n= Д х Г_ф х Т,

мұндағы:

Q _1,2,3...n – бір ұңғыманы сынамалық пайдалану кезінде газды жағу көлемі, м³;

Д – ұңғымалардың орташа күтілетін дебиті, т/тәул. (ұңғыманың дебиті – бір тәулік ішінде өндірілген мұнай көлемі, т/тәул.);

Г_ф – газ факторы, м³/т (алынған газ көлемінің өндірілген мұнай мөлшеріне қатынасы, м³/т);

Т – сынамалық пайдалану кезеңі (күн саны).

Жалпы сынамалық пайдалану кезінде газ жағу көлемі – V_IV сынамалық пайдалану кезінде газ жағудың есептік нормативтік көлемінен – Q_{сын.пайдалану} аспау керек.

4-тарау. Газды технологиялық еріксіз жағу кезінде газды жағу
нормативтерін есептеу

11. Газды жинау, дайындау және тұтынушыға дейін тасымалдау жүйесі объектілеріндегі технологиялық жүйеде, топтасқан қондырғыларда, өндірісішілік және өндірісаралық газ жинау желілерінде, орталық мұнай дайындау пунктінде, газ құбырлары мен жабдықтарының алаңаралық қосындыларының газды кешенді дайындау қондырғысында, магистральды газ құбырлары учаскелерінде және т.б. газды технологиялық еріксіз жағудың болуы жанатын газ көлемінің есептеу нормативтерін белгілеу үшін олардың санын бағалау қажеттілігін шарттайды.

12. Газды технологиялық еріксіз жағу көлемі әрбір кен орны үшін жеке болып табылады және газ құбырының әр түрлі бағыттағы (диаметрі, ұзындығы) нақты технологиялық және геометриялық параметріне, паспорттық, техникалық сипаттамалары негізінде жабдықтың және қондырғының технологиялық жұмыс режиміне, жер қойнауын пайдаланушылар газ шығынын есептеу аспабымен анықталатын технологиялық жабдықты пайдалану кезінде өндіру, тасымалдау, дайындау, өңдеу және газды жағу технологиялық үдерісінің барлық кезеңінде қолданатын жабдыққа байланысты болады.

13. Газды технологиялық тұрғыдан еріксіз жағу кезінде есептеулерді орындау үшін жер қойнауын пайдаланушыларда аспаптар болмаған жағдайда дайын өнімді жинау, дайындау, тасымалдау жүйесіне талдау жүргізу, жер қойнауын пайдаланушылар технологиялық жабдықтарды пайдалануда газды технологиялық өндіру, тасымалдау, дайындау, өңдеу және жағу процестерінің барлық кезеңдерінде қолданатын жабдықтардың төлқұжаттағы және техникалық сипаттамалары негізінде нақты параметрлерді анықтап, түпнұсқаларын айқындау қажет.

14. Іске қосу, жөндеу жұмыстарын жүргізгенде және жабдыққа технологиялық қызмет көрсетуде газ жағудың нормативті есептеу саны мына формуламен есептеледі:

Q_н.е.ж.= V _г.к х К,

мұндағы:

Q _н.е.ж. – газ жағудың нормативтік есептеу саны, газ құбырының және технологиялық жабдықтың жекелеген учаскесі үшін қолданылатын жабдықтың төлқұжаттағы деректері мен техникалық сипаттамаларын негізге ала отырып анықталынады және жағатын газдың көлемін анықтағанда технологиялық еріксіз жағудың әр түріне жеке есептеледі (V₆, V₇, V₈, V₉, м³).

V _г.к – газ құбыры учаскелерінің технологиялық жабдықтың жекелеген ыдыстарының геометриялық көлемі, м³;

К – газ көлемінің газ құбыры учаскесіндегі Р – қысымнан, Тор – орташа газ температурасынан, Z – газдың ағу түрінен және сығылғыштық коэффициентінен тәуелділігін ескеретін жинақтаушы коэффициент (бұл көрсеткіштер газдың химиялық-физикалық құрамын негізге ала отырып,

мұнай-газ кен орындарын өңдеу, пайдалану туралы анықтама әдебиетінен алынған) және мынадай формула бойынша есептеледі:

К = Р/Т_ор х Z

15. Тұтас алғанда кен орны объектісінде технологиялық еріксіз газ жағу нормативтерін есептеудің жиынтық саны мынадай формула бойынша есептеледі:

Q _т.е.ж. =

^Q_н.е.ж.

мұндағы:

Q _т.е.ж. – технологиялық еріксіз газ жағудың нормативтік саны, м³;

n – жабдықтар саны.

16. Жалпы технологиялық еріксіз жағу көлемі – V_v есептік нормативтік технологиялық еріксіз жағудың жалпы мөлшерінен – Q _т.е.ж. аспау керек.

5-тарау. Ұңғымалар объектілерін сынау кезінде газды жағу
көлемдерін есептеу

17. Ұңғыманың әрбір объектісін сынау кезінде газ жағу көлемдері (VIII) жер қойнауын пайдаланушы бекіткен ұңғыманы сынау жоспарына сәйкес анықталады.

18. Ұңғымалардың объектілерін сынау кезіндегі жану көлемдері мынадай формула бойынша анықталады:

V_III = Д х Г_Ф х К,

мұндағы:

V_III – ұңғымаларды сынау кезіндегі жағу көлемі, м³;

Д – ұңғымалардың орташа күтілетін дебиті (ұңғыманың дебиті – бір тәулік ішінде өндірілген мұнай көлемі, т/тәул.);

Г_ф – газ факторы, м³/т (алынған газ көлемінің өндірілген мұнай мөлшеріне қатынасы, м³/т.);

К – сынау күндерінің саны.

6-тарау. Кен орнын сынамалы пайдалану кезінде газды жағу
көлемдерін есептеу

19. Мұнай-газ кен орындарын өңдеу жөніндегі орталық комиссия мақұлдаған жобалық деректер негізінде анықталған сынамалық пайдалану кезеңінде газды жағу көлемі (V_IV) әрбір қолданылатын ұңғыма бойынша жағылатын газ көлемдерінің сомасын ескере отырып, мынадай формула бойынша есептеледі:

V_ІV=V_І+V₂+V₃+_...V_n

мұндағы:

V_ІV – сынамалық пайдалану кезінде газ жағудың жалпы көлемі, м³;

V_I,2,3...n – сынамалық пайдаланудағы ұңғымалар, м³.

20. Әрбір ұңғыма бойынша жағу көлемі мына формула бойынша есептеледі:

V_{1, 2, 3...n} = Д х Г_ф х Т,

мұндағы:

V_1,2,3...n – бір ұңғыманың сынамалық пайдалану кезінде газды жағу көлемі, м³;

Д – ұңғымалардың орташа күтілетін дебиті, т/күн. (ұңғыма дебиті – бір тәулікте өндірілген мұнай көлемі, т/тәул.);

Г_ф – газ факторы, м³/т (алынған газ көлемінің өндірілген мұнай мөлшеріне қатынасы, м³/т.);

Т – сынамалық пайдалану кезеңі (күн саны).

7-тарау. Газды технологиялық еріксіз жағу кезінде газды жағу
көлемдерін есептеу

21. Авария болып есептелмейтін, оның ішінде жабдықтың және басқару жүйесінің бұзылғандығы, шикізат және қамтамасыз ету құралдардың (судың, ауаның, отын газының, будың және электр энергиясының) жеткізуін тоқталуы, жұмыс параметрлерінің (қысым, деңгей, температура, шығын, тазару дәрежесі) асып кетуі (төмендеуі), кеміп қалуы, газ және өртсөндіргіш сигналдау, тасымалдау компаниясымен өнімді қабылдау кезіндегі тежеулер кезіндегі технологиялық жабдықтардың жұмыс кезіндегі технологиялық іркілістер, істен шығулар мен ауытқулар кезінде жағылатын газдың көлемі (V₉, бұдан әрі – технологиялық іркіліс) мына формула бойынша есептеледі:

V₉ = V_I х (Х₁ + Х₂),

мұндағы:

V₉ – технологиялық жабдықтардың жұмыс кезіндегі технологиялық іркілістер кезінде жағылатын газдың көлемі, м³;

V_I – осы Әдістеменің 6-бабына сәйкес есептелген, өндірілген газдың көлемі, м³;

X₁ = 1 х 10⁴ – жер үстіндегі өндіру объектілері үшін технологиялық жабдықтардың пайдалану қадамында технологиялық іркілістер коэффициенті, артық емес^*;

X₁ = 0,5 х 10^-2 – теңіз өндіру объектілері үшін және теңіз өндіру объектілерімен байланысты (теңіз кен орындары) технологиялық жабдықтардың пайдалану қадамында технологиялық іркілістер коэффициенті, артық емес^*;

X₂ = 2 х 10^-2 – іске қосу-баптау жұмыстарындағы технологиялық іркілістер коэффициенті, артық емес^**.

^*Ескертпе:

1) Жаңадан пайдалануға берілетін объектілерді қоспағанда, технологиялық іркілістер бойынша статистикалық деректер болған жағдайда. Жер қойнауын пайдаланушы технологиялық іркілістер коэффициенттерінің мәнін өндірістік процестер сипаттамаларына сәйкес азайта алады.

2) Технологиялық жабдықтардың іркіліс жұмысы нәтижесінде әрбір жанып тұрған алаудың газды үздіксіз жағуына рұқсат етіледі:

– жер үстіндегі өндіру объектілері үшін үздіксіз 24 сағаттан аспау керек;

– теңіз өндіру объектілері үшін және теңіз өндіру объектілерімен байланысты, үздіксіз 48 сағаттан аспау керек.

^**Ескертпе:

X₂ – газды, мұнайды, конденсатты өндеуді жүргізетін комплекстердің іске қосу-баптау жұмыстары кезеңінде қолданылады. Жер қойнауын пайдаланушы технологиялық іркілістер коэффициенттерінің мәнін өндірістік процестер сипаттамаларына сәйкес азайта алады.

22. Технологиялық еріксіз газ жағу көлемі (V_v) мынадай формула бойынша анықталады:

V_v = V₆ + V₇ + V₈ + V₉,

мұндағы:

V_v – технологиялық еріксіз газ жағу м³;

V₆ – технологиялық жабдықты іске қосу-реттеу кезінде жағылатын газ көлемі (жабдықтың паспорттық, техникалық сипаттамаларымен және іске қосу-реттеу жұмыстарының жоспарымен анықталады), м³;

V₇ – технологиялық жабдықты пайдалану кезінде жағылатын газ көлемі (пайдалану режимі бойынша техникалық регламенттермен, жабдықтың паспорттық сипаттамасымен анықталады), м³;

V₈ – технологиялық жабдыққа техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстары кезінде жағылатын газ көлемі (жабдықты пайдалану кезіндегі техникалық регламенттермен және ағымдағы, толық жөндеу кестесімен анықталады), м³;

V⁹ – технологиялық іркілістер кезінде жағылатын газдың көлемі, м³.

О внесении изменения в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 21 октября 2014 года № 64 "Об утверждении Методики расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций"

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 27 июня 2016 года № 274. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 26 июля 2016 года № 13982. Утратил силу приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 164 (вводится в действие с 29.06.2018)

Сноска. Утратил силу приказом Министра энергетики РК от 05.05.2018 № 164 (вводится в действие с 29.06.2018).

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 21 октября 2014 года № 64 "Об утверждении Методики расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций" (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 9915, опубликованный 12 декабря 2014 года в Информационно-правовой системе "Әділет") следующее изменение:

в заголовок и пункт 1 указанного приказа внесено изменение на казахском языке, текст на русском языке не меняется;

Методику расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций, утвержденную указанным приказом, изложить в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

2. Комитету экологического регулирования, контроля и государственной инспекции в нефтегазовом комплексе Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) направление копии настоящего приказа в печатном и электронном виде на официальное опубликование в периодические печатные издания и информационно-правовую систему "Әділет" в течение десяти календарных дней после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан, а также в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации" Министерства юстиции Республики Казахстан" в течение пяти рабочих дней со дня получения зарегистрированного приказа для внесения в эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

3) размещение настоящего совместного приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и интранет-портале государственных органов;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики
Республики Казахстан	К. Бозумбаев

Приложение к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 27 июня 2016 года № 274 Утверждена приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 21 октября 2014 года № 64

Методика
расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или)
природного газа при проведении нефтяных операций
Глава 1. Общие положения

1. Настоящая Методика расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 14) статьи 18 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" (далее – Закон) и определяет методику расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций:

1) при испытании объектов скважин;

2) при пробной эксплуатации месторождения;

3) при технологически неизбежном сжигании газа.

2. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:

1) нормативы сжигания газа – величина, определяемая расчетным путем на основании формул, установленных в настоящей Методике, с учетом объемов добываемого газа и газового фактора;

2) пробная эксплуатация месторождения – операции, проводимые на месторождениях углеводородного сырья с целью уточнения имеющейся и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках пластов и залежей, комплексного геолого-геофизического и гидродинамического исследования скважин для составления технологической схемы и проекта промышленной разработки. Пробная эксплуатация предусматривает временную эксплуатацию разведочных скважин.

3. Определение объемов добычи и сжигания газа осуществляется недропользователем с использованием системы учета замеров объемов газа, посредством контрольно-измерительных приборов в соответствии с проектной документацией и применяемой технологией:

1) на входе и выходе установок (систем) по добыче, транспортировке, подготовке и переработке нефти и газа;

2) на входе: газотурбинной установки, печей, котельных, газопоршневой установки, компрессора для закачки обратно в пласт, и иного оборудования, использующего газ;

3) на узлах учета объема газа;

4) на входе на факельные установки.

4. Расчетные нормативы и объемы сжигаемого газа, определенные настоящей Методикой, подтверждаются данными приборов учетов газа.

5. Фактические объемы сжигания газа не должны превышать объемы, рассчитанные в соответствии с настоящей Методикой.

6. Общий объем добытого газа (V₁) рассчитывается по следующей формуле:

V₁ = Q_н x Г_ф,

где:

V₁ – объем добытого газа, м³;

Q_н – годовая, месячная или суточная добыча нефти в тоннах;

Г_ф – газовый фактор (отношение полученного количества газа к количеству извлеченной нефти, м³/т).

7. Общий объем добытого газа определяется для целей установления допустимых объемов сжигаемого газа и (или) объемов газа, использованного на собственные производственные нужды, и осуществляется:

1) недропользователем самостоятельно с использованием системы учета замеров объемов газа посредством контрольно-измерительных приборов с последующей проверкой заявленных объемов ведомством уполномоченного органа в области нефти и газа, производимой расчетным путем;

2) уполномоченным органом в области нефти и газа - расчетным путем.

8. Расчетный объем сжигаемого газа (V_II) определяется как разность между общим объемом добытого газа и объемом утилизируемого, в том числе перерабатываемого газа, по следующей формуле:

V_II = V₁ - (V₁ + V₂ + V₃ + V₄ + V₅),

где:

V_II – расчетный объем сжигаемого газа:

V₁ – объем добытого газа, рассчитанный в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики;

V₁ – объем газа, используемый на собственные технологические нужды (объем газа, используемый на устьевых нагревателях, печах подогрева, в котельных и ином оборудовании, потребляющим газ). Расчетный объем газа на собственные технологические нужды определяется исходя из технических характеристик оборудования и продолжительности его эксплуатации;

V₂ – объем газа на технологические потери (потери при технологических процессах сбора, подготовки и транспортировки газа) определяется техническими характеристиками применяемого оборудования и проектными решениями;

V₃ – объем газа, используемый для выработки электроэнергии, определяется исходя из количества выработанной электроэнергии и удельного расхода газа на единицу электроэнергии, согласно паспортных данных используемого оборудования;

V₄ – объем обратной закачки в пласт, определяется исходя из технических характеристик оборудования и продолжительности эксплуатации оборудования;

V₅ – объем переработки на газоперерабатывающей установке или заводе для производства товарного и сжиженного газа определяется исходя из объемов реализованного товарного газа и потерь при переработке, транспортировке до магистрального газопровода.

Глава 2. Расчет нормативов сжигания газа при испытании
объектов скважин

9. Расчет нормативов сжигания газа при испытании объектов скважин (V_III) производится по следующей формуле:

V_III = Q_исп._скв.,

где:

V_III – объем сжигания газа при испытании объектов скважин, м³;

Q_исп._скв. – объем сжигания при испытании скважин, м³;

Q_исп._скв. = Д x Г_ф x К,

где:

Д – средний ожидаемый дебит скважин, (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.);

Г_ф – газовый фактор, м³/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м³/т);

К – количество дней испытаний.

В целом V_III – объем сжигания газа при испытании объектов скважин не должен превышать расчетный нормативный объем сжигания газа при испытании объектов скважин Q_исп._скв.

Глава 3. Расчет нормативов сжигания газа при пробной
эксплуатации месторождения

10. Расчет нормативов сжигания газа в период пробной эксплуатации (V_IV) месторождения производится исходя из суммы объемов сжигаемого газа по каждой действующей скважине по следующей формуле:

V_IV = Q_{проб.эксп.},

где:

V_IV – объем сжигания газа в период пробной эксплуатации, м³;

Q_{проб.эксп.} – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м³.

Q_{проб.эксп.} = Q₁ + Q₂ + Q₃ +... Q_n,

где:

Q _{1, 2, 3...n} – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации.

Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:

Q _{1, 2, 3...n} = Д x Г_ф x Т,

где:

Q _{1, 2, 3...n} – объем сжигания газа одной скважины при пробной эксплуатации, м³;

Д – средний ожидаемый дебит скважин (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.;

Г_ф – газовый фактор, м³/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м³/м³, м³/тн.);

Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

В целом V_IV – объем сжигания газа в период пробной эксплуатации не должен превышать расчетного нормативного объема сжигания газа в период пробной эксплуатации Qпроб.эксп.

Глава 4. Расчет нормативов сжигания газа при технологически
неизбежном сжигании газа

11. Наличие в технологической системе на объектах системы сбора, подготовки и транспорта газа до потребителя, групповых установках, внутрипромысловых и межпромысловых газосборных сетях, центральном пункте подготовки нефти, установке комплексной подготовки газа межплощадочных соединений газопроводов и оборудования, участках магистральных газопроводов и т.д. технологически неизбежного сжигания обуславливает необходимость их количественной оценки для установления расчетных нормативов объемов сжигаемого газа.

12. Объем технологически неизбежного сжигания газа является индивидуальным для каждого месторождения и зависит от конкретных технологических и геометрических параметров (диаметр, длина) газопроводов различного назначения, технологического режима работы оборудования и установок на основе паспортных, технических характеристик оборудования, применяемых недропользователями на всех этапах технологического процесса добычи, транспортировки, подготовки, переработки и сжигании газа при эксплуатации технологического оборудования, определяемым приборами учета расхода газа.

13. Для выполнения расчетов при технологически неизбежном сжигании газа, при отсутствии приборов у недропользователей, необходимо провести анализ системы сбора, подготовки, транспорта готовой продукции, выявить источники, уточнить фактические параметры на основе паспортных, технических характеристик оборудования, применяемых недропользователями на всех этапах технологического процесса добычи, транспортировки, подготовки и переработки и сжигании газа при эксплуатации технологического оборудования.

14. Количество расчетного нормативного сжигания газа (Q_р.н.сж.) при проведении пусконаладочных, ремонтных работ и технологического обслуживания оборудования рассчитывается по следующей формуле:

Q_р.н.сж. = V_г.o. x К,

где:

Q_р.н.сж. – количество расчетного нормативного сжигания газа, для отдельного участка газопровода и технологического оборудования, определяется исходя из паспортных данных и технических характеристик применяемого оборудования и рассчитывается при определении объемов сжигаемого газа отдельно для каждого вида технологического неизбежного сжигания (V₆, V₇, V₈, V₉, м³);

V_г.o. – геометрический объем отдельных сосудов технологического оборудования, участков газопровода, м³;

К – обобщенный коэффициент, учитывающий зависимость объема газа от давления – Р на участке газопровода, средней температуры газа – Т_ср, вида истечения и коэффициента сжимаемости газа – Z, (данные показатели берутся из справочной литературы по разработке, эксплуатации нефтегазового месторождения исходя из химико-физического состава газа) рассчитывается по следующей формуле:

К = P/T_cp x Z

15. Суммарное количество расчетного технологически неизбежного нормативного сжигания газа в целом на объекте месторождения рассчитывается по следующей формуле:

где:

Q_т.н.c. – количество технологически неизбежного нормативного сжигания газа, м³;

n – количество оборудования.

16. В целом V_v – объем технологически неизбежного сжигания газа не превышает суммарного количества расчетного нормативного технологически неизбежного сжигания Q_т.н.c.

Глава 5. Расчет объемов сжигания газа при испытании
объектов скважин

17. Объемы сжигания газа при испытании каждого объекта скважины (V_III) определяются в соответствии с утвержденным недропользователем планом испытаний скважины.

18. Расчет объемов сжигания при испытании объектов скважин производится по следующей формуле:

V_III = Д x Г_ф x К,

где:

V_III – объем сжигания при испытании скважин, м³;

Д – средний ожидаемый дебит скважин (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.);

Г_ф – газовый фактор, м³/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м³/т);

К – количество дней испытаний.

Глава 6. Расчет объемов сжигания газа при пробной
эксплуатации месторождения

19. Объемы сжигания газа в период пробной эксплуатации (V_IV), определенные на основе одобренных центральной комиссией по разработке нефтегазовых месторождений проектных данных, рассчитываются исходя из суммы объемов сжигаемого газа по каждой действующей скважине по формуле:

V_IV = V₁ + V₂ + V₃ +...V_n,

где:

V_IV – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м³;

V _{1, 2, 3...n} – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации, м³.

20. Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:

V _{1, 2, 3...n} = Д x Г_ф x Т,

где:

V _{1, 2, 3...n} – объем сжигания газа одной скважины при пробной эксплуатации, м³;

Д – средний ожидаемый дебит скважин (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.);

Г_ф – газовый фактор, м³/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м³/т);

Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

Глава 7. Расчет объемов сжигания газа при технологически
неизбежном сжигании газа

21. Объем сжигаемого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования не являющейся аварией в том числе неисправностях оборудования и систем управления, прекращение подачи сырья и средств обеспечения (воды, воздуха, топливного газа, пара и электроэнергии), превышение (снижение) рабочих параметров (давления, уровня, температуры, расхода, степени очистки), утечки, газовая и пожарная сигнализация, ограничения в приеме продукции транспортной компанией (V₉, далее – технологический сбой) рассчитывается по следующей формуле:

V₉ = V₁ x (Х₁ + Х₂),

где:

V₉ – объем сжигаемого газа при технологических сбоях, м³;

V₁ – объем добытого газа, рассчитанный в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики, м³;

Х₁ = 1 x 10^-4 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для наземных объектов добычи, не более*;

Х₁ = 0,5 х 10^-2 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для морских объектов добычи и связанного с морскими объектами добычи (морских месторождений), не более*;

Х₂ = 2 х 10^-2 – коэффициент технологических сбоев на этапе пусконаладочных работ, не более**.

* Примечание:

1) При наличии статистических данных по технологическим сбоям за исключением вновь вводимых в эксплуатацию объектов. Недропользователь может уменьшать значения коэффициентов технологических сбоев, в соответствии с характеристиками производственного процесса.

2) Допускается непрерывное сжигание газа на каждом из действующих факелов в результате технологических сбоев оборудования:

для наземных объектов добычи не более 24 непрерывных часов;

для морских объектов добычи и связанного с морскими объектами добычи, не более 48 непрерывных часов.

** Примечание:

Х₂ – применим на этапе пусконаладочных работ для комплексов, осуществляющих переработку газа, нефти, конденсата. Недропользователь может уменьшать значения коэффициентов технологических сбоев, в соответствии с характеристиками производственного процесса.

22. Объем технологически неизбежного сжигания газа (V_v) определяется по следующей формуле:

V_v = V₆ + V₇ + V₈ + V₉,

где:

V_v – объем технологически неизбежного сжигания газа, м³;

V₆ – объем сжигаемого газа при пусконаладке технологического оборудования (определяется паспортными, техническими характеристиками оборудования и планом пусконаладочных работ), м³;

V₇ – объем сжигаемого газа при эксплуатации технологического оборудования (определяется техническими документациями по режиму эксплуатации, паспортными характеристиками оборудования), м³;

V₈ – объем сжигаемого газа при техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования, (определяется техническими документациями при эксплуатации оборудования и графиками текущего, капитального ремонтов), м³;

V₉ – объем сжигаемого газа при технологических сбоях, м³.