Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 5 мамырдағы № 164 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2018 жылғы 29 мамырда № 16961 болып тіркелді.

      РҚАО-ның ескертпесі!
      Осы бұйрық 29.06.2018 бастап қолданысқа енгізіледі.

      "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" 2017 жылғы 27 желтоқсандағы Қазақстан Республикасының Кодексі 146-бабының 4-тармағына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

      1. Қоса беріліп отырған Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі бекітілсін.

      2. Мыналардың:

      1) "Мұнай операцияларын жүргізу кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 21 қазандағы № 64 бұйрығының (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 9915 болып тіркелген, 2014 жылғы 12 желтоқсанда "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде жарияланған);

      2) "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 (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 13982 болып тіркелген, 2016 жылғы 9 тамызда "Әділет" ақпараттық - құқықтық жүйесінде жарияланған) бұйрығының күші жойылды деп танылсын.

      3. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Газ өнеркәсібін дамыту департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

      1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

      2) осы бұйрық мемлекеттік тіркелген күннен бастап күнтізбелік он күннің ішінде оның қазақ және орыс тілдеріндегі қағаз және электрондық түрдегі көшірмесін ресми жариялау және Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау қорына енгізу үшін "Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жіберуді;

      3) осы бұйрық мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның көшірмесін мерзімді баспасөз басылымдарына ресми жариялауға жіберуді;

      4) осы бұйрық ресми жарияланғаннан кейін оны Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ресми интернет-ресурсында орналастыруды;

      5) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуден өткеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 2), 3) және 4) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалғаны туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

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

      4. Осы бұйрық 2018 жылғы 29 маусымнан бастап қолданысқа енгізіледі және ресми жариялануға тиіс.

      Министр Қ. Бозымбаев

  Қазақстан Республикасы
Энергетика Министрінің
2018 жылғы 5 мамырдағы
№ 164 бұйрығымен
бекітілген

Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі

1-тарау. Жалпы ережелер

      1. Осы Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі (бұдан әрі – Әдістеме) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" 2017 жылғы 27 желтоқсандағы Қазақстан Республикасының Кодексі (бұдан әрі – Кодекс) 146-бабының 4-тармағына сәйкес әзірленді және жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде:

      1) ұңғыма объектілерін сынау кезінде;

      2) кен орнын сынамалап пайдалану кезінде;

      3) шикі газды технологиялық еріксіз жағу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеуге арналған.

      Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      2. Үлес салмағына қарамастан, жер қойнауынан қалыпты атмосфералық температурада және қысым кезінде газ тектес күйде алынатын кез келген көмірсутектер, оның ішінде тазартылмаған табиғи, ілеспе, қатпарлы газ, көмiр қабаттарындағы метан, сондай-ақ олардың құрамындағы көмiрсутексіз газдар шикі газ деп танылады.

      Мұнайдың құрамында қатталған жағдайларда еріген күйде кездесетін және қысым төмендеген кезде одан бөлініп шығатын көмірсутектердің және көмірсутекті емес газдардың көп құрауышты қоспасы ілеспе газ деп танылады.

      Шикі газды дайындау және (немесе) қайта өңдеу (сепарациялау, тұрақтандыру, тазалау, құрғату, фракциялау, сұйыту, суыту және т.б.) бойынша технологиялық процестердің барлық сатыларында алынған газдар көмірсутектері мен көмірсутекті емес газдардың көпқұрамбөлікті қоспасы деп танылады.

2-тарау. Көмірсутекті өндіру, шикі газды кәдеге жарату және жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу

      3. Жер қойнауын пайдаланушы көмірсутекті өндіру, шикі газды кәдеге жарату және жағу көлемдерін анықтауды жер қойнауын пайдаланушымен бекітілген өндірістік жоспарларды ескере отырып, жобалау құжаттарына және қолданылатын технологияға сәйкес бақылау-өлшеу аспаптары арқылы шикі газ көлемінің өлшемдерін есепке алу жүйесін қолдана отырып жүргізеді:

      1) көмірсутекті өндіру, жинау, сақтау, тасымалдау, дайындау және қайта өңдеу қондырғыларының (жүйелерінің) кіре берісінде және шыға берісінде;

      2) газ турбиналы қондырғының, пештердің, қазандықтардың, газ поршенді қондырғылардың, шикі газды қабатқа қайта айдау компрессорлары және шикі газды пайдаланатын басқа да жабдықтардың кіре берісінде;

      3) шикі газдың көлемін есепке алу тораптарында;

      4) факел қондырғыларының кіре берісінде.

      4. Шикі газды жағудың нақты көлемі Әдістемеге сәйкес есептелген нормативтік көлемдерден аспайды.

      5. Шикі газды өндірудің* жалпы көлемі (VI) мұнай, газ-мұнай, мұнай-газ, мұнай-газ конденсатты және газ конденсатты мұнай кен орындары/ұңғымалары үшін мынадай формула бойынша есептеледі:

      VI = Qн × Гф, (1)

      мұндағы:

      VI – шикі газды өндіру* көлемі, м3;

      Qм – мұнайды жылдық немесе тәуліктік өндіру, т.;

      Гф – газ факторы (шикі газ көлемінің мұнай өндіру* көлеміне қатынасы, м3/т).

      Шикі газды өндірудің жалпы көлемі (VI) газ және газ конденсатты кен орындары/ұңғымалары үшін ұңғыма дебиттерінің жүргізілген өлшемдері негізінде анықталады және шикі газдың жылдық немесе тәуліктік өндірілуі ретінде көрсетіледі, м3.

      *Ескертпе:

      Мұнай және шикі газ өндіру көлемі жер қойнауын пайдаланушы (жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша оператор, сенімгерлік басқарушы) бекіткен және Кодексте көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларын жүргізу үшін базалық жобалау құжатындағы немесе әзірлеуді талдаудағы немесе Кодекс қолданысқа енгізілгенге дейін қолданыста болған Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен бекітілген жобалау құжатындағы көрсеткіштерге сәйкес келеді.

      Ескерту. 5-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      6. Жағылатын шикі газдың есептік көлемі (VII) шикі газөндірудің* жалпы көлемі мен пайдаланылатын/кәдеге жаратылатын шикі газдың көлемі, оның ішінде қайта өңделетін шикі газдың көлемі арасындағы айырма ретінде мынадай формула бойынша анықталады:

      VII = VI – (V1 + V2 + V3 + V4 + V5), (2)

      мұндағы:

      VII – жағылатын шикі газдың жалпы көлемі, м3;

      VI – шикі газөндірудің* жалпы көлемі, м3;

      (V1 + V2 + V3 + V4 + V5) – пайдаланылатын/кәдеге жаратылатын шикі газдың көлемі, м3, оның ішінде:

      V1 – өз технологиялық қажеттіліктеріне пайдаланатын шикі газдың көлемі (сағалық жылытқыштарда, жылыту пештерінде, қазандық және өзге де газды тұтынатын жабдықта пайдаланылатын газдың көлемі). Өз технологиялық қажеттіліктеріне пайдаланылатын шикі газдың есептік көлемі технологиялық жабдықтың техникалық сипаттамасына және оны пайдалану ұзақтығына сүйене отырып анықталады, м3;

      V2 – технологиялық ысыраптарға (шикі газды өндіру, жинау, сақтау, тасымалдау, дайындау және қайта өңдеу технологиялық процестері кезіндегі ысыраптар) арналған шикі газдың көлемі қолданылатын технологиялық жабдықтың техникалық сипаттамаларымен, паспорттарымен және жобалық құжаттамасымен анықталады, м3;

      V3 – электр энергиясын өндіру үшін пайдаланылатын шикі газдың көлемі қолданылатын жабдықтың паспорттарына және техникалық сипаттамаларына сәйкес электр энергия бірлігіне шығарылған электр энергия мөлшеріне және меншікті газ шығынына сүйене отырып анықталады, м3;

      V4 – қабатқа қайта айдауға арналған шикі газдың көлемі, жабдықтың техникалық сипаттамаларын, паспорттарын және пайдалану ұзақтығын негізге ала отырып анықталады, м3;

      V5 – газды дайындау қондырғысында, газды кешенді дайындау қондырғысында, газ өңдеу қондырғысында немесе газ өңдеу зауытында газды дайындауға және (немесе) өңдеуге пайдаланылатын шикі газдың көлемі өткізілген тауарлық және сұйытылған газдардың, жеңіл көмірсутектердің үлкен фракциясының және (немесе) өзге де тауарлық өнім көлемдерін, бөгде ұйымға өткізілетін шикі газ көлемдерін, сондай-ақ қайта өңдеу, магистральдық газ құбырына дейін тасымалдау кезіндегі технологиялық ысыраптарды негізге ала отырып анықталады, м3.

      *Ескертпе:

      Шикі газ өндіру көлемі жер қойнауын пайдаланушы (жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша оператор, сенімгерлік басқарушы) бекіткен және Кодексте көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларын жүргізу үшін базалық жобалау құжатындағы немесе әзірлеуді талдаудағы немесе Кодекс қолданысқа енгізілгенге дейін қолданыста болған Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен бекітілген жобалау құжатындағы көрсеткіштерге сәйкес келеді.

      Ескерту. 6-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

3-тарау. Ұңғыма объектілерін сынау кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу

      7. Ұңғыманың әрбір объектісін сынау кезінде шикі газды жағу нормативтері (VIII) жер қойнауын пайдаланушы бекіткен ұңғыманы сынау жоспарына сәйкес анықталады.

      8. Мұнай, газ-мұнай, мұнай-газ, мұнай-газ конденсатты және газ конденсатты мұнай ұңғымаларын сынау кезінде шикі газды жағу көлемдерінің нормативтерін есептеу (VIII) мына формула бойынша жүргізіледі:

      VIII = Д × Гф × Т, (3)

      мұндағы:

      VIII – ұңғыма объектілерін сынау кезінде шикі газды жағу көлемі, м3;

      Д – ұңғымалардың дебиті (бір тәулік ішінде мұнай өндіру* көлемі), т/тәул.;

      Гф – газ факторы* (шикі газ көлемінің мұнай өндіру* көлеміне қатынасы), м3/т;

      Т – ұңғыма объектілерін сынау күндерінің саны.

      Газ және газ конденсатты ұңғымаларды сынау кезінде шикі газды жағу көлемдерін есептеу (VIII) мына формула бойынша жүргізіледі:

      VIII = Д × Т, (4)

      мұндағы:

      VIII – ұңғыма объектілерін сынау кезінде шикі газды жағу көлемі, м3;

      Д – ұңғымалардың дебиті (бір тәулік ішінде шикі газды өндіру* көлемі), м3/тәул.;

      Т – ұңғыма объектілерін сынау күндерінің саны.

      *Ескертпе:

      Мұнайды өндіру көлемі және газ факторының мәні жер қойнауын пайдаланушы (жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша оператор, сенімгерлік басқарушы) бекіткен және Кодексте көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларын жүргізу үшін базалық жобалау құжатындағы немесе әзірлеуді талдаудағы немесе Кодекс қолданысқа енгізілгенге дейін қолданыста болған Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен бекітілген жобалау құжатындағы көрсеткіштерге сәйкес келеді.

      Көрсетілген көрсеткіштер болмаған жағдайда, осыған дейін сыналған жер қойнауы учаскесіндегі ұңғымалар объектілерінің нақты көрсеткіштері қолданылады.

      Жер қойнауы учаскесіндегі ұңғымаларда осыған дейін сыналған объектілер болмаған жағдайда, жақын орналасқан ұңғымалардың нақты көрсеткіштері қолданылады.

      Ескерту. 8-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      9. Ұңғыма объектілерін сынау кезінде шикі газды жағудың нақты көлемі ұңғыма объектілерін сынау кезінде шикі газды жағудың нормативтік көлемінен аспайды (VIII).

4-тарау. Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу

      10. Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде газ жағу нормативтерін (VIV) есептеу әрбір қолданыстағы ұңғыма бойынша шикі газды жағу нормативтерінің сомасын және көлемдерінің сомасын негізге ала отырып, мынадай формула арқылы жүргізіледі:

      VIV = Qсын.пайдалану, (5)

      мұндағы:

      VIV – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде шикі газды жағу нормативі мен көлемі, м3;

      Qсын.пайдалану – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде шикі газды жағудың жиынтық нормативі мен жиынтық көлемі, м3.

      Qсын.пайдалану. = Q1 + Q2 + Q3 +... Qn, (6)

      мұндағы:

      Q1, 2, 3,...n – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде бір қолданыстағы ұңғыманың шикі газды жағу нормативі мен көлемі, м3;

      1, 2, 3,...n – қолданыстағы ұңғымалар.

      10-1. Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде өндірілетін газ көлемінің бөлігін қолдану (кәдеге жарату) кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемі мынадай формула бойынша анықталады:

      VIV = Qсын.пайдалану – Qгазды к.ж. , (6-1)

      мұндағы :

      VIV – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде шикі газды жағу нормативі мен көлемі, м3;

      Qсын.пайдалану – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде шикі газдың өндіру көлемі, м3;

      Qсын.пайдалану = Q1 + Q2 + Q3 +...Qn, (6-2)

      мұндағы :

      Q1, 2, 3,...n – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы бір ұңғыманың шикі газды өндіру көлемі, м3;

      1, 2, 3,...n – қолданыстағы ұңғымалар.

      Qгазды к.ж. – қолданылатын/кәдеге жаратылатын газ көлемі, м3.

      Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы әрбір мұнай, газ-мұнай, мұнай-газ, мұнай-газ конденсатты және газ конденсатты мұнай ұңғымалары бойынша шикі газды өндіру көлемі мынадай формула бойынша анықталады:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Гф × Т, (6-3)

      мұндағы:

      Q1, 2, 3,...n – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы бір ұңғыманың шикі газды өндіру көлемі, м3;

      1, 2, 3,...n – қолданыстағы ұңғымалар.

      Д – ұңғымалардың дебиті (бір тәулік ішінде шикі газды өндіру* көлемі), тәул/т.;

      Гф – газ факторы (шикі газ көлемінің мұнай өндіру* көлеміне қатынасы), м3/т;

      Т – ұңғыма объектілерін сынау кезеңі (күн саны).

      Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы әрбір газ және газ конденсатты ұңғымалары бойынша шикі газды өндіру көлемі мынадай формула бойынша анықталады:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Т, (6-4)

      мұндағы:

      Q1, 2, 3,...n – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы бір ұңғыманың шикі газды өндіру көлемі, м3;

      1, 2, 3,...n – қолданыстағы ұңғымалар;

      Д – ұңғымалардың дебиті (бір тәулік ішінде шикі газды өндіру* көлемі), м3/тәул.;

      Т – ұңғыма объектілерін сынау кезеңі (күн саны).

      *Ескертпе:

      Мұнайды өндіру көлемі және газ факторының мәні жер қойнауын пайдаланушы (жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша оператор, сенімгерлік басқарушы) бекіткен және Кодексте көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларын жүргізу үшін базалық жобалау құжатындағы немесе әзірлеуді талдаудағы немесе Кодекс қолданысқа енгізілгенге дейін қолданыста болған Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен бекітілген жобалау құжатындағы көрсеткіштерге сәйкес келеді.

      Ескерту. 4-тарау 10-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      11. Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде мұнай, газ-мұнай, мұнай-газ, мұнай-газ конденсатты және газ конденсатты мұнай ұңғымаларында шикі газды жағу нормативі мен көлемі мынадай формула бойынша анықталады:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Гф × Т, (7)

      мұндағы:

      Q1, 2, 3,...n – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы бір ұңғыманың шикі газды жағу нормативі мен көлемі, м3;

      1, 2, 3,...n – қолданыстағы ұңғымалар;

      Д –ұңғымалардың дебиті (бір тәулік ішінде мұнай өндіру* көлемі, т/тәул.);

      Гф – газ факторы* (шикі газ көлемінің мұнай өндіру* көлеміне қатынасы), м3/т;

      Т –сынамалап пайдалану кезеңі (күн саны).

      Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде әрбір қолданыстағы газды және газ конденсатты ұңғыма бойынша шикі газды жағу нормативі мен көлемі мынадай формула бойынша анықталады:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Т, (8)

      мұндағы:

      Q1, 2, 3,...n – кен орнын сынамалап пайдалану кезінде қолданыстағы бір ұңғыманың шикі газды жағу нормативі мен көлемі, м3;

      1, 2, 3,...n – қолданыстағы ұңғымалар;

      Д – ұңғымалардың дебиті (бір тәулік ішінде өндірілетін* шикі газдың көлемі), м3/тәул.;

      Т – сынамалап пайдалану кезеңі (күн саны).

      *Ескертпе:

      Мұнайды және шикі газды өндіру көлемі, сондай-ақ газ факторының мәні жер қойнауын пайдаланушы (жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша оператор, сенімгерлік басқарушы) бекіткен және Кодексте көзделген сараптамалардың оң қорытындыларын алған жер қойнауын пайдалану бойынша операцияларын жүргізу үшін базалық жобалау құжатындағы немесе әзірлеуді талдаудағы немесе Кодекс қолданысқа енгізілгенге дейін қолданыста болған Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен бекітілген жобалау құжатындағы көрсеткіштерге сәйкес келеді.

      Ескерту. 11-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      12. Кен орнын сынамалап пайдалану кезінде шикі газды жағудың нақты көлемі кен орнын сынамалап пайдалану кезінде шикі газды жағудың нормативтік көлемінен аспайды (VIV).

5-тарау. Шикі газды технологиялық еріксіз жағу кезінде газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу

      13. Көмірсутекті өндіру, жинау, сақтау, тасымалдау, дайындау және қайта өңдеу жүйелерінің объектілерінде шикі газды технологиялық еріксіз жағудың (Vv) болуы шикі газды жағудың есептік нормативтері мен көлемдерін белгілеу үшін олардың санын бағалау қажеттілігіне негізделеді.

      14. Шикі газды технологиялық еріксіз жағу нормативі мен көлемі әрбір кен орны үшін жеке болып табылады және технологиялық жабдықпен газ құбырының әр түрлі бағыттағы нақты технологиялық және геометриялық параметріне, жер қойнауын пайдаланушылармен көмірсутектерді өндірудің, жинаудың, сақтаудың, тасымалдаудың, дайындаудың және қайта өңдеудің, шикі газды жағудың технологиялық процестерінің барлық кезеңдерінде қолданалатын технологиялық жабдықтың техникалық сипаттамалары, паспорттары және жобалық құжаттамасы негізінде жабдықты технологиялық пайдалану режиміне байланысты болады.

      15. Шикі газды технологиялық еріксіз жағу нормативі мен көлемін есептеуді орындау үшін жер қойнауын пайдаланушы көмірсутектерді өндіру, жинау, сақтау, тасымалдау, дайындау және қайта өңдеу жүйелеріне талдау жүргізуі тиіс, жер қойнауын пайдаланушы көмірсутектерді өндірудің, жинаудың, сақтаудың, тасымалдаудың, дайындаудың және қайта өңдеудің, шикі газды жағудың технологиялық процестерінің барлық кезеңдерінде қолданатын технологиялық жабдықты пайдаланудың нақты параметрлерін айқындауы тиіс.

      16. Шикі газды технологиялық еріксіз жағу нормативі мен көлемі (Vv) мынадай формула бойынша анықталады:

      Vv = V6 + V7 + V8 + V9, (9)

      мұндағы:

      Vv – шикі газды технологиялық еріксіз жағу нормативі мен көлемі, м3;

      V6 – технологиялық жабдықты іске қосу-баптау жұмыстарын жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативі мен көлемі технологиялық жабдықтың техникалық сипаттамасы, паспорттары, жобалық құжаттамасы және іске қосу-баптау жұмыстарының жоспар-графигі негізінде анықталады, м3;

      V7 – технологиялық жабдықты пайдалану кезінде шикі газды жағу нормативі мен көлемі технологиялық жабдықты пайдалану режимі жөніндегі техникалық құжаттамамен, техникалық сипаттамаларымен, паспорттарымен және жобалық құжаттамасымен анықталады, м3;

      V8 – технологиялық жабдыққа техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстары кезінде шикі газды жағу нормативі мен көлемі технологиялық жабдықты пайдалану жөніндегі техникалық құжаттамамен және техникалық қызмет көрсету, ағымды, қалпына келтіру (орта) және күрделі жөндеу туралы жоспар-графикпен анықталады, м3;

      V9 – технологиялық жабдық жұмысындағы технологиялық іркілістер, істен шығулар мен ауытқулар кезінде жағылатын шикі газдың көлемі м3.

      17. Технологиялық жабдық, газ құбырының жеке учаскесі үшін (Qн.е.ж.) шикі газды есепті нормативтік жағу саны мынадай формула бойынша есептеледі:

      Qн.е.ж.= Vг.o. × К, (10)

      мұндағы:

      Qн.е.ж.– газ құбырының және технологиялық жабдықтың жекелеген учаскесі үшін шикі газды нормативтік есептік жағу саны, шикі газды технологиялық еріксіз жағудың әрбір түріне жеке есептеледі (V6, V7, V8, V9), м3;

      Vг.o. – шикі газбен толтырылатын технологиялық жабдықтың, газ құбырының жеке учаскесінің геометриялық көлемі,м3;

      К – газ көлемінің Р – газ қысымынан, Торт – орташа температурасынан, Z – сығылғыштық коэффициентінен тәуелділігін ескеретін жинақтаушы коэффициент (бұл көрсеткіштер газдың химиялық-физикалық құрамын негізге ала отырып, кен орындарын өңдеу, пайдалану туралы анықтама әдебиетінен алынады) және мынадай формула бойынша есептеледі:

      К = (P / Tорт) × Z, (11)

      Ескерту. 17-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      18. Іске қосу-баптау жұмыстарын жүргізген кезде (V6) шикі газды жағу көлемін есептегенде технологиялық жабдықты тұрақты жұмыс режиміне енгізгенге дейін іске қосу-баптау жұмыстарын жүргізу үшін белгіленген кезең есепке алынады.

      19. Технологиялық жабдықты пайдалану кезінде шикі газды жағу көлемі (V7) технологиялық жабдықтың жер қойнауын пайдаланушы қолданатын технологияға сәйкес жұмыс істеуі кезінде шикі газды еріксіз жағуды қамтиды.

      20. Технологиялық жабдыққа техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстары кезінде шикі газды жағу көлемі (V8) техникалық құжаттама, техникалық қызмет көрсету, алдын ала жоспарлы, ағымды, қалпына келтіру (орташа) және күрделі жөндеулердің жоспар-графиктерінде көзделген газ құбырларын және технологиялық жабдықты босату және үрлеу кезінде шикі газды еріксіз жағуды қамтиды.

      21. Технологиялық жабдық жұмысындағы технологиялық іркілістер (V9, бұдан әрі – технологиялық іркілістер) істен шығулар мен ауытқулар, соның ішінде жабдықтың және басқару жүйесінің бұзылуы, шикізат және қамтамасыз ету құралдарын (су, ауа, отын газы, бу және электр энергиясы) жеткізудің тоқтатылуы, жұмыс параметрлерінің (қысым, деңгей, температура, шығын) асып кетуі (төмендеуі), жұмыс ортасының азаюы, газ және өрт хабарлағыштың ескертулері, тасымалдау компаниясымен* өнімдерді қабылдауда жоспарланған шектеулер кезінде (V9) шикі газды жағу көлемі мынадай формула бойынша есептеледі:

      V9 = VI × (Х1 + Х2)**, (12)

      мұндағы:

      V9 – технологиялық іркілістер кезінде шикі газды жағу көлемі, м3;

      VI – Әдістеменің 5-тармағына сәйкес есептелген, шикі газды өндіру көлемі, м3;

      Х1 = 1 × 10-4 – шикі газды өндіру, дайындау және (немесе) қайта өңдеу объектілері үшін технологиялық жабдықтарды пайдалану кезіндегі технологиялық іркілістер коэффициенті;**

      Х1 = 1 × 10-2 – қабат флюидіндегі күкіртті сутек 3,5 және одан жоғары пайызда болатын немесе аномальдық коэффиценті 1,5 және одан жоғары кенжатын жиынтығының қабаттық қысымы аномальдық жоғары болатын немесе бес мың метрден астам тереңдіктегі жатқан кен орындардың шикі газды өндіру, дайындау және (немесе) қайта өңдеу объектілері үшін технологиялық жабдықтарды пайдалану кезіндегі технологиялық іркілістер коэффициенті. Осы технологиялық іркілістер коэффициенті газ және газконденсаттық кен орындардың шикі газын өндіру, дайындау және (немесе) қайта өңдеу объектілері үшін технологиялық жабдықтарды пайдалануға қолданылмайды;**

      Х2 = 2 × 10-2 – іске қосу-баптау жұмыстары кезеңіндегі технологиялық іркілістер коэффициенті.

      Х2 коэффициенті – шикі газды, мұнайды, конденсатты өңдеуді жүзеге асыратын кешендер үшін іске қосу-баптау жұмыстары кезеңінде қолданылады.

      *Ескертпе:

      Тасымалдау компаниясымен өнімді қабылдауда жоспарланған шектеулер болған кезде шикі газды жағу нормативі мен көлемі тасымалдау компаниясымен берілген алдын ала жоспарлы жұмыстар графигі және тасымалдау компаниясымен өнімді қабылдаудағы нақты шектеулер жөніндегі статистикалық деректер жиынтығы негізінде қалыптастырылады.

      **Ескертпе:

      Технологиялық іркілістер кезіндегі шикі газды жағудың жиынтық көлемі іске қосу-баптау жұмыстары кезеңіндегі технологиялық іркілістер коэффициенті Х2 қолданумен есептелген технологиялық іркілістер кезіндегі шикі газды жағудың көлемінен аспайды.

      Жер қойнауын пайдаланушы өндірістік процесс сипаттамаларына сәйкес технологиялық іркілістер коэффициенттерінің мәндерін азайта алады.

      Технологиялық іркілістер кезінде әрбір жанып тұрған факел қондырғысында газды үздіксіз жағуға рұқсат етіледі:

      жер үстінде шикі газды өндіру, дайындау және (немесе) өңдеу объектілері үшін үздіксіз 24 сағаттан аспауы тиіс;

      теңізде өндіру объектілері үшін және теңізде өндіру объектілерімен байланысы бар жер үстінде шикі газды өндіру, дайындау және (немесе) қайта өңдеу объектілері үшін үздіксіз 48 сағаттан аспауы тиіс.

      Ескерту. 21-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 08.10.2020 № 351 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      22. Авариялар технологиялық іркілістер болып табылмайды.

      23. Технологиялық іркілістер кезінде шикі газды жағу нормативі мен көлемі пайдалануға жаңа берілетін объектілерді және іске қосу-баптау жұмыстары кезеңіндегі объектілерді қоспағанда, технологиялық іркілістер жөніндегі статистикалық деректер негізінде қалыптастырылады.

      24. Шикі газды технологиялық еріксіз жағудың нақты көлемі шикі газды технологиялық еріксіз жағудың нормативтік көлемінен аспайды (Vv).

Об утверждении методики расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 164. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 29 мая 2018 года № 16961.

      В соответствии с пунктом 4 статьи 146 Кодекса Республики Казахстан от 27 декабря 2017 года "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить прилагаемую методику расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию.

      2. Признать утратившими силу:

      1) 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 операции" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 9915, опубликован 12 декабря 2014 года в информационно-правовой системе "Әділет");

      2) приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 27 июня 2016 года № 274 "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" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 13982, опубликован 09 августа 2016 года в информационно-правовой системе "Әділет").

      3. Департаменту развития газовой промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

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

      2) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его копии в бумажном и электронном виде на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

      3) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания;

      4) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

      5) 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), 3) и 4) настоящего пункта.

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

      5. Настоящий приказ вводится в действие с 29 июня 2018 года и подлежит официальному опубликованию.

      Министр энергетики
Республики Казахстан 		К. Бозумбаев

  Утверждена
приказом Министра энергетики
Республики Казахстан
от 5 мая 2018 года № 164

Методика расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 4 статьи 146 Кодекса Республики Казахстан от 27 декабря 2017 года "О недрах и недропользовании" (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию:

      1) при испытании объектов скважин;

      2) при пробной эксплуатации месторождения;

      3) при технологически неизбежном сжигании сырого газа.

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Сырым газом признаются любые углеводороды вне зависимости от их удельного веса, извлекаемые из недр в газообразном состоянии при нормальных атмосферных температуре и давлении, в том числе неочищенные природный, попутный, сланцевый газ, метан угольных пластов, а также находящиеся в их составе неуглеводородные газы.

      Попутным газом признается многокомпонентная смесь углеводородов и неуглеводородных газов, находящаяся в составе нефти в растворенном состоянии в пластовых условиях и выделяющаяся из нее при снижении давления.

      Многокомпонентной смесью углеводородов и неуглеводородных газов признаются газы, полученные на всех стадиях технологического процесса подготовки и (или) переработки (сепарирование, стабилизация, очистка, осушка, фракционирование, компримирование, охлаждение и т.д.) сырого газа.

Глава 2. Расчет нормативов и объемов добычи углеводородов, утилизации и сжигания сырого газа

      3. Определение объемов добычи углеводородов, утилизации и сжигания сырого газа осуществляется недропользователем с использованием системы учета замеров объемов сырого газа, посредством контрольно-измерительных приборов в соответствии с применяемой технологией и проектными документами, с учетом производственных планов, утвержденных недропользователем:

      1) на входе и выходе установок (систем) по добыче, сбору, хранению, транспортировке, подготовке и переработке углеводородов;

      2) на входе: газотурбинных установок, печей, котельных, газопоршневых установок, компрессоров обратной закачки сырого газа в пласт, и иного оборудования, использующего сырой газ;

      3) на узлах учета объема сырого газа;

      4) на входе на факельные установки.

      4. Фактические объемы сжигания сырого газа не превышают нормативные объемы, рассчитанные в соответствии с Методикой.

      5. Общий объем добычи* сырого газа (VI) для нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений/скважин рассчитывается по следующей формуле:

      VI = Qн × Гф, (1)

      где:

      VI – объем добычи* сырого газа, м3;

      Qн – годовая или суточная добыча нефти, т;

      Гф – газовый фактор (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти, м3/т).

      Общий объем добычи сырого газа (VI) для газовых и газоконденсатных месторождений/скважин определяется на основании проведенных замеров дебита скважин и выражается как годовая или суточная добыча сырого газа, м3.

      *Примечание:

      Объемы добычи нефти и сырого газа соответствуют показателям в утвержденном недропользователем (оператором по контракту на недропользование, доверительным управляющим) и получившем положительные заключения экспертиз предусмотренных Кодексом базовом проектном документе для проведения операций по недропользованию или анализе разработки месторождения, или проектном документе, утвержденном в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан, действовавшим до введения в действие Кодекса.

      Сноска. Пункт 5 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      6. Расчетный объем сжигаемого сырого газа (VII) определяется как разность между общим объемом добычи* сырого газа и объемом используемого/утилизируемого сырого газа, в том числе объемом перерабатываемого сырого газа, рассчитывается по следующей формуле:

      VII = VI – (V1 + V2 + V3 + V4 + V5), (2)

      где:

      VII – общий объем сжигаемого сырого газа, м3;

      VI – общий объем добычи* сырого газа, м3;

      (V1 + V2 + V3 + V4 + V5) – объем используемого/утилизируемого газа, м3, в том числе:

      V1 – объем сырого газа, используемый на собственные технологические нужды (объем газа, используемый на устьевых нагревателях, печах подогрева, в котельных и ином оборудовании потребляющем газ). Расчетный объем сырого газа на собственные технологические нужды определяется исходя из технических характеристик и продолжительности эксплуатации технологического оборудования, м3;

      V2 – объем сырого газа на технологические потери (потери при технологических процессах добычи, сбора, хранения, транспортировки, подготовки и переработки сырого газа), определяется техническими характеристиками, паспортами и проектной документацией применяемого технологического оборудования, м3;

      V3 – объем сырого газа, используемый для выработки электроэнергии, определяется исходя из количества выработанной электроэнергии и удельного расхода газа на единицу электроэнергии, согласно паспортов и технических характеристик используемого оборудования, м3;

      V4 – объем сырого газа для обратной закачки в пласт определяется исходя из технических характеристик, паспортов и продолжительности эксплуатации оборудования, м3;

      V5 – объем сырого газа, используемый для подготовки и (или) переработки на установке подготовки газа, установке комплексной подготовки газа, газоперерабатывающей установке или газоперерабатывающем заводе, определяется исходя из объемов реализуемого товарного и сжиженного газов, широкой фракции легких углеводородов и (или) иных товарных продуктов, объем сырого газа, отчуждаемый в стороннюю организацию, а также технологические потери при переработке, транспортировке до магистрального газопровода, м3.

      *Примечание:

      Объем добычи сырого газа соответствует показателю в утвержденном недропользователем (оператором по контракту на недропользование, доверительным управляющим) и получившем положительные заключения экспертиз предусмотренных Кодексом базовом проектном документе для проведения операций по недропользованию или анализе разработки месторождения, или проектном документе, утвержденном в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан, действовавшим до введения в действие Кодекса.

      Сноска. Пункт 6 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 3. Расчет нормативов и объемов сжигания сырого газа при испытании объектов скважин

      7. Нормативы сжигания сырого газа при испытании каждого объекта скважины (VIII) определяются в соответствии с утвержденным недропользователем планом испытаний скважины.

      8. Расчет объемов сжигания сырого газа при испытании объектов нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных скважин (VIII) производится по следующей формуле:

      VIII = Д × Гф × Т, (3)

      где:

      VIII – объем сжигания сырого газа при испытании объектов скважин, м3;

      Д – дебит скважин (объем добычи* нефти за одни сутки), т/сут.;

      Гф – газовый фактор* (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти), м3/т;

      Т – количество дней испытаний объектов скважин.

      Расчет объемов сжигания сырого газа при испытании объектов газовых и газоконденсатных скважин (VIII) производится по следующей формуле:

      VIII = Д × Т, (4)

      где:

      VIII – объем сжигания сырого газа при испытании объектов скважин, м3;

      Д – дебит скважин (объем добычи* сырого газа за одни сутки), м3/сут.;

      Т – количество дней испытаний объектов скважин.

      * Примечание:

      Объем добычи нефти и значение газового фактора соответствуют показателям в утвержденном недропользователем (оператором по контракту на недропользование, доверительным управляющим) и получившем положительные заключения экспертиз предусмотренных Кодексом базовом проектном документе для проведения операций по недропользованию или анализе разработки месторождения, или проектном документе, утвержденном в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан, действовавшим до введения в действие Кодекса.

      В случае отсутствия указанных показателей применяются фактические показатели ранее испытанных объектов скважин на участке недр.

      В случае отсутствия ранее испытанных объектов скважин на участке недр применяются фактические показатели близлежащей скважины.

      Сноска. Пункт 8 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      9. Фактический объем сжигания сырого газа при испытании объектов скважин не превышает нормативный объем сжигания сырого газа при испытании объектов скважин (VIII).

Глава 4. Расчет нормативов и объемов сжигания сырого газа при пробной эксплуатации месторождения

      10. Нормативы и объемы сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения (VIV) рассчитываются исходя из суммы нормативов и суммы объемов сжигания сырого газа по каждой действующей скважине по следующим формулам:

      VIV = Qпроб.эксп., (5)

      где:

      VIV – норматив и объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м3;

      Qпроб.эксп. – суммарный норматив и суммарный объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м3.

      Qпроб.эксп. = Q1 + Q2 + Q3 +...Qn, (6)

      где:

      Q1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины в период пробной эксплуатации месторождения, м3;

      1, 2, 3,...n – действующие скважины.

      10-1. Нормативы и объемы сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения (VIV) при использовании (утилизации) части добываемого сырого газа рассчитываются по следующей формуле:

      VIV = Qпроб.эксп. - Qут. газа, (6-1)

      где:

      VIV – норматив и объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м3;

      Qпроб.эксп. – суммарный норматив и суммарный объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м3; 

      Qпроб.эксп. = Q1 + Q2 + Q3 +...Qn, (6-2)

      где:

      Q1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины в период пробной эксплуатации месторождения, м3;

      1, 2, 3,...n – действующие скважины.

      Qут. газа – объем используемого/утилизируемого газа, м3.

      Объем добычи сырого газа по каждой действующей нефтяной, газонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газоконденсатно-нефтяной скважине рассчитывается по следующей формуле:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Гф × Т, (6-3)

      где:

      Q1, 2, 3,...n – объем добычи сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м3;

      1, 2, 3,...n – действующие скважины;

      Д – дебит скважин (объем добычи* нефти за одни сутки), т/сут.;

      Гф – газовый фактор (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти), м3/т;

      Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

      Объем добычи сырого газа по каждой действующей газовой и газоконденсатной скважине рассчитывается по следующей формуле:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Т, (6-4)

      где:

      Q1, 2, 3,...n – объем добычи сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м3;

      1, 2, 3,...n – действующие скважины;

      Д – дебит скважин (объем добычи* сырого газа за одни сутки), м3/сут.;

      Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

      *Примечание:

      Объем добычи нефти и значение газового фактора соответствуют показателям в утвержденном недропользователем (оператором по контракту на недропользование, доверительным управляющим) и получившем положительные заключения экспертиз предусмотренных Кодексом базовом проектном документе для проведения операций по недропользованию или анализе разработки месторождения, или проектном документе, утвержденном в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан, действовавшим до введения в действие Кодекса.

      Сноска. Методика дополнена пунктом 10-1 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      11. Норматив и объем сжигания сырого газа по каждой действующей нефтяной, газонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной и газоконденсатно-нефтяной скважине при пробной эксплуатации месторождения рассчитывается по следующей формуле:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Гф × Т, (7)

      где:

      Q1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м3;

      1, 2, 3,...n – действующие скважины;

      Д – дебит скважин (объем добычи* нефти за одни сутки), т/сут.;

      Гф – газовый фактор (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти), м3/т;

      Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

      Норматив и объем сжигания сырого газа по каждой действующей газовой и газоконденсатной скважине при пробной эксплуатации месторождения рассчитывается по следующей формуле:

      Q1, 2, 3,...n = Д × Т, (8)

      где:

      Q1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м3;

      1, 2, 3,...n – действующие скважины;

      Д – дебит скважин (объем добычи* сырого газа за одни сутки), м3/сут.;

      Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

      *Примечание:

      Объемы добычи нефти и сырого газа, а также значение газового фактора соответствуют показателям в утвержденном недропользователем (оператором по контракту на недропользование, доверительным управляющим) и получившем положительные заключения экспертиз предусмотренных Кодексом базовом проектном документе для проведения операций по недропользованию или анализе разработки месторождения, или проектном документе, утвержденном в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан, действовавшим до введения в действие Кодекса.

      Сноска. Пункт 11 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      12. Фактический объем сжигания сырого газа при пробной эксплуатации месторождения не превышает нормативный объем сжигания сырого газа при пробной эксплуатации месторождения (VIV).

Глава 5. Расчет нормативов и объемов технологически неизбежного сжигания сырого газа.

      13. Наличие на объектах системы добычи, сбора, хранения, транспортировки, подготовки и переработки углеводородов технологически неизбежного сжигания сырого газа (Vv) обуславливает необходимость их количественной оценки для установления расчетных нормативов и объемов сжигания сырого газа.

      14. Норматив и объем технологически неизбежного сжигания сырого газа являются индивидуальными для каждого месторождения и зависят от конкретных технологических и геометрических параметров технологического оборудования и газопроводов различного назначения, технологического режима эксплуатации оборудования на основе технических характеристик, паспортов и проектной документации технологического оборудования, применяемого недропользователем на всех этапах технологического процесса добычи, сбора, хранения, транспортировки, подготовки и переработки углеводородов и сжигании сырого газа.

      15. Для выполнения расчетов норматива и объема технологически неизбежного сжигания сырого газа недропользователю необходимо провести анализ систем добычи, сбора, хранения, транспортировки, подготовки и переработки углеводородов, уточнить фактические параметры эксплуатации технологического оборудования, применяемого недропользователем на всех этапах технологического процесса добычи, сбора, хранения, транспортировки, подготовки и переработки углеводородов и сжигании сырого газа.

      16. Норматив и объем технологически неизбежного сжигания сырого газа (Vv) определяется по следующей формуле:

      Vv = V6 + V7 + V8 + V9, (9)

      где:

      Vv – норматив и объем технологически неизбежного сжигания сырого газа, м3;

      V6 – норматив и объем сжигания сырого газа при проведении пусконаладочных работ технологического оборудования, определяется на основе технических характеристик, паспортов, проектной документации технологического оборудования и план-графика пусконаладочных работ, м3;

      V7 – норматив и объем сжигания сырого газа при эксплуатации технологического оборудования, определяется технической документацией по режиму эксплуатации, техническими характеристиками, паспортами и проектной документацией технологического оборудования, м3;

      V8 – норматив и объем сжигания сырого газа при техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования определяется технической документацией по эксплуатации технологического оборудования и план-графиками технического обслуживания, планово-предупредительного, текущего, восстановительного (среднего) и капитального ремонтов, м3;

      V9 – норматив и объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования, м3.

      17. Количество расчетного нормативного сжигания сырого газа для технологического оборудования, отдельного участка газопровода (Qр.н.сж.) рассчитывается по следующей формуле:

      Qр.н.сж. = Vг.o. × К, (10)

      где:

      Qр.н.сж. – количество расчетного нормативного сжигания сырого газа для технологического оборудования, отдельного участка газопровода рассчитывается для каждого вида технологического неизбежного сжигания сырого газа (V6, V7, V8, V9), м3;

      Vг.o. – геометрический объем, заполняемый сырым газом, технологического оборудования, отдельного участка газопровода, м3;

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

      К = (P / Tcp ) × Z, (11)

      Сноска. Пункт 17 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      18. При расчете объема сжигания сырого газа при проведении пусконаладочных работ (V6) учитывается установленный период, необходимый для проведения пусконаладочных работ технологического оборудования до вывода на стабильный режим работы.

      19. Объем сжигания сырого газа при эксплуатации технологического оборудования (V7) включает в себя неизбежное сжигание сырого газа при работе технологического оборудования в соответствии с технологией, применяемой недропользователем.

      20. Объем сжигания сырого газа при техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования (V8) включает в себя неизбежное сжигание сырого газа при опорожнении и продувках газопроводов и технологического оборудования, предусмотренных технической документацией, план-графиками технического обслуживания, планово-предупредительного, текущего, восстановительного (среднего) и капитального ремонтов.

      21. Объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования (V9, далее - технологический сбой), в том числе при неисправностях оборудования и систем управления, прекращении подачи сырья и средств обеспечения (воды, воздуха, топливного газа, пара и электроэнергии), превышении (снижении) рабочих параметров (давления, уровня, температуры, расхода), утечке рабочей среды, предупреждении газовой и пожарной сигнализации, запланированных ограничениях в приеме продукции транспортной компанией* рассчитываются по следующей формуле:

      V9 = VI × (Х1 + Х2)**, (12)

      где:

      V9 – объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, м3;

      VI – объем добычи сырого газа, рассчитанный в соответствии с пунктом 5 Методики, м3;

      Х1 = 1 × 10-4 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для объектов добычи, подготовки и (или) переработки сырого газа;**

      Х1 = 1 × 10-2 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для объектов добычи, подготовки и (или) переработки сырого газа месторождений с содержанием сероводорода в пластовом флюиде 3,5% и более или с аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности 1,5 и более или с глубиной залегания более пяти тысяч метров. Данный коэффициент технологических сбоев не распространяется на эксплуатацию технологического оборудования для объектов добычи, подготовки и (или) переработки сырого газа газовых и газоконденсатных месторождений;**

      Х2 = 2 × 10-2 – коэффициент технологических сбоев на этапе пусконаладочных работ.

      Коэффициент Х2 – применим на этапе пусконаладочных работ для комплексов, осуществляющих переработку сырого газа, нефти, конденсата.

      * Примечание:

      Норматив и объем сжигания сырого газа при запланированных ограничениях в приеме продукции транспортной компанией формируются на основе представленного транспортной компанией графика планово-предупредительных работ и набора статистических данных по фактическим ограничениям в приеме продукции транспортной компанией.

      ** Примечание:

      Суммарный объем сжигания сырого газа при технологических сбоях не превышает объем сжигания сырого газа при технологических сбоях с использованием коэффициента технологических сбоев на этапе пусконаладочных работ Х2.

      Недропользователь может уменьшать значения коэффициентов технологических сбоев, в соответствии с характеристиками производственного процесса.

      При технологических сбоях допускается непрерывное сжигание газа на каждой действующей факельной установке:

      для наземных объектов добычи, подготовки и (или) переработки сырого газа не более 24 непрерывных часов;

      для морских объектов добычи и наземных объектов подготовки и (или) переработки сырого газа, связанных с морскими объектами добычи не более 48 непрерывных часов.

      Сноска. Пункт 21 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020 № 351 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      22. Аварии не являются технологическими сбоями.

      23. Норматив и объем сжигания сырого газа при технологических сбоях формируется на основе набора статистических данных по технологическим сбоям за исключением вновь вводимых в эксплуатацию объектов и объектов, находящихся на этапе пусконаладочных работ.

      24. Фактический объем технологически неизбежного сжигания сырого газа не превышает нормативный объем технологически неизбежного сжигания сырого газа (Vv).