"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 бұйрығына өзгерістер мен толықтыру енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2020 жылғы 8 қазандағы № 351 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2020 жылғы 8 қазанда № 21377 болып тіркелді

      БҰЙЫРАМЫН:

      1. "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 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 16961 болып тіркелген, 2018 жылғы 8 маусымда Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау банкінде жарияланған) мынадай өзгерістер мен толықтыру енгізілсін:

      көрсетілген бұйрықпен бекітілген Жер қойнауын пайдалану жөніндегі операцияларды жүргізу кезінде шикі газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесінде:

      1-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

      "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.";

      5 және 6-тармақтар мынадай редакцияда жазылсын:

      "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.

      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.";

      8-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

      "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.";

      мынадай мазмұндағы 10-1-тармақпен толықтырылсын:

      "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.";

      11-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

      "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.";

      17-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

      "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)";

      21-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

      "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.".

      2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Көмірсутектер және жер қойнауын пайдалану салаларындағы мемлекеттік бақылау департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

      1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

      2) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

      3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында 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 алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

      Қазақстан Республикасы
Энергетика министрі 		Н. Ногаев

О внесении изменений и дополнения в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 164 "Об утверждении методики расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию"

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 8 октября 2020 года № 351. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 8 октября 2020 года № 21377

      ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 164 "Об утверждении методики расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 16961, опубликован 8 июня 2018 года в Эталонном контрольном банке нормативных правовых актов Республики Казахстан) следующие изменения и дополнение:

      в Методике расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию, утвержденной указанным приказом:

      пункт 1 изложить в следующей редакции:

      "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.";

      пункты 5 и 6 изложить в следующей редакции:

      "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.

      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.";

      пункт 8 изложить в следующей редакции:

      "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.";

      дополнить пунктом 10-1 следующего содержания:

      "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.";

      пункт 11 изложить в следующей редакции:

      "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.";

      пункт 17 изложить в следующей редакции:

      "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)";

      пункт 21 изложить в следующей редакции:

      "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.".

      2. Департаменту государственного контроля в сферах углеводородов и недропользования Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

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

      2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

      3) 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 1) и 2) 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 		Н. Ногаев