Об утверждении Методики расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций

Постановление Правительства Республики Казахстан от 8 декабря 2010 года № 1319. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 3 апреля 2015 года № 196

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 03.04.2015 № 196 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

В соответствии с подпунктом 38) статьи 16 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемую Методику расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций.
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан К. Масимов

Утверждена
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 8 декабря 2010 года № 1319

Методика
расчетов нормативов и объемов сжигания попутного
и (или) природного газа при проведении нефтяных операций

1. Общие положения

1. Настоящая Методика разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 85 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 при: пусконаладке технологического оборудования; эксплуатации технологического оборудования; техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования.
2. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:
нормативы сжигания газа - величина, определяемая расчетным путем на основании формул, установленных в настоящей Методике с учетом объемов добываемого газа и газового фактора;
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;
а также иные понятия в значениях, определенных Законом.
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:
на групповых замерных установках;
на центральном пункте подготовки нефти;
на узле учета объема газа на входе и выходе установки комплексной подготовки газа или газоперерабатывающего завода;
на входе: газотурбинной установки, печей, котельных, газопоршневой установки, компрессора для закачки обратно в пласт, и иного оборудования, использующего газ;
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.

2. Расчет объемов добытого и сожженного газа

6. Расчет общего объема добытого газа осуществляется по формуле:
V₁ = Q_н * Г_ф,
где:
V₁ - объем добытого газа;
Q_н - годовая, месячная или суточная добыча нефти в тоннах;
Г_ф — газовый фактор (отношение полученного количества газа к количеству извлеченной нефти м³/м³, м³/тн.).
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. В объемы газа, использованного на собственные производственные нужды, рассчитанные на основании настоящей Методики, а также объемы газа, использованного недропользователями в иных технологических процессах при разработке месторождений углеводородного сырья и не направленные на цели, предусматривающие получение дохода.
9. Расчетный объем сжигаемого газа 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:
V_I - 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) определяются 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, определяются исходя из объемов реализованного товарного газа и потерь при переработке, транспортировки до магистрального газопровода.

3. Расчет объемов сжигания при испытании объектов скважин

10. Объемы сжигания газа при испытании каждого объекта скважины определяются в соответствии с утвержденным недропользователем планом испытаний скважины.
11. Расчет объемов сжигания при испытании объектов скважин производится по следующей формуле:
V_III = Д * Г_ф * К, м³,
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/м³, м³/тн.);
К - количество дней испытаний.

4. Расчет объемов сжигания при пробной эксплуатации

12. Объемы сжигания газа в период пробной эксплуатации, 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;
V_{1, 2, 3...n} - скважины, находящиеся в пробной эксплуатации.
13. Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:
V_{1, 2, 3...n} = Д * Г_ф * Т, м³,
где:
V_{1, 2, 3...n} - объем сжигания газа одной скважины при пробной эксплуатации;
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).

5. Расчет объемов при технологически неизбежном сжигании газа

14. Объем технологически неизбежного сжигания определяется по следующей формуле:
V_v = V₆ + V₇ + V₈,
где:
V_v - объем технологически неизбежного сжигания, м³;
V₆ - объем сжигаемого газа при пуско-наладке технологического оборудования (определяется паспортными, техническими характеристиками оборудования и планом пуско-наладочных 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.

6. Расчет нормативов сжигания при испытании объектов скважин

15. Расчет нормативов сжигания при испытании объектов скважин
производится по следующей формуле:
Q_{исп.скв.} = Д * Г_ф * К, м³,
где:
Q_{исп.скв.} - 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/м³, м³/тн.;
К - количество дней испытаний.
V_III = Q_{исп.скв.}
В целом V_III - объем сжигания газа при испытании объектов скважин не должен превышать расчетного нормативного объема сжигания газа при испытании объектов скважин Q_{исп.скв.}

7. Расчет нормативов сжигания газа в период пробной
эксплуатации

16. Расчет нормативов сжигания газа в период пробной эксплуатации производится исходя из суммы объемов сжигаемого газа по каждой действующей скважине по формуле:
Q_{проб.эксп.} = Q₁ + Q₂ + Q₃ +...... Q_n,
где:
Q_{проб.эксп.} - общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации;
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 * Г_ф * Т, м³,
где:
Q_{1, 2, 3...n} - объем сжигания газа одной скважины при пробной эксплуатации;
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).
V_IV = Q_{проб.эксп.}
В целом V_IV - объем сжигания газа в период пробной эксплуатации не должен превышать расчетного нормативного объема сжигания газа в период пробной эксплуатации Q_{проб.эксп.}

8. Расчет нормативов технологически неизбежного сжигания
газа при определении объемов сжигания газа V₆, V₇, V₈

17. 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 V₆; V₇; V₈.
18. 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.
19. Для выполнения технологических неизбежных расчетов, при отсутствии приборов у недропользователей, необходимо проведение анализа системы сбора, подготовки, транспорта готовой продукции, выявляются источники, уточняются 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.
К технологически неизбежному сжиганию газа при расчете нормативов, относится - технологически неизбежное сжигание газа при проведении пусконаладочных, ремонтных работ и технологического обслуживания оборудования.
20. Количество расчетного нормативного сжигания газа при проведении пусконаладочных, ремонтных работ и технологического обслуживания оборудования определяется по следующей формуле:
Q_р.н.сж. = V_г.o. * К, м³,
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, 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) и определяется по следующей формуле:
К = P/T_cp * Z
21. Суммарное количество расчетного технологически неизбежного нормативного сжигания газа в целом на объекте месторождения определяется по следующей формуле:

где:
Q_т.н.c. - количество технологически неизбежного нормативного сжигания газа;
n - количество оборудования.
22. В целом V_v - объем технологически неизбежного не должен превышать суммарного количества расчетного нормативного технологически неизбежного сжигания Q_т.н.c.

Мұнай операцияларын жүргізген кезде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағудың нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2010 жылғы 8 желтоқсандағы № 1319 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 3 сәуірдегі № 196 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 03.04.2015 № 196 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

«Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы» Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 16-бабы 38) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
1. Қоса беріліп отырған Мұнай операцияларын жүргізген кезде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағудың нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі бекітілсін.
2. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап күнтізбелік он күн еткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі К. Мәсімов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 3 желтоқсандағы
№ 1319 қаулысымен
бекітілген

Мұнай операцияларын жүргізген кезде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағудың нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесі 1. Жалпы ережелер

1. Осы Әдістеме «Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы» Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының (бұдан әрі - Заң) 85-бабының 3-тармағына сәйкес әзірленді және мұнай операцияларын жүргізген кезде:
1) ұңғыма объектілерін сынау кезінде;
2) кен орнын сынамалық пайдалану кезінде;
3) газды технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу кезінде: технологиялық жабдықтарды іске қосу-реттеу, технологиялық жабдықтарды пайдалану, технологиялық жабдықтарға техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстары кезінде ілеспе және (немесе) табиғи газды жағу нормативтері мен көлемдерін есептеу әдістемесін анықтайды.
2. Осы Әдістеменің мақсаттары үшін мынадай ұғымдар пайдаланылады:
газ жағу нормативтері - өндірілетін газ көлемі мен газ факторын ескере отырып, осы Әдістемеде белгіленген формулалар негізінде есептеу жолымен анықталатын өлшем;
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;
сондай-ақ Заңда белгіленген мағынада өзге де ұғымдар қолданылады.
3. Ілеспе газды өндіру және жағу көлемдерін анықтауды жер қойнауын пайдаланушы жобалау құжаттамасына және қолданылатын технологияға сәйкес:
топтық өлшеу қондырғыларында;
орталық мұнай дайындау пунктінде;
газды кешенді дайындау қондырғысының немесе газды қайта өңдейтін зауыттың кіреберісі мен шығаберісінде ілеспе газ көлеміне есеп жүргізу торабында;
газтурбиналық қондырғының, пештердің, қазандықтардың, газпоршеньді қондырғының, қабатқа қайта айдау компрессорының және ілеспе газды пайдаланатын басқа қондырғылардың кіреберісінде;
алау қондырғылардың кіреберісінде бақылау-өлшеу аспаптарының көмегімен газ көлемін өлшеуге есеп жүргізу жүйесін пайдалану арқылы жүзеге асырады.
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 аспауға тиіс.

2. Өндірілген және жағылған газдың көлемін есептеу

6. Өндірілген газдың жалпы көлемін есептеу мынадай формула бойынша жүргізіледі:

V_І = Q _M * Г_ф

мұндағы:
V_І - өндірілген газ көлемі;
Q _м — мұнайды тоннамен жылдық, айлық немесе тәуліктік өндіру;
Г_ф - газ факторы (алынған газ көлемінің м³/м³, м³/т-да шығарылған мұнайдың көлеміне қатынасы).
7. Өндірілген газдың жалпы көлемі жағылатын газдың және (немесе) өзіндік өндірістік қажеттіліктерге пайдаланылған газдың шекті жол берілетін көлемдерін белгілеу мақсатында анықталады және:
1) 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 жер қойнауын пайдаланушы;
2) есептеу жолымен мұнай және газ саласындағы уәкілетті орган жүзеге асырады.
8. Осы Әдістеме негізінде есептелген өзіндік өндірістік қажеттіліктерге пайдаланылған газ көлемдеріне, сондай-ақ жер қойнауын пайдаланушылар көмірсутек шикізаты кен орындарын өңдеу кезінде өзге технологиялық үдерістерде пайдаланылған және кіріс алуды көздемейтін мақсаттарға бағытталмаған газ көлемдері кіреді.
9. Жағылатын газдың есептік көлемі өндірілген ілеспе газдың жалпы көлемі мен кәдеге жаратылатын оның ішінде қайта өңделетін газ көлемі арасындағы айырма ретінде мынадай формуламен анықталады:

V_ІІ = V_І - (V_І + V₂ + V_і + V₄ + V₅)

мұндағы:
V_ІІ - жағылатын газдың есептік көлемі;
V_І - осы Әдістеменің 6-тармағына сәйкес есептелген өндірілген газ көлемі;
V_І - 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 өндіру үшін немесе зауытта газ өңдеу қондырғысында өңдеу көлемін өткізілген тауарлық газ көлемін және өңдеу кезіндегі шығын, магистральдық газ құбырына дейін тасымалдаумен анықталады.

3. Ұңғымалар объектілерін сынау кезінде жағу көлемдерін есептеу

10. Ұңғыманың әрбір объектісін сынау кезінде газ жағу көлемдері жер қойнауын пайдаланушы бекіткен ұңғыманы сынау жоспарына сәйкес анықталады.
11. Ұңғымалардың объектілерін сынау кезіндегі жану көлемдері мынадай формула бойынша анықталады:

V_ІІІ = Д * Г_Ф * К, м³,

мұндағы:
V_ІІІ - 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/м³, м³/т.);
К - сынау күндерінің саны.

4. Сынамалық пайдалану кезіндегі жағу көлемдерін есептеу

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

V_ІV = V_І + V₂ + V₃ + V_n

мұндағы:
V_IV - сынамалық пайдалану кезінде газ жағудың жалпы көлемі;
V_І,2,3...n - сынамалық пайдаланудағы ұңғымалар.
13. Әрбір ұңғыма бойынша жағу көлемі мына формула бойынша есептеледі:

V_І,2,3...n = Д * Г_ф * Т, м³,

мұндағы:
V_І,2,3...n - бір ұңғыманың сынамалық пайдалану кезінде газды жағу көлемі;
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/м³, м³/т.);
Т — сынамалық пайдалану кезеңі (күн саны).

5. Газды технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын
жағу кезіндегі көлемдерді есептеу

14. Технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу көлемі мынадай формула бойынша анықталады:

V_V = V₆ + V₇ + V₈

мұндағы:
V_V - технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу;
V₆ - технологиялық жабдықты іске қосу-реттеу кезінде жағылатын газ көлемі (жабдықтың паспорттық, техникалық сипаттамаларымен және іске қосу-реттеу жұмыс жоспарымен анықталады);
V₇ - технологиялық жабдықты пайдалану кезінде жағылатын газ көлемі (пайдалану режимі бойынша техникалық регламенттермен, жабдықтың паспорттық сипаттамасымен анықталады);
V₈ - технологиялық жабдыққа техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстары кезінде жағылатын газ көлемі (жабдықты пайдалану кезіндегі техникалық регламенттермен және ағымдағы, толық жөндеу кестесімен анықталады).

6. Ұңғымалар объектілерін сынау кезінде жағу нормативтерін есептеу

15. Ұңғымаларды сынау кезінде жану нормативтерін есептеу мына формула бойынша анықталады:

Q_{ұңғ.сын} = Д * Г_ф * К, м³,

мұндағы:
Q_{ұңғ.сын} — ұңғымаларды сынау кезіндегі 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/м³, м³/т.);
К - сынау күндерінің саны.
V_ІІІ = Q_{ұңғ.сын}
Жалпы ұңғыма объектілерін сынау кезінде газ жағу көлемі - V_ІІІ ұңғыма объектілерін сынау кезінде газды жағу есептік нормативтік көлемінен - Q_{ұңғ.сын} аспауға тиіс.

7. Сынамалық пайдалану кезінде жағу нормативтерін есептеу

16. Сынамалық пайдалану кезінде газ жағу нормативтерін есептеу жағылатын газ көлемінің сомасынан әрбір қолданылатын ұңғыма үшін мына формула арқылы жүргізіледі:

Q_{сын.пайдалану} = Q_І + Q₂ + Q₃ +......Q_n

мұндағы:
Q_{сын.пайдалану} - сынамалық пайдалану кезінде газ жағудың жалпы көлемі;
Q_1,2,3...n - сынамалық пайдаланылатын ұңғымалар.
Әрбір ұңғыма бойынша жағу көлемі мына формула бойынша есептеледі:

Q_1,2,3...n = Д * Г_ф * Т, м³,

мұндағы:
Q_1,2,3...n - бір ұңғыманың сынамалық пайдалану кезінде газды жағу көлемі;
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/м³, м³/т.);
Т - сынамалық пайдалану кезеңі (күн саны).
V_IV = Q_{сын.пайдалану}
Жалпы сынамалық пайдалану кезінде газ жағу көлемі - V_IV сынамалық пайдалану кезінде газ жағудың есептік нормативтік көлемінен - Q_{сын.пайдалану} аспауға тиіс.

8. Газдың технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу нормативтерін есептеу немесе V₆, V₇, V₈ газдың жағу көлемін анықтау

17. Газдың V_6; V_7; V₈ жағу көлемінің есептеу нормативтерін анықтау үшін технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу оның санының бағасы қажеттілігі технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағуды қамтамасыз ету магистралдық газ құбыры учаскісінде, алаң арасындағы қосатын газ құбыры және қондырғы, газды дайындау кешендік қондырғы, орталық мұнай дайындау пункті, өндіріс ішіндегі және өндіріс аралық газ жинағыш қондырғысы, топтық қондырғы, тұтынушыларға дейінгі газ тасымалдау және дайындау, технологиялық жүйе объектілердегі жинағыш жүйесі бар.
18. Газды технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын 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.
19. Технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын есепті орындау үшін, жер қойнауын пайдаланушыларда аспап жоқ болған жағдайда, жер қойнауын пайдаланушылар технологиялық өндіру үдерісінің барлық кезеңінде қолданатын немесе технологиялық жабдықты жүзеге асыруда газды жағу және өңдеу, тасымалдау, дайындау жабдықтың паспорттық, техникалық сипаттамалары негізінде нақты параметрі, ұстау көзі, дайын тауарды тасымалдау, дайындау, жинау жүйесіне талдау жүргізу қажет.
Газдың технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу нормативтерін есептеу кезінде, іске қосуды жүргізген кезде газдың технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу, жөндеу жұмысы және жабдыққа технологиялық қызмет көрсету жатады.
20. Газдың технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу нормативтері есептеу кезінде, іске қосуды жүргізген кезде газды технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу, жөндеу жұмысы және жабдыққа технологиялық қызмет көрсету мынадай формула бойынша анықталады:

Q_н.е.ж. = V_г.к * К, мың м³,

мұндағы:
Q_н.е.ж. - газ жағудың нормативтік есептеу саны, жеке газ құбыры учаскесі және технологиялық жабдық үшін паспорттық деректерімен және техникалық сипаттамалары негізінде қабылданатын жабдық және газ жағу көлемін бөлек анықтау кезінде есептеледі (V_6, V_7, V_8, м³) технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағудың әрбір түрі үшін жеке анықталады.
V_г.к - газ құбыры учаскесіндегі технологиялық жабдықтың жеке ыдыстарының геометриялық көлемі, м³;
К - газ құбыры учаскесінде Р - қысымнан газ көлеміне тәуелділігін ескеретін жалпылама коэффициент, Т_ор - орташа газ температурасы, Z - газ қысымының коэффициенті және өту түрі (бұл көрсеткіштер химия-физикалық газ құрамын жүзеге асыру мұнай-газ кен орындарын өңдеу бойынша анықтама әдебиетінен алынған) және мынадай формула бойынша анықталады:

К = Р/Т_ор * Z

21. Тұтас алғанда кен орны объектісінде технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын газ жағу нормативтерін есептеудің жиынтық саны мынадай формула бойынша анықталады:

мұндағы:
Q_{т.н.с. -} технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын газ жағудың нормативтік саны;
n - жабдық саны.
22. Жалпы технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағу көлемі - V_V есептік нормативтік технологиялық тұрғыдан болмай қоймайтын жағудың
жалпы мөлшерінен — Q_т.н.с. аспауға тиіс.