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

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

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

2 2. Признать утратившими силу:

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

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

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

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

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

5 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 |
|---|---|

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

Глава 1. Общие положения

1 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 1) при испытании объектов скважин;

2 2) при пробной эксплуатации месторождения;

3 3) при технологически неизбежном сжигании сырого газа.

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

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

3 3) на узлах учета объема сырого газа;

4 4) на входе на факельные установки.

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

5 5. Общий объем добычи* сырого газа (V I ) для нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений/скважин рассчитывается по следующей формуле:
V I = Q н × Г ф , (1)
где:
V I – объем добычи* сырого газа, м 3 ;
Q н – годовая или суточная добыча нефти, т;
Г ф – газовый фактор (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти, м 3 /т).
Общий объем добычи сырого газа (V I ) для газовых и газоконденсатных месторождений/скважин определяется на основании проведенных замеров дебита скважин и выражается как годовая или суточная добыча сырого газа, м 3 .
*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 6. Расчетный объем сжигаемого сырого газа (V II ) 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:
V II = V I – (V 1 + V 2 + V 3 + V 4 + V 5 ), (2)
где:
V II – общий объем сжигаемого сырого газа, м 3 ;
V I – общий объем добычи* сырого газа, м 3 ;
(V 1 + V 2 + V 3 + V 4 + V 5 ) – объем используемого/утилизируемого газа, м 3 , в том числе:
V 1 – 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, м 3 ;
V 2 – 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, м 3 ;
V 3 – 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, м 3 ;
V 4 – объем сырого газа для обратной закачки в пласт определяется исходя из технических характеристик, паспортов и продолжительности эксплуатации оборудования, м 3 ;
V 5 – 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, м 3 .
*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 .

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

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

8 8. Расчет объемов сжигания сырого газа при испытании объектов нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных скважин (V III ) производится по следующей формуле:
V III = Д × Г ф × Т, (3)
где:
V III – объем сжигания сырого газа при испытании объектов скважин, м 3 ;
Д – дебит скважин (объем добычи* нефти за одни сутки), т/сут.;
Г ф – газовый фактор* (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти), м 3 /т;
Т – количество дней испытаний объектов скважин.
Расчет объемов сжигания сырого газа при испытании объектов газовых и газоконденсатных скважин (VIII) производится по следующей формуле:
V III = Д × Т, (4)
где:
V III – объем сжигания сырого газа при испытании объектов скважин, м 3 ;
Д – дебит скважин (объем добычи* сырого газа за одни сутки), м 3 /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.

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

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

10 10. Нормативы и объемы сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения (V IV ) рассчитываются исходя из суммы нормативов и суммы объемов сжигания сырого газа по каждой действующей скважине по следующим формулам:
V IV = Q проб.эксп ., (5)
где:
V IV – норматив и объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
Q проб.эксп . – суммарный норматив и суммарный объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м 3 .
Q проб.эксп . = Q 1 + Q 2 + Q 3 +...Q n , (6)
где:
Q 1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины в период пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
1, 2, 3,...n – действующие скважины.

10-1 10-1. Нормативы и объемы сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения (V IV ) при использовании (утилизации) части добываемого сырого газа рассчитываются по следующей формуле:
V IV = Q проб.эксп. - Q ут. газа , (6-1)
где:
V IV – норматив и объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
Q проб.эксп. – суммарный норматив и суммарный объем сжигания сырого газа в период пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
Q проб.эксп. = Q 1 + Q 2 + Q 3 +...Q n , (6-2)
где:
Q 1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины в период пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
1, 2, 3,...n – действующие скважины.
Q ут. газа – объем используемого/утилизируемого газа, м 3 .
Объем добычи сырого газа по каждой действующей нефтяной, газонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газоконденсатно-нефтяной скважине рассчитывается по следующей формуле:
Q 1, 2, 3,...n = Д × Г ф × Т, (6-3)
где:
Q 1, 2, 3,...n – объем добычи сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
1, 2, 3,...n – действующие скважины;
Д – дебит скважин (объем добычи* нефти за одни сутки), т/сут.;
Г ф – газовый фактор (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти), м 3 /т;
Т – период пробной эксплуатации (количество дней).
Объем добычи сырого газа по каждой действующей газовой и газоконденсатной скважине рассчитывается по следующей формуле:
Q 1, 2, 3,...n = Д × Т, (6-4)
где:
Q 1, 2, 3,...n – объем добычи сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
1, 2, 3,...n – действующие скважины;
Д – дебит скважин (объем добычи* сырого газа за одни сутки), м 3 /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 .

11 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:
Q 1, 2, 3,...n = Д × Г ф × Т, (7)
где:
Q 1, 2, 3,...n – норматив и объем сжигания сырого газа одной действующей скважины при пробной эксплуатации месторождения, м 3 ;
1, 2, 3,...n – действующие скважины;
Д – дебит скважин (объем добычи* нефти за одни сутки), т/сут.;
Г ф – газовый фактор (отношение количества сырого газа к количеству добычи* нефти), м 3 /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:
Q 1, 2, 3,...n = Д × Т, (8)
где:
Q 1, 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), м 3 /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.

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

14 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 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 16. Норматив и объем технологически неизбежного сжигания сырого газа (V v ) определяется по следующей формуле:
V v = V 6 + V 7 + V 8 + V 9 , (9)
где:
V v – норматив и объем технологически неизбежного сжигания сырого газа, м 3 ;
V 6 – 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, м 3 ;
V 7 – норматив и объем сжигания сырого газа при эксплуатации технологического оборудования, определяется технической документацией по режиму эксплуатации, техническими характеристиками, паспортами и проектной документацией технологического оборудования, м 3 ;
V 8 – 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, м 3 ;
V 9 – норматив и объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования, м 3 .

17 Сноска. Пункт 17 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 08.10.2020

18 18. При расчете объема сжигания сырого газа при проведении пусконаладочных работ (V 6 ) учитывается установленный период, необходимый для проведения пусконаладочных работ технологического оборудования до вывода на стабильный режим работы.

19 19. Объем сжигания сырого газа при эксплуатации технологического оборудования (V 7 ) включает в себя неизбежное сжигание сырого газа при работе технологического оборудования в соответствии с технологией, применяемой недропользователем.

20 20. Объем сжигания сырого газа при техническом обслуживании и ремонтных работах технологического оборудования (V 8 ) 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 21. Объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования (V 9 , 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:
V 9 = V I × (Х 1 + Х 2 )**, (12)
где:
V 9 – объем сжигания сырого газа при технологических сбоях, м 3 ;
V I – объем добычи сырого газа, рассчитанный в соответствии с пунктом 5 Методики, м 3 ;
Х 1 = 1 × 10 -4 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для объектов добычи, подготовки и (или) переработки сырого газа;**
Х 1 = 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;**
Х 2 = 2 × 10 -2 – коэффициент технологических сбоев на этапе пусконаладочных работ.
Коэффициент Х 2 – 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 Х 2 .
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.

22 22. Аварии не являются технологическими сбоями.

23 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 24. Фактический объем технологически неизбежного сжигания сырого газа не превышает нормативный объем технологически неизбежного сжигания сырого газа (V v ).