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.».

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.