В соответствии с подпунктом 14) статьи 18 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании», ПРИКАЗЫВАЮ:

Утвер­жде­на
при­ка­зом Ми­ни­стра энер­ге­ти­ки
Рес­пуб­ли­ки Ка­зах­стан
от 21 ок­тяб­ря 2014 го­да № 64
Методика расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций

1. Настоящая Методика расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 14) статьи 18 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:

2) 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.

где:
V1 – объем добытого газа, м3;
Qн – годовая, месячная или суточная добыча нефти в тоннах;
Гф – газовый фактор (отношение полученного количества газа к количеству извлеченной нефти, м3/т).

где:
VII – расчетный объем сжигаемого газа:
V1 – 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) определяется 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 определяется исходя из объемов реализованного товарного газа и потерь при переработке, транспортировке до магистрального газопровода.

где:
VIII – объем сжигания газа при испытании объектов скважин, м3;
Qисп.скв. – объем сжигания при испытании скважин, м3;
где:
Д – средний ожидаемый дебит скважин, (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.);
Гф – газовый фактор, м3/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м3/т);
К – количество дней испытаний.
В целом VIII – объем сжигания газа при испытании объектов скважин не должен превышать расчетный нормативный объем сжигания газа при испытании объектов скважин Qисп.скв.

где:
VIV – объем сжигания газа в период пробной эксплуатации, м3;
Qпроб.эксп. – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м3.
где:
Q 1, 2, 3...n – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации.
Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:
где:
Q 1, 2, 3...n – объем сжигания газа одной скважины при пробной эксплуатации, м3;
Д – средний ожидаемый дебит скважин (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.;
Гф – газовый фактор, м3/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м3/м3, м3/тн.);
Т – период пробной эксплуатации (количество дней).
В целом VIV – объем сжигания газа в период пробной эксплуатации не должен превышать расчетного нормативного объема сжигания газа в период пробной эксплуатации Qпроб.эксп.

11. 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.

12. 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.

13. Для выполнения расчетов при технологически неизбежном сжигании газа, при отсутствии приборов у недропользователей, необходимо провести анализ системы сбора, подготовки, транспорта готовой продукции, выявить источники, уточнить 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.

где:
Qр.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, V9, м3);
Vг.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 – Тср, вида истечения и коэффициента сжимаемости газа – Z, (данные показатели берутся из справочной литературы по разработке, эксплуатации нефтегазового месторождения исходя из химико-физического состава газа) рассчитывается по следующей формуле:

где:
Qт.н.c. – количество технологически неизбежного нормативного сжигания газа, м3;
n – количество оборудования.

где:
VIII – объем сжигания при испытании скважин, м3;
Д – средний ожидаемый дебит скважин (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.);
Гф – газовый фактор, м3/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м3/т);
К – количество дней испытаний.

где:
VIV – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м3;
V 1, 2, 3...n – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации, м3.

где:
V 1, 2, 3...n – объем сжигания газа одной скважины при пробной эксплуатации, м3;
Д – средний ожидаемый дебит скважин (дебит скважины – объем добытой нефти за одни сутки, т/сут.);
Гф – газовый фактор, м3/т (отношение полученного количества газа к количеству добытой нефти, м3/т);
Т – период пробной эксплуатации (количество дней).

21. Объем сжигаемого газа при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования не являющейся аварией в том числе неисправностях оборудования и систем управления, прекращение подачи сырья и средств обеспечения (воды, воздуха, топливного газа, пара и электроэнергии), превышение (снижение) рабочих параметров (давления, уровня, температуры, расхода, степени очистки), утечки, газовая и пожарная сигнализация, ограничения в приеме продукции транспортной компанией (V9, далее – технологический сбой) рассчитывается по следующей формуле:
где:
V9 – объем сжигаемого газа при технологических сбоях, м3;
V1 – объем добытого газа, рассчитанный в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики, м3;
Х1 = 1 x 10-4 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для наземных объектов добычи, не более*;
Х1 = 0,5 х 10-2 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для морских объектов добычи и связанного с морскими объектами добычи (морских месторождений), не более*;
Х2 = 2 х 10-2 – коэффициент технологических сбоев на этапе пусконаладочных работ, не более**.
* Примечание:

для наземных объектов добычи не более 24 непрерывных часов;
для морских объектов добычи и связанного с морскими объектами добычи, не более 48 непрерывных часов.
** Примечание:
Х2 – применим на этапе пусконаладочных работ для комплексов, осуществляющих переработку газа, нефти, конденсата. Недропользователь может уменьшать значения коэффициентов технологических сбоев, в соответствии с характеристиками производственного процесса.

где:
Vv – объем технологически неизбежного сжигания газа, м3;
V6 – объем сжигаемого газа при пусконаладке технологического оборудования (определяется паспортными, техническими характеристиками оборудования и планом пусконаладочных 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;
V9 – объем сжигаемого газа при технологических сбоях, м3.