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»
ПРИКАЗЫВАЮ:

от 21 октября 2014 года № 64 «Об утверждении Методики расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций» (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 9915, опубликованный
12 декабря 2014 года в Информационно-правовой системе «Әділет») следующее изменение:
в заголовок и пункт 1 указанного приказа внесено изменение на казахском языке, текст на русском языке не меняется;
Методику расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций, утвержденную указанным приказом, изложить в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

2) направление копии настоящего приказа в печатном и электронном виде на официальное опубликование в периодические печатные издания и информационно-правовую систему «Әділет» в течение десяти календарных дней после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан, а также в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения «Республиканский центр правовой информации» Министерства юстиции Республики Казахстан» в течение пяти рабочих дней со дня получения зарегистрированного приказа для внесения в эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

4) 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) и 3) настоящего пункта.

приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 27 июня 2016 года № 274
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:

3) при технологически неизбежном сжигании газа.

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.

VI = Qн × Гф,
где:
VI – 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).

VII = VI - (V1 + V2 + V3 + V4 + V5),
где:
VII – расчетный объем сжигаемого газа:
VI – 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.

VIII = Qисп.скв.,
где:
VIII – объем сжигания газа при испытании объектов скважин, м3;
Qисп.скв. – объем сжигания при испытании скважин, м3;
Qисп.скв. = Д × Гф × К,
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.

VIV = Qпроб.эксп.,
где:
VIV – объем сжигания газа в период пробной эксплуатации, м3;
Qпроб.эксп. – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м3.
Qпроб.эксп. = Q1 + Q2 + Q3 +... Qn,
где:
Q1, 2, 3...n – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации.
Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:
Q1, 2, 3...n = Д × Гф × Т,
где:
Q1, 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.

Qр.н.сж. = Vг.o. × К,
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:
К = P/Tcp × Z

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

VIII = Д × Гф × К,
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.

VIV = V1 + V2 + V3 +...Vn,
где:
VIV – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м3;
V1, 2, 3...n – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации, м3.

V1, 2, 3...n = Д × Гф × Т,
где:
V1,2,3...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:
V9 = VI × (Х1 + Х2),
где:
V9 – объем сжигаемого газа при технологических сбоях, м3;
VI – объем добытого газа, рассчитанный в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики, м3;
Х1 = 1 × 10-4 – коэффициент технологических сбоев при эксплуатации технологического оборудования для наземных объектов добычи, не более*;
Х1 = 0,5 × 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 × 10-2 – коэффициент технологических сбоев на этапе пусконаладочных работ, не более**.
* Примечание:

в соответствии с характеристиками производственного процесса.

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.

Vv = V6 + V7 + V8+V9,
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.