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" Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 27 июня 2016 года № 274. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 26 июля 2016 года № 13982

1. Внести 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» (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. Комитету экологического регулирования, контроля и государственной инспекции в нефтегазовом комплексе Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством порядке обеспечить:

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

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;

3) размещение настоящего совместного приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и интранет-портале государственных органов;

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.

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

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики Республики Казахстан К. Бозумбаев 

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:

1) при испытании объектов скважин;

2) при пробной эксплуатации месторождения;

3) при технологически неизбежном сжигании газа.

2. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:

1) нормативы сжигания газа – величина, определяемая расчетным путем на основании формул, установленных в настоящей Методике, с учетом объемов добываемого газа и газового фактора;

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.

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:

1) на входе и выходе установок (систем) по добыче, транспортировке, подготовке и переработке нефти и газа;

2) на входе: газотурбинной установки, печей, котельных, газопоршневой установки, компрессора для закачки обратно в пласт, и иного оборудования, использующего газ;

3) на узлах учета объема газа;

4) 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.

6. Общий объем добытого газа (V1 ) рассчитывается по следующей формуле:

         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).

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. Расчетный объем сжигаемого газа (VII ) определяется как разность между общим объемом добытого газа и объемом утилизируемого, в том числе перерабатываемого газа, по следующей формуле:

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.

9. Расчет нормативов сжигания газа при испытании объектов скважин (VIII ) производится по следующей формуле:

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. 

10. Расчет нормативов сжигания газа в период пробной эксплуатации (VIV ) месторождения производится исходя из суммы объемов сжигаемого газа по каждой действующей скважине по следующей формуле:

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.

14. Количество расчетного нормативного сжигания газа (Qр.н.сж. ) при проведении пусконаладочных, ремонтных работ и технологического обслуживания оборудования рассчитывается по следующей формуле:

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:

15. Суммарное количество расчетного технологически неизбежного нормативного сжигания газа в целом на объекте месторождения рассчитывается по следующей формуле:

         где:

Qт.н.c.  – количество технологически неизбежного нормативного сжигания газа, м3 ;

n – количество оборудования.

16. В целом Vv  – объем технологически неизбежного сжигания газа не превышает суммарного количества расчетного нормативного технологически неизбежного сжигания Qт.н.c. 

17. Объемы сжигания газа при испытании каждого объекта скважины (VIII ) определяются в соответствии с утвержденным недропользователем планом испытаний скважины.

18. Расчет объемов сжигания при испытании объектов скважин производится по следующей формуле:

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.

19. Объемы сжигания газа в период пробной эксплуатации (VIV ), 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:

         где:

VIV  – общий объем сжигания газа при пробной эксплуатации, м3 ;

V 1, 2, 3...n  – скважины, находящиеся в пробной эксплуатации, м3 .

20. Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:

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:

1) При наличии статистических данных по технологическим сбоям за исключением вновь вводимых в эксплуатацию объектов. Недропользователь может уменьшать значения коэффициентов технологических сбоев, в соответствии с характеристиками производственного процесса.

2) Допускается непрерывное сжигание газа на каждом из действующих факелов в результате технологических сбоев оборудования: 

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.

22. Объем технологически неизбежного сжигания газа (Vv ) определяется по следующей формуле:

        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 .