Об утверждении Методики расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операции

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 21 октября 2014 года № 64. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 28 ноября 2014 года № 9915. Утратил силу приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 164 (вводится в действие с 29.06.2018)

Утратил силу

      Сноска. Утратил силу приказом Министра энергетики РК от 05.05.2018 № 164 (вводится в действие с 29.06.2018).
      Сноска. В заголовок приказа внесено изменение на казахском языке, текст на русском языке не меняется, в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 27.06.2016 № 274 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

      1. Утвердить прилагаемую Методику расчетов нормативов и объемов сжигания попутного и (или) природного газа при проведении нефтяных операций.

      Сноска. В пункт 1 приказа внесено изменение на казахском языке, текст на русском языке не меняется, в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 27.06.2016 № 274 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Департаменту развития газовой промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан обеспечить:

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

      2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан направление на официальное опубликование настоящего приказа в средствах массовой информации и информационно-правовой системе "Әділет";

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

      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

В. Школьник



  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

      Сноска. Методика в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.06.2016 № 274 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 1. Общие положения

      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:

      V1 = Qн x Гф,

      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:

      VII = V1 - (V1 + V2 + V3 + V4 + V5),

      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.

Глава 2. Расчет нормативов сжигания газа при испытании
объектов скважин

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

      VIII = Qисп.скв.,

      где:

      VIII – объем сжигания газа при испытании объектов скважин, м3;

      Qисп.скв. – объем сжигания при испытании скважин, м3;

      Qисп.скв. = Д x Гф x 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.

Глава 3. Расчет нормативов сжигания газа при пробной
эксплуатации месторождения

      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:

      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:

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

      Объемы сжигания по каждой скважине рассчитываются по следующей формуле:

      Q 1, 2, 3...n = Д x Гф x Т,

      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, м33, 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.

Глава 4. Расчет нормативов сжигания газа при технологически
неизбежном сжигании газа

      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:

      Qр.н.сж. = Vг.o. x 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 x Z

      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.

Глава 5. Расчет объемов сжигания газа при испытании
объектов скважин

      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:

      VIII = Д x Гф x 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.

Глава 6. Расчет объемов сжигания газа при пробной
эксплуатации месторождения

      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:

      VIV = V1 + V2 + V3 +...Vn,

      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:

      V 1, 2, 3...n = Д x Гф x Т,

      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).

Глава 7. Расчет объемов сжигания газа при технологически
неизбежном сжигании газа

      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 = V1 x (Х1 + Х2),

      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:

      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.