Статья 137. Проект разработки месторождения углеводородов
1. Проект разработки месторождения составляется в период разведки или подготовительный период в соответствии с требованиями, предусмотренными настоящим Кодексом.
2. Проект разработки месторождения составляется на весь период рентабельной добычи углеводородов на таком месторождении.
3. Проект разработки месторождения должен содержать описание видов, способов, технологий, объема и сроков проведения промышленной разработки месторождения.
4. В случае необходимости изменения условий, видов и объемов работ по разработке месторождения такие изменения подлежат включению в проект разработки посредством внесения изменений и (или) дополнений.
5. Запрещается проведение работ по добыче углеводородов, не указанных в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных настоящим Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте разработки месторождения, а также при отсутствии такого проекта.
Положение части первой настоящего пункта не распространяется на операции по добыче углеводородов, осуществляемые в процессе пробной эксплуатации.
См.: Методические рекомендации по составлению проектов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, Методические рекомендации по составлению проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений (приложения к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 24 августа 2018 года № 329)
Статья 138. Технические проектные документы
1. Технические проектные документы составляются на основе проекта разведочных работ, проекта пробной эксплуатации или проекта разработки месторождения.
2. Изменения и (или) дополнения, вносимые в проект разведочных работ, проект пробной эксплуатации или проект разработки месторождения, затрагивающие параметры составленных на их основе технических проектных документов, влекут необходимость внесения изменений и (или) дополнений в соответствующие технические проектные документы.
3. Проект ликвидации последствий разведки углеводородов составляется одновременно с проектом разведочных работ. Недропользователь обязан вносить изменения в проект ликвидации последствий разведки углеводородов, включая изменения в приблизительный расчет стоимости ликвидации, в случае внесения изменений в проект разведочных работ.
4. Проект ликвидации последствий недропользования по углеводородам составляется исходя из фактического состояния участка недр и соответствующих технологических объектов, подлежащих ликвидации.
5. Запрещается проведение операций по недропользованию без соответствующего утвержденного недропользователем и получившего положительные заключения предусмотренных настоящим Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз технического проектного документа.
Статья 139. Экспертизы проектных документов в сфере недропользования по углеводородам
1. Проектные документы в сфере недропользования по углеводородам подлежат государственной экологической экспертизе, проводимой в соответствии с экологическим законодательством Республики Казахстан.
2. Проект разведочных работ (изменения и дополнения к нему), не предусматривающий бурение и (или) испытание скважин, в течение пяти рабочих дней со дня получения положительного заключения государственной экологической экспертизы направляется в уведомительном порядке в компетентный орган.
3. Проект разведочных работ (изменения и дополнения к нему), предусматривающий бурение и (или) испытание скважин, проект пробной эксплуатации (изменения и дополнения к нему) и проект разработки месторождения (изменения и дополнения к нему) после получения положительного заключения государственной экологической экспертизы подлежат государственной экспертизе проектных документов.
До 1 января 2024 года в пункта 4 статьи 139 слова «геологических запасов» заменены словом «запасов» в соответствии со статьей 277
4. Проект пробной эксплуатации подлежит государственной экспертизе проектных документов только после получения недропользователем положительного заключения государственной экспертизы недр в отношении отчета по оперативному подсчету геологических запасов.
Проект разработки месторождения подлежит государственной экспертизе проектных документов только после получения недропользователем положительного заключения государственной экспертизы недр в отношении отчета по подсчету геологических запасов.
5. В случае если технические проектные документы предусматривают строительство объектов архитектурной, градостроительной и строительной деятельности, то такие проекты подлежат экспертизе в соответствии с законодательством Республики Казахстан об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности.
6. В случае, если при проведении экспертиз, предусмотренных пунктами 1 и 5 настоящей статьи, возникли разногласия, которые недропользователь не может устранить без отхода от соблюдения положительной практики пользования недрами, по заявлению такого недропользователя компетентный орган в течение десяти рабочих дней со дня получения заявления организует проведение переговоров с участием представителей заинтересованных государственных органов, недропользователя и проектного института для выработки соответствующего решения.
Статья 140. Государственная экспертиза базовых проектных документов в сфере недропользования по углеводородам
1. Государственная экспертиза базовых проектных документов и анализов разработки в сфере недропользования по углеводородам проводится в целях обеспечения рационального пользования недрами при разведке и разработке месторождений углеводородов в соответствии с положительной практикой пользования недрами.
2. Государственная экспертиза базовых проектных документов и анализов разработки осуществляется центральной комиссией по разведке и разработке месторождений углеводородов Республики Казахстан (центральная комиссия) с привлечением независимых экспертов, обладающих специальными знаниями в области геологии и разработки и не заинтересованных в результатах экспертизы.
3. Организация деятельности центральной комиссии, ее состав, регламент работы и ведение делопроизводства определяются положением о центральной комиссии по разведке и разработке месторождений углеводородов Республики Казахстан, утверждаемым уполномоченным органом в области углеводородов.
4. Государственная экспертиза проекта разведочных работ (изменений и дополнений к нему) проводится в течение двух месяцев со дня его получения от недропользователя, а проектов пробной эксплуатации, проектов разработки месторождения (изменений и дополнений к ним), анализов разработки - в течение трех месяцев.
Срок проведения государственной экспертизы проектов пробной эксплуатации, проектов разработки месторождения (изменений и дополнений к ним), анализов разработки по решению центральной комиссии может быть увеличен, но не более чем на три месяца.
До 1 января 2020 года пункты 5 и 6 статьи 140 действовали в редакции статьи 277
Пункт 5 изложен в редакции Закона РК от 30.12.19 г. № 297-VI (см. стар. ред.)
5. Центральная комиссия в течение трех рабочих дней со дня получения базового проектного документа или анализа разработки направляет его оператору независимой экспертизы базовых проектных документов для организации проведения независимой экспертизы.
Затраты на организацию и проведение независимой экспертизы базовых проектных документов и анализов разработки возмещаются недропользователем на основании договора, заключенного с оператором независимой экспертизы.
Порядок определения затрат оператора независимой экспертизы на организацию и проведение независимой экспертизы базовых проектных документов и анализов разработки устанавливается в соответствии с правилами, утвержденными уполномоченным органом в области углеводородов по согласованию с уполномоченным органом, осуществляющим руководство в соответствующих сферах естественных монополий.
Пункт 6 изложен в редакции Закона РК от 30.12.19 г. № 297-VI (см. стар. ред.)
6. Оператор независимой экспертизы базовых проектных документов и анализов разработки, определяемый уполномоченным органом в области углеводородов, осуществляет организацию деятельности независимых экспертов и их квалификационный отбор в соответствии с утвержденными компетентным органом требованиями, а также определяет на договорной основе независимого эксперта для проведения независимой экспертизы поступившего базового проектного документа или анализа разработки.
7. Результаты проведения государственной экспертизы базового проектного документа или анализа разработки определяются посредством рассмотрения на заседании центральной комиссии базового проектного документа или анализа разработки с соответствующим заключением независимой экспертизы.
8. Оператором независимой экспертизы базовых проектных документов и анализов разработки является юридическое лицо, пятьдесят и более процентов голосующих акций (долей участия) в котором принадлежат государству, а права владения и пользования государственным пакетом акций (долей участия в уставном капитале) осуществляет уполномоченный орган в области углеводородов.
9. Результаты проведения государственной экспертизы проектных документов или анализов разработки оформляются экспертным заключением, которое может быть положительным или отрицательным. Копия экспертного заключения в течение пяти рабочих дней со дня его подписания направляется недропользователю.
10. Основаниями для вынесения отрицательного экспертного заключения являются:
1) несоответствие проектного документа или анализа разработки требованиям законодательства Республики Казахстан и (или) положениям контракта;
2) несоответствие проектного документа или анализа разработки требованиям по содержанию, структуре и оформлению, установленным в нормативно-технических документах, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов;
3) несоответствие проектного документа или анализа разработки положительной практике пользования недрами;
4) недостоверность предоставленной в проекте разработки месторождения информации о количестве и качестве разведанных запасов углеводородов;
5) невозможность объективной оценки качества проектных решений, представленных в проектном документе или в анализе разработки;
До 1 января 2024 года в подпункте 6 пункта 10 статьи 140 слова «геологических запасов» заменены словом «запасов» в соответствии со статьей 277
6) для проекта пробной эксплуатации -отсутствие положительного заключения государственной экспертизы недр в отношении отчета по оперативному подсчету геологических запасов;
До 1 января 2024 года в подпункте 7 пункта 10 статьи 140 слова «геологических запасов» заменены словом «запасов» в соответствии со статьей 277
7) для проекта разработки месторождения - отсутствие положительного заключения государственной экспертизы недр в отношении отчета по подсчету геологических запасов.
11. В отрицательном заключении государственной экспертизы проектного документа или анализа разработки приводятся обоснование его вынесения и рекомендации по доработке проектного документа или анализа разработки.
До 1 января 2024 года в статье 141 слова «геологических запасов» заменены словом «запасов»; слова «центральной комиссией», «центральной комиссии» заменены соответственно словами «государственной комиссией», «государственной комиссии» в соответствии со статьей 277
Статья 141. Государственная экспертиза недр
1. Государственная экспертиза недр проводится в целях создания условий для рационального пользования недрами, государственного учета геологических запасов углеводородов, а также оценки достоверности информации о количестве и качестве разведанных геологических запасов углеводородов.
2. Государственная экспертиза недр осуществляется путем проведения анализа отчета по подсчету (оперативному подсчету) геологических запасов, разрабатываемого проектной организацией, имеющей лицензию на соответствующий вид деятельности, и утверждаемого недропользователем.
До 1 января 2024 года пункты 3, 4 и 5 статьи 141 действуют в редакции статьи 277
3. Отчет по подсчету (оперативному подсчету) геологических запасов составляется в соответствии с нормативно-техническими документами, утверждаемыми уполномоченным органом в области углеводородов.
4. Государственная экспертиза недр осуществляется центральной комиссией по запасам углеводородов Республики Казахстан (центральная комиссия по запасам) с привлечением независимых экспертов, обладающих специальными знаниями в области геологии и недропользования и не заинтересованных в результатах экспертизы.
5. Организация деятельности центральной комиссии по запасам, ее состав, регламент работы и ведение делопроизводства определяются положением о центральной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан, утверждаемым уполномоченным органом в области углеводородов.
6. Государственная экспертиза недр проводится в течение трех месяцев со дня получения отчета по подсчету (оперативному подсчету) геологических запасов.
Срок проведения государственной экспертизы недр может быть увеличен по решению центральной комиссии по запасам, но не более чем на три месяца.
7. Результаты проведения государственной экспертизы недр оформляются экспертным заключением, которое может быть положительным или отрицательным.
8. Основаниями для вынесения отрицательного экспертного заключения являются:
1) несоответствие проведенного подсчета (оперативного подсчета) геологических запасов месторождения углеводородов требованиям, установленным в нормативно-технических документах, утверждаемых уполномоченным органом в области углеводородов;
2) недостоверность информации о количестве и качестве геологических запасов углеводородов;
3) невозможность объективной оценки количества и качества геологических запасов углеводородов на основании представленных данных.
В отрицательном заключении государственной экспертизы недр приводятся обоснование его вынесения и рекомендации по доработке отчета.
9. Экспертное заключение направляется недропользователю в течение пяти рабочих дней со дня его подписания председателем и членами центральной комиссии по запасам.
10. Положительное заключение государственной экспертизы недр является основанием для постановки геологических запасов месторождения углеводородов на государственный учет.
Статья 142. Мониторинг исполнения проектных документов
1. Мониторинг исполнения недропользователем проекта разведочных работ и проекта пробной эксплуатации осуществляется посредством проведения ежегодного авторского надзора проектной организацией.
При этом по проекту разведочных работ, не предусматривающему бурение и (или) испытание скважин, авторский надзор не проводится.
См.: Ответ Министра энергетики РК от 20 сентября 2019 года на вопрос от 16 сентября 2019 года № 569176 (dialog.egov.kz) «О проведении авторского надзора за реализацией проектных решений при разведке углеводородов»
2. Мониторинг исполнения недропользователем проекта разработки месторождения осуществляется посредством проведения:
1) ежегодного авторского надзора проектной организацией;
2) анализа разработки месторождения углеводородов, выполняемого не реже одного раза в три года.
3. Требования к проведению авторского надзора и анализа разработки месторождения углеводородов устанавливаются в единых правилах по рациональному и комплексному использованию недр.
4. При авторском надзоре используется текущая геолого-промысловая информация, получаемая при контроле разработки месторождения, а результаты надзора излагаются в виде ежегодного отчета.
5. В ежегодном отчете по авторскому надзору отражаются:
1) соответствие фактически достигнутых значений технологических параметров проектным значениям;
2) причины расхождений между фактическими и проектными показателями и (или) невыполнения проектных решений;
3) по проекту разведочных работ - рекомендации по достижению проектных решений и устранению недостатков, выявленных при проведении разведочных работ;
4) по проекту пробной эксплуатации - рекомендации по достижению проектных решений и устранению недостатков, выявленных при проведении пробной эксплуатации;
5) по проекту разработки месторождения - рекомендации по достижению проектных решений и устранению выявленных недостатков в освоении системы разработки и (или) по проведению внеочередного анализа разработки для определения необходимости изменения отдельных проектных решений и показателей проекта разработки месторождения.
В случае необходимости замены ранее привлеченной недропользователем проектной организации на иную при проведении авторского надзора такая замена допускается с согласия автора проектного документа.
См.: Методические рекомендации по проведению авторских надзоров за реализацией проектных решений при разведке углеводородов (поисковые и оценочные работы), Методические рекомендации по проведению авторских надзоров за реализацией проектов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений (приложение к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 24 августа 2018 года № 329), Методические рекомендации по проведению авторских надзоров за реализацией проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений (приложения к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 24 августа 2018 года № 329)
6. Анализ разработки месторождения представляет собой комплексное изучение результатов геолого-промысловых, геофизических, гидродинамических и других исследований скважин и пластов в процессе разработки эксплуатационного объекта, а также динамики показателей разработки для установления текущего размещения запасов углеводородов и процессов, протекающих в продуктивных пластах, на предмет выявления необходимости совершенствования системы разработки месторождения.
7. Анализ разработки месторождения углеводородов проводится привлекаемой недропользователем проектной организацией, имеющей лицензию на соответствующий вид деятельности, и направляется недропользователем в уведомительном порядке в компетентный орган.
8. В случае существенных (более десяти процентов) расхождений между фактическими и проектными показателями разработки месторождения и при наличии обоснованного вывода по результатам анализа разработки месторождения углеводородов о необходимости внесения изменений в проект разработки месторождения результаты анализа подлежат государственной экспертизе проектных документов.
9. В случае вынесения центральной комиссией положительного заключения по анализу разработки месторождения углеводородов проектные решения и показатели такого анализа расцениваются в качестве проектных решений и показателей проекта разработки месторождения на период разработки, утверждения и проведения государственной экспертизы изменений и дополнений к проекту разработки месторождения, который не должен превышать три года.
См.: Методические рекомендации по проведению анализа разработки нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений (приложение к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 24 августа 2018 года № 329)
До 1 января 2024 года статья 143 действует в редакции статьи 277
Статья 143. Показатели проектных документов по разведке и добыче углеводородов, относимые к контрактным обязательствам недропользователя
В контракте на недропользование по углеводородам в качестве обязательства недропользователя устанавливается выполнение следующих показателей проектных документов:
1) плотность сетки эксплуатационных скважин;
2) соотношение добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту;
3) коэффициент компенсации по залежам;
4) отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению конденсации;
5) отношение пластового давления к забойному давлению;
6) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам.
При этом значения показателей, указанных в настоящей статье, не включаются в контракт и определяются исходя из проектных документов.
Глава 20. ОТДЕЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ
ПО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЮ ПО УГЛЕВОДОРОДАМ
Статья 144. Информационная система учета сырой нефти и газового конденсата
1. Информационная система учета сырой нефти и газового конденсата предназначена для автоматизированного ежесуточного сбора, обработки, хранения и использования данных о количестве находящихся в обороте сырой нефти и газового конденсата, подготовленных к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
В пункт 2 внесены изменения в соответствии с Законом РК от 25.06.20 г. № 347-VI (см. стар. ред.)
2. Оператор информационной системы учета сырой нефти и газового конденсата определяется уполномоченным органом в области углеводородов и осуществляет сбор информации для включения в информационную систему учета сырой нефти и газового конденсата в целях обработки, хранения, использования, в том числе предоставления и распространения информации в соответствии с порядком формирования и функционирования информационной системы учета сырой нефти и газового конденсата, утверждаемым уполномоченным органом в области углеводородов.
Оператором информационной системы учета сырой нефти и газового конденсата является юридическое лицо, пятьдесят и более процентов голосующих акций (долей участия) в котором принадлежат государству, а права владения и пользования государственным пакетом акций (долей участия в уставном капитале) осуществляет уполномоченный орган в области углеводородов.
3. Под оборотом сырой нефти и газового конденсата понимается их подготовка, транспортировка, хранение, отгрузка, реализация, ввоз на территорию Республики Казахстан и вывоз за пределы территории Республики Казахстан.
4. Прибором учета сырой нефти и газового конденсата признается комплекс технических устройств, обеспечивающих измерение операций по обороту сырой нефти и газового конденсата и допущенных к применению в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области обеспечения единства измерений, а также программного обеспечения, осуществляющего ежесуточную передачу информации оператору информационной системы учета нефти и газового конденсата.
Пункт 5 статьи 144 введен в действие с 1 января 2020 года
5. Субъекты, осуществляющие деятельность в области оборота сырой нефти и газового конденсата, обязаны оснащать свои производственные объекты, перечень и сроки оснащения которых утверждаются уполномоченным органом в области углеводородов, приборами учета и обеспечивать их функционирование в порядке, установленном уполномоченным органом в области углеводородов.
Пункт 6 статьи 144 введен в действие с 1 января 2020 года
6. Запрещается проведение субъектами, осуществляющими деятельность в области добычи и (или) оборота нефти и газового конденсата, операций по добыче, и (или) обороту сырой нефти и газового конденсата без оснащения производственных объектов, перечень и сроки оснащения которых утверждаются уполномоченным органом в области углеводородов, приборами учета.
Статья 145. Единая государственная система управления недропользованием по углеводородам
1. Недропользователи, лица, осуществляющие операции в сфере добычи и оборота нефти и (или) сырого газа, урана, угля, либо их уполномоченные представители представляют отчеты посредством единой государственной системы управления недропользованием. Указанные отчеты должны быть удостоверены электронной цифровой подписью уполномоченного представителя. Формы и порядок представления отчетов утверждаются уполномоченными органами в области углеводородов и урана.
2. Для целей настоящего Кодекса под единой государственной системой управления недропользованием понимается интегрированная информационная система «Единая государственная система управления недропользованием Республики Казахстан» уполномоченного органа в области углеводородов, предназначенная для сбора, хранения, анализа и обработки информации в сфере недропользования.
Статья 146. Сжигание сырого газа
1. Сжигание сырого газа в факелах запрещается, за исключением случаев:
1) угрозы или возникновения аварийных ситуаций, угрозы жизни персоналу или здоровью населения и окружающей среде;
2) при испытании объектов скважин;
3) при пробной эксплуатации месторождения;
4) при технологически неизбежном сжигании сырого газа.
2. Технологически неизбежным сжиганием сырого газа признается сжигание сырого газа для обеспечения бесперебойного процесса добычи углеводородов при пусконаладке, эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте технологического оборудования, а также при технологических сбоях, отказах и отклонениях в работе технологического оборудования в пределах нормативов и объемов, установленных в соответствии с пунктом 4 настоящей статьи.
3. В случаях, предусмотренных подпунктом 1) пункта 1 настоящей статьи, допускается сжигание сырого газа в факелах без разрешения.
При этом недропользователь обязан в течение десяти дней письменно уведомить уполномоченные органы в области углеводородов и охраны окружающей среды о таком сжигании.
Такое уведомление должно содержать причины, по которым произошло сжигание сырого газа, и сведения об объемах сожженного сырого газа.
4. В случаях, предусмотренных подпунктами 2), 3) и 4) пункта 1 настоящей статьи, сжигание сырого газа в факелах допускается по разрешению уполномоченного органа в области углеводородов при условии соблюдения недропользователем проектных документов и программы развития переработки сырого газа в пределах нормативов и объемов, определяемых по методике расчетов нормативов и объемов сжигания сырого газа при проведении операций по недропользованию, утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.
Порядок выдачи разрешений на сжигание сырого газа в факелах утверждается уполномоченным органом в области углеводородов.
См.: Ответ Министра экологии, геологии и природных ресурсов РК от 19 февраля 2020 года на вопрос от 5 февраля 2020 года № 593421 (dialog.gov.kz) «При уменьшении объема добычи газа, требуется не корректировка, а разработка проекта ПДВ загрязняющих веществ в атмосферу на основании получения разрешения на сжигание сырого газа»
5. Сжигание сырого газа при испытании объектов скважины допускается в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительные заключения предусмотренных настоящим Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз базовым проектным документом или анализом разработки на срок, предусмотренный утвержденным недропользователем планом испытания объектов скважин, не превышающий девяносто дней для каждого объекта скважины.
Сжигание сырого газа при пробной эксплуатации месторождения может быть разрешено на общий срок, не превышающий три года.
6. Сжигание сырого газа при пусконаладке технологического оборудования, техническом обслуживании и ремонтных работах осуществляется в пределах нормативов и объемов, рассчитанных по методике, утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов.
7. В случаях технологических сбоев, отказов и отклонений в работе технологического оборудования недропользователь обязан проводить расследование и представлять в уполномоченный орган в области углеводородов ежеквартальные отчеты не позднее двадцать пятого числа месяца, следующего за отчетным кварталом, с указанием сведений о времени и объемах сожженного газа по каждому случаю технологических сбоев, отказов и отклонений, а также их причин.
Статья 147. Переработка и утилизация сырого газа
1. Под переработкой сырого газа понимается технологический процесс по выработке из сырого газа продукции, отвечающей по качественному и количественному содержанию компонентов требованиям технических регламентов и (или) национальных стандартов.
2. Недропользователь, осуществляющий добычу углеводородов, обязан проводить мероприятия, направленные на минимизацию объемов сжигания сырого газа.
Проект разработки месторождения в обязательном порядке должен содержать раздел по переработке (утилизации) сырого газа.
3. Недропользователи в целях рационального использования сырого газа и снижения вредного воздействия на окружающую среду обязаны разрабатывать по утверждаемой уполномоченным органом в области углеводородов форме программы развития переработки сырого газа. Программы развития переработки сырого газа подлежат утверждению уполномоченным органом в области углеводородов и должны обновляться каждые три года.
Отчеты о выполнении программ развития переработки сырого газа должны направляться недропользователем ежегодно в уполномоченный орган в области углеводородов по форме, им утверждаемой.
4. Запрещается добыча углеводородов без переработки всего объема добываемого сырого газа, за исключением объемов сырого газа:
1) сжигаемых в случаях и на условиях, установленных статьей 146 настоящего Кодекса;
2) используемых недропользователем на собственные технологические нужды в объемах, предусмотренных в утвержденном недропользователем и получившем положительные заключения предусмотренных настоящим Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проектном документе;
3) реализуемых недропользователем иным лицам в целях переработки и (или) утилизации.
При этом на месторождениях, где переработка сырого газа экономически не оправдана, проектом разработки месторождения и программой развития переработки сырого газа может быть предусмотрена утилизация всего объема добываемого сырого газа, за исключением газа, используемого на собственные нужды, путем закачки в пласт с целью хранения и (или) поддержания пластового давления.
5. Проект разработки месторождения и программа развития переработки сырого газа могут предусматривать утилизацию добываемого сырого газа путем закачки в пласт с целью поддержания пластового давления при условии, что иные методы поддержания пластового давления на таком месторождении неэффективны и такая закачка обладает достаточным уровнем безопасности для окружающей среды и жизни человека.
6. В случае совместного освоения проектные документы и программы развития переработки сырого газа могут предусматривать утилизацию добываемого сырого газа одного месторождения путем его закачки в пласт другого месторождения (включая месторождения иных недропользователей) с целью его хранения и (или) поддержания пластового давления.
7. Запрещается закачка сырого газа в пласт, не предусмотренная проектом разработки месторождения, а также осуществляемая в нарушение проекта разработки месторождения.
8. Недропользователи и уполномоченный орган в области углеводородов могут осуществлять реализацию совместных проектов по переработке сырого газа.
9. Если иное не установлено контрактом на недропользование, добытый попутный газ является собственностью государства.
Статья 148. Поддержание пластового давления и подготовка воды
1. Недропользователи, осуществляющие операции по добыче углеводородов по разным контрактам на недропользование, могут осуществлять закачку подготовленной пластовой воды одного недропользователя в пласт месторождения другого недропользователя с целью поддержания пластового давления в случаях, предусмотренных статьей 150 настоящего Кодекса.
2. Недропользователь может привлекать лиц, владеющих необходимыми инфраструктурными объектами, для подготовки попутной и (или) иной (включая морскую) воды для дальнейшей закачки в пласт месторождения с целью поддержания пластового давления.
Статья 149. Операции по недропользованию по углеводородам на приграничных участках недр
1. В случае если в результате проведения операций по недропользованию по углеводородам недропользователь обнаружит на приграничном участке недр залежь (совокупность залежей), расположенную в пределах территории Республики Казахстан или моря, часть которой также расположена на территории или на море, находящихся в юрисдикции другого смежного или противолежащего государства, то он обязан незамедлительно уведомить об этом компетентный орган.
2. В случае отсутствия соответствующих международных договоров Республики Казахстан с государством, в недрах которого находится часть обнаруженной залежи (совокупности залежей), компетентный орган вправе принять решение о приостановлении операций по недропользованию по углеводородам на приграничном участке недр до достижения соглашения с таким государством.
При этом компетентный орган в течение трех рабочих дней со дня принятия решения о приостановлении операций по недропользованию по углеводородам на приграничном участке недр уведомляет о нем недропользователя и в течение тридцати календарных дней инициирует разработку международного договора, регулирующего порядок и условия совместной разработки месторождения, находящегося на приграничном участке недр.
3. В случае принятия компетентным органом решения о приостановлении операций по недропользованию по углеводородам на приграничном участке недр контракт считается приостановившим свое действие до выдачи компетентным органом разрешения на возобновление приостановленных операций по недропользованию.
Статья 150. Совместное освоение месторождений на разных участках недр
1. Под совместным освоением понимается проведение несколькими недропользователями совместных операций по недропользованию по углеводородам на основе соглашения, в том числе использование общей инфраструктуры для разработки месторождений.
2. Допускается совместное освоение нескольких месторождений, если такое освоение улучшает технические и экономические показатели разработки одного или нескольких месторождений.
3. Недропользователи, осуществляющие операции по разведке и (или) добыче углеводородов на разных участках недр, по согласованию с компетентным органом в установленном настоящим Кодексом порядке вправе:
1) при наличии имеющихся мощностей, инфраструктурных объектов и (или) иных технических и технологических возможностей у одного из недропользователей заключить с таким недропользователем договор на использование таких мощностей, инфраструктурных объектов и (или) иных технических и технологических возможностей с внесением (при необходимости) соответствующих изменений в проектные документы;
2) совместно проектировать и (или) строить инфраструктурные объекты либо совместно использовать их на основании соответствующего договора.
4. В случае совместного освоения несколькими недропользователями нескольких месторождений на разных участках недр в проектных документах обосновываются необходимость и эффективность совместного освоения, а также схема его осуществления.
5. Для целей реализации подпункта 2) пункта 3 настоящей статьи недропользователи могут определить управляющую компанию, осуществляющую оперативное управление совместными инфраструктурными объектами.
6. При совместном освоении недропользователь (в том числе управляющая компания) вправе по соглашению между недропользователями проводить часть или все операции по недропользованию другого недропользователя на его участке недр, если это необходимо для совместного освоения.
7. С учетом положений пункта 3 настоящей статьи распределение объемов добытых углеводородов при совместном использовании инфраструктурных объектов производится по соглашению между недропользователями.
8. При необходимости в соглашении между недропользователями предусматривается совместное использование систем инженерного обеспечения (в том числе электроэнергии, оборудования и материалов).
Статья 151. Разведка или добыча углеводородов на месторождении в качестве единого объекта
1. Если часть обнаруженной залежи или месторождения, на которых недропользователь проводит операции по разведке и (или) добыче углеводородов, находится в пределах участка недр, находящегося в пользовании у другого недропользователя для проведения операций по разведке и (или) добыче углеводородов, такие недропользователи обязаны по своему выбору:
