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.
См.: Письмо Премьер-Министра Республики Казахстан от 28 октября 2021 года № 17-06/5771 дз «Касательно проблем в сфере недропользования»
5, 6. Исключены в соответствии с Законом РК от 03.01.22 г. № 101-VII (введено в действие с 7 марта 2022 г.) (см. стар. ред.)
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. Исключен в соответствии с Законом РК от 03.01.22 г. № 101-VII (введено в действие с 7 марта 2022 г.) (см. стар. ред.)
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 2026 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 2026 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 2026 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 2026 года пункт 3 статьи 141 действует 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.
До 1 января 2026 года пункт 4 статьи 141 действует в редакции статьи 277
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.
До 1 января 2026 года пункт 5 статьи 141 действует в редакции статьи 277
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
Пункт 1 изложен в редакции Закона РК от 28.12.23 г. № 52-VIII (введен в действие с 28 февраля 2024 г.) (см. стар. ред.)
1. Корректировка проектных показателей, которая не требует изменений и дополнений в проектные документы, осуществляется в рамках проведения авторского надзора проектной организацией.
Едиными правилами по рациональному и комплексному использованию недр устанавливаются случаи, когда требуется корректировка проектных показателей.
Отчет по авторскому надзору за реализацией проектных решений не подлежит государственной экспертизе базовых проектных документов и направляется недропользователем в уполномоченный орган в области углеводородов в уведомительном порядке в электронном виде.
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:
Подпункт 1 изложен в редакции Закона РК от 28.12.23 г. № 52-VIII (введен в действие с 28 февраля 2024 г.) (см. стар. ред.)
1) авторского надзора;
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.
В пункт 4 внесены изменения в соответствии с Законом РК от 28.12.23 г. № 52-VIII (введен в действие с 28 февраля 2024 г.) (см. стар. ред.)
4. При авторском надзоре используется текущая геолого-промысловая информация, получаемая при контроле разработки месторождения, а результаты надзора излагаются в виде отчета.
5. В 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 2026 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 изложена в редакции Закона РК от 14.07.22 г. № 141-VII (введен в действие с 1 января 2024 г.) (см. стар. ред.)
Статья 144. Информационная система учета сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа)
1. Информационная система учета сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) осуществляет учет:
1) сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) путем автоматизированного сбора, обработки, хранения и использования данных о количестве находящегося в обороте сырого газа, подготовленного к переработке и поставке потребителю в соответствии с законодательством Республики Казахстан, а также используемого на собственные нужды, подлежащего утилизации путем закачки в пласт с целью хранения и (или) поддержания пластового давления, сжигаемого в случаях и на условиях, установленных статьей 146 настоящего Кодекса;
2) сырой нефти и газового конденсата путем автоматизированного сбора, обработки, хранения и использования данных о количестве находящихся в обороте сырой нефти и газового конденсата, подготовленных к поставке потребителю в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
2. Уполномоченный орган в области углеводородов осуществляет сбор информации для включения в информационную систему учета сырой нефти и газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) в целях обработки, хранения, использования информации, в том числе предоставления и распространения, в соответствии с определяемым им порядком формирования и функционирования информационной системы учета сырой нефти и газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа).
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.
Под оборотом сырого газа, продуктов его переработки (товарного газа) понимается их сбор, подготовка, транспортировка, переработка, а также в случаях и на условиях, установленных Кодексом и проектным документом, - утилизация путем закачки в пласт и сжигание в факелах.
4. Прибором учета сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) признается техническое устройство, определяющее количественные и качественные характеристики сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) и допущенное к применению в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области обеспечения единства измерений, а также программное обеспечение, осуществляющее передачу информации оператору информационной системы учета сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) в режиме реального времени.
5. Субъекты, осуществляющие деятельность в области оборота сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа), обязаны оснащать свои производственные объекты, перечень и сроки оснащения которых утверждаются уполномоченным органом в области углеводородов, приборами учета и обеспечивать их функционирование в порядке, определенном уполномоченным органом в области углеводородов.
6. Запрещается проведение субъектами, осуществляющими деятельность в области добычи и (или) оборота сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа), операций по добыче и (или) обороту сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) без оснащения либо с оснащением неисправными приборами учета производственных объектов, перечень и сроки оснащения которых утверждаются уполномоченным органом в области углеводородов.
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.
Пункт 3 изложен в редакции Закона РК от 06.04.24 г. № 71-VIII (введен в действие с 8 июня 2024 г.) (см. стар. ред.)
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. Программа развития переработки сырого газа разрабатывается на основании утвержденного недропользователем и получившего положительное заключение предусмотренных настоящим Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз базового проектного документа или анализа разработки.
Программы развития переработки сырого газа подлежат утверждению уполномоченным органом в области углеводородов с учетом рекомендаций рабочей группы по вопросам развития переработки сырого газа и должны обновляться каждые три года.
Состав рабочей группы по вопросам развития переработки сырого газа и положение о ней утверждаются уполномоченным органом в области углеводородов.
Отчеты о выполнении программ развития переработки сырого газа должны направляться недропользователем ежегодно в уполномоченный орган в области углеводородов по форме и срокам, которые утверждены таким органом.
См.: Ответ Министра энергетики РК от 22 февраля 2022 года на вопрос от 7 февраля 2022 года № 725617 (dialog.egov.kz) «О согласовании и утверждении программы развития переработки сырого газа»
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;
Подпункт 2 изложен в редакции Закона РК от 28.12.23 г. № 52-VIII (введен в действие с 28 февраля 2024 г.) (см. стар. ред.)
2) используемых недропользователем на собственные технологические нужды в объемах, предусмотренных программой развития переработки сырого газа, утвержденной уполномоченным органом в области углеводородов;
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:
1) передать свое право недропользования с соблюдением процедур передачи, установленных настоящим Кодексом, чтобы остался только один недропользователь, обладающий правом недропользования по данной залежи или месторождению, или остались несколько недропользователей, обладающих долями в праве недропользования на основе одного контракта;
2) заключить договор о проведении совместной разведки и добычи или добычи на залежи или месторождении в качестве единого объекта с внесением соответствующих изменений в проектные документы, предварительно согласовав такой договор с компетентным органом.
2. В случае несоблюдения недропользователями пункта 1 настоящей статьи компетентный орган вправе потребовать от недропользователей заключения договора о совместной разведке и добыче или добыче на залежи или месторождении в качестве единого объекта в судебном порядке.
3. Недропользователи, осуществляющие совместную разведку и добычу или добычу углеводородов, несут солидарную ответственность по выполнению обязательств, возложенных на них контрактами.
Статья 152. Измерение и взвешивание нефти
1. Измерение и взвешивание нефти, добытой недропользователем на участке недр, производятся недропользователем в порядке, утверждаемом уполномоченным органом в области углеводородов.
2. Недропользователь проводит испытание оборудования и приборов, используемых для взвешивания и измерения нефти, в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
3. Если при испытании или осмотре окажется, что оборудование или приборы имеют дефекты, то при невозможности установления срока неисправности срок дефекта определяется как половина времени от предыдущего замера до дня установления дефекта.
В заголовок главы 21 внесены изменения в соответствии с Законом РК от 28.12.23 г. № 52-VIII (введен в действие с 28 февраля 2024 г.) (см. стар. ред.)
Глава 21. ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ МЕТАНА УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ,
РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА МОРЕ, ВНУТРЕННИХ ВОДОЕМАХ
И В ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОЙ ЗОНЕ, А ТАКЖЕ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ИСТОЩАЮЩИХСЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Статья 153. Особенности разведки и добычи метана угольных пластов
1. Разведка и добыча метана угольных пластов осуществляются в соответствии с требованиями, установленными настоящим Кодексом для разведки и добычи углеводородов, с учетом особенностей, предусмотренных настоящей главой.
Пункт 2 статьи 153 введен в действие с 1 января 2021 года
2. Запрещается разработка месторождений угля с повышенным уровнем природной метаноносности угольных пластов без проведения необходимых мероприятий по заблаговременной дегазации, программ по вентиляции и пластовой дегазации с последующей утилизацией полученного метана, обеспечивающих снижение содержания метана в угольных пластах до установленных нормативов.
В рамках лицензии на разведку и (или) добычу угля допускается добыча метана угольных пластов при дегазации действующих шахт без заключения контракта на разведку и добычу или добычу метана угольных пластов.
3. При этом такой недропользователь вправе использовать добытый метан угольных пластов только для собственных технологических нужд без дальнейшей его реализации.
4. В случае намерения недропользователя, проводящего добычу угля, осуществлять добычу метана угольных пластов с целью его дальнейшей реализации такому недропользователю необходимо получить право недропользования на разведку и добычу или добычу метана угольных пластов в порядке, предусмотренном настоящим Кодексом.
Кодекс дополнен статьей 153-1 в соответствии с Законом РК от 28.12.23 г. № 52-VIII (введен в действие с 28 февраля 2024 г.)
Статья 153-1. Добыча углеводородов на истощающихся месторождениях
1. Недропользователь, осуществляющий добычу углеводородов в рамках контрактов на недропользование по истощающимся месторождениям, обязан соблюдать одновременно следующие условия:
1) соответствие месторождения критериям, предусмотренным пунктом 2 настоящей статьи. При этом такое соответствие указывается в получившем положительное заключение предусмотренных настоящим Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз проекте разработки месторождения;
2) исполнение недропользователем инвестиционного обязательства, предусмотренного пунктом 3 настоящей статьи.
Контракт на недропользование признается контрактом на недропользование по истощающимся месторождениям при включении обязательства по исполнению инвестиционного обязательства недропользователя, предусмотренного пунктом 3 настоящей статьи.
2. Месторождение углеводородов относится к категории истощающихся при условии, что в ходе его разработки достигнут хотя бы один из следующих показателей:
для крупных месторождений углеводородов выработанность запасов должна составлять семьдесят и более процентов от утвержденных извлекаемых запасов и обводненность месторождения - восемьдесят пять и более процентов;
текущий коэффициент извлечения нефти должен составлять 0,4 доли единицы и более.
3. Инвестиционным обязательством недропользователя по контракту на недропользование по истощающимся месторождениям являются осуществление дополнительных инвестиций в разработку такого истощающегося месторождения и (или) дополнительное финансирование социально-экономического развития региона в порядке, установленном статьей 129 настоящего Кодекса, в размере не менее суммы, рассчитываемой как произведение коэффициента инвестирования, установленного пунктом 4 настоящей статьи, и суммы совокупного годового дохода по такому месторождению, исчисленной в соответствии с методикой ведения раздельного налогового учета недропользователя, утвержденной в налоговой учетной политике в соответствии со статьей 723 Кодекса Республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет» (Налоговый кодекс), по итогам предыдущего года.
