Приказ Росстата от 18.01.2012 N 5 "Об утверждении статистического инструментария для организации Роснедрами федерального статистического наблюдения за состоянием и изменением запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти"
МИНИСТЕРСТВО ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАТИСТИКИ
от 18 января 2012 г. N 5
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СТАТИСТИЧЕСКОГО ИНСТРУМЕНТАРИЯ
ДЛЯ ОРГАНИЗАЦИИ РОСНЕДРАМИ ФЕДЕРАЛЬНОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО
НАБЛЮДЕНИЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ И ИЗМЕНЕНИЕМ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА,
КОНДЕНСАТА, ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ, СЕРЫ, ГЕЛИЯ, АЗОТА,
УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА, ПРИМЕСЕЙ ВАНАДИЯ И НИКЕЛЯ В НЕФТИ
В соответствии с п. 5.5 Положения о Федеральной службе государственной статистики, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 2 июня 2008 г. N 420, и во исполнение Федерального плана статистических работ приказываю:
1. Утвердить представленную Федеральным агентством по недропользованию прилагаемую годовую форму федерального статистического наблюдения N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти" с указаниями по ее заполнению для сбора и обработки данных в системе Роснедр и ввести ее в действие с отчета за 2011 год.
2. Установить предоставление данных по указанной в п. 1 настоящего приказа форме федерального статистического наблюдения по адресам и в сроки, установленные в форме.
3. С введением указанного в п. 1 настоящего приказа статистического инструментария признать утратившим силу Постановление Госкомстата России от 18.06.1999 N 44 с изменениями от 23.05.2002 N 124 и от 03.09.2002 N 173 в части утверждения формы федерального статистического наблюдения N 6-гр.
обязанности руководителя Росстата
М.А.ДИАНОВ
┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ ФЕДЕРАЛЬНОЕ СТАТИСТИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ ГАРАНТИРУЕТСЯ ПОЛУЧАТЕЛЕМ ИНФОРМАЦИИ │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Нарушение порядка представления статистической информации, а равно │ │ представление недостоверной статистической информации влечет │ │ ответственность, установленную статьей 13.19 Кодекса Российской │ │ Федерации об административных правонарушениях от 30.12.2001 N 195-ФЗ, │ │ а также статьей 3 Закона Российской Федерации от 13.05.92 N 2761-1 "Об │ │ ответственности за нарушение порядка представления государственной │ │ статистической отчетности" │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ ВОЗМОЖНО ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ СВЕДЕНИЯ О СОСТОЯНИИ И ИЗМЕНЕНИИ ЗАПАСОВ │ │ нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, │ │ углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти │ │ за 20__ г. │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ┌──────────────────────────────────┬───────────────┐ ┌──────────────────┐ │ Предоставляют: │ Сроки │ │ Форма N 6-ГР │ │ │предоставления │ └──────────────────┘ ├──────────────────────────────────┼───────────────┤ │пользователи недр - субъекты │ 10 февраля │ Приказ Росстата: │предпринимательской деятельности, │ после │ Об утверждении формы │в том числе участники простого │ отчетного │ от 18.01.2012 N 5 │товарищества, юридические лица, │ периода │ О внесении изменений │ведущие геологическое изучение │ │ (при наличии) │недр, поиски и оценку │ │ от ________ N ___ │месторождений, разведку и добычу │ │ от ________ N ___ │полезных ископаемых - по объектам │ │ │недропользования: │ │ ┌──────────────────┐ │ - ФГУ НПП "Росгеолфонд"; │ │ │ Годовая │ │ - территориальному │ │ └──────────────────┘ │ геологическому фонду в │ │ │ субъекте Российской Федерации │ │ │территориальный орган Роснедр, - │ 10 февраля │ │по нераспределенному фонду недр: │ после │ │ - ФГУ НПП "Росгеолфонд"; │ отчетного │ │ - территориальному │ периода │ │ геологическому фонду в │ │ │ субъекте Российской Федерации │ │ └──────────────────────────────────┴───────────────┘ ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │Наименование отчитывающейся организации _________________________________│ ├─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┤ │Почтовый адрес __________________________________________________________│ ├──────────┬──────────────────────────────────────────────────────────────┤ │ Код │ Код │ │ формы по ├────────────────────┬───────────────────┬─────────────────────┤ │ ОКУД │ отчитывающейся │ │ │ │ │организации по ОКПО │ │ │ ├──────────┼────────────────────┼───────────────────┼─────────────────────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ ├──────────┼────────────────────┼───────────────────┼─────────────────────┤ │ 0609024 │ │ │ │ └──────────┴────────────────────┴───────────────────┴─────────────────────┘ Коды по ОКЕИ: 169 - тыс. т; 159 - млн. куб. м; 114 - тыс. куб. м ┌───┬──────────────┬────────────────┬───────────────┬─────────────┬─────────┬───────┬────────────────────────────┬─────────┬─────────┬───────────────┬──────┐ │ N │Субъект Феде- │Параметры плас- │ Качественная │Годы: а) отк-│Категории│Запасы │Изменение запасов за 20__ г.│Запасы на│Запасы на│ Утвержденные │Орган,│ │п/п│рации. Распре-│та: а) площадь │характеристика:│рытия; б) │запасов: │на 1 │ в результате │1 января │1 января │ запасы │утвер-│ │ │деленный, не- │нефтегазоноснос-│ нефти, газа, │ввода в раз- │A, B, A +│января ├──────┬─────┬───────┬───────┤20__ г. │20__ г., ├───────┬───────┤дивший│ │ │распределенный│ти, тыс. м2; б) │ конденсата, │работку; в) │B, C1, A │20__ г.│добычи│раз- │пере- │переда-│(для │(заполня-│на дату│остаток│запа- │ │ │фонд. Степень │нефтегазонасы- │этана, пропана,│консервации; │+ B + C1,│(для │потерь│ведки│оценки │чи с │нефти и │ется для │утверж-│на 1 │сы, │ │ │освоения (раз-│щенная толщина │бутанов, серы, │г) добыча/ │ C2 │нефти и│ │(+, │(+, -) │баланса│конден- │этана, │дения │января │год │ │ │рабатываемые, │(общая/эффектив-│ гелия, N2, CO2│потери с │ │конден-│ │-) │зака- │на ба- │сата гео-│пропана, │ │20__ г.│ут- │ │ │подготовленные│ная), м; в) от- │ │начала раз- │ │сата │ │ │чано в │ланс │логичес- │бутанов, │ │по кат.│верж- │ │ │для промышлен-│крытая порис- │ │работки; д) │ │геоло- │ │ │пласт │(+, -) │кие/из- │серы, N2,│ │A + B +│дения │ │ │ного освоения,│тость; г) нефте-│ │добыча/потери│ │гичес- │ │ │ │ │влекае- │CO2, ге- │ │C1 │и N │ │ │разведываемые,│газонасыщен- │ │на дату ут- │ │кие/из-├──────┴─────┴───────┴───────┤мые) │лия) ├───────┴───────┤прото-│ │ │законсервиро- │ность; д) коэф- │ │верждения за-│ │влекае-│ (для нефти и конденсата │ │ │ (для нефти и │кола │ │ │ванные). Наи- │фициент извле- │ │пасов; е) │ │мые) │ геологические/извлекаемые) │ │ │ конденсата │ │ │ │менование и │чения нефти, га-│ │степень вы- │ │ │ │ │ │геологические/ │ │ │ │тип месторож- │за и конденсата;│ │работанности,│ │ │ │ │ │ извлекаемые) │ │ │ │дения. Тип │е) проницае- │ │%; ж) обвод- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │залежи. Адрес │мость, мкм2 (для│ │ненность, %; │ │ │ │ │ │ │ │ │ │месторождения.│нефти); ж) пе- │ │з) темп от- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Продуктивные │ресчетный коэф- │ │бора, %; │ │ │ │ │ │ │ │ │ │отложения. │фициент (для │ │и) закачано в│ │ │ │ │ │ │ │ │ │Коллектор │нефти); з) теку-│ │пласт с на- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(карбонатный, │щее пластовое │ │чала разра- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │терригенный). │давление на 1 │ │ботки │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Глубина зале- │января ____ г., │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │гания, м. Но- │МПа (для газа); │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │мер лицензии и│и) газосодержа- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │дата регистра-│ние, м3/т (для │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ции. Вид газа │растворенного │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │газа) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼──────────────┼────────────────┼───────────────┼─────────────┼─────────┼───────┼──────┬─────┬───────┬───────┼─────────┼─────────┼───────┬───────┼──────┤ │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ 8 │ 9 │ 10 │ 11 │ 12 │ 13 │ 14 │ 15 │ 16 │ ├───┼──────────────┼────────────────┼───────────────┼─────────────┼─────────┼───────┼──────┼─────┼───────┼───────┼─────────┼─────────┼───────┼───────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼──────────────┼────────────────┼───────────────┼─────────────┼─────────┼───────┼──────┼─────┼───────┼───────┼─────────┼─────────┼───────┼───────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼──────────────┼────────────────┼───────────────┼─────────────┼─────────┼───────┼──────┼─────┼───────┼───────┼─────────┼─────────┼───────┼───────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼──────────────┼────────────────┼───────────────┼─────────────┼─────────┼───────┼──────┼─────┼───────┼───────┼─────────┼─────────┼───────┼───────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├───┼──────────────┼────────────────┼───────────────┼─────────────┼─────────┼───────┼──────┼─────┼───────┼───────┼─────────┼─────────┼───────┼───────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └───┴──────────────┴────────────────┴───────────────┴─────────────┴─────────┴───────┴──────┴─────┴───────┴───────┴─────────┴─────────┴───────┴───────┴──────┘ Должностное лицо, ответственное за предоставление статистической информации (лицо, уполномоченное предоставлять статистическую информацию от имени юридического лица) ____________ ____________ _________ (должность) (Ф.И.О.) (подпись) ____________ "__" _______ 20__ год (номер (дата составления контактного документа) телефона)
по заполнению формы федерального статистического наблюдения
1. Форму федерального статистического наблюдения N 6-ГР о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти предоставляют:
- пользователи недр - субъекты предпринимательской деятельности, в том числе участники простого товарищества, юридические лица, ведущие геологическое изучение недр, поиски и оценку месторождений, разведку и добычу полезных ископаемых, - по объектам недропользования (далее именуются - респонденты);
- территориальный орган Роснедр - по нераспределенному фонду недр.
Респонденты предоставляют указанную форму в целом (включая обособленные подразделения, в том числе расположенные на территории других субъектов Российской Федерации) в территориальный геологический фонд по месту проводимых поисковых, геологоразведочных и добычных работ и ФГУ НПП "Росгеолфонд".
В случае, когда респондент не осуществляет деятельность по месту своего нахождения, форма предоставляется по месту фактического осуществления им деятельности.
Первичные статистические данные предоставляются респондентами в сроки, указанные на бланке формы.
2. Данные приводятся за отчетный год в тех единицах измерения, которые указаны в форме и настоящих указаниях.
3. Руководитель юридического лица назначает должностных лиц, уполномоченных предоставлять сведения по форме от имени юридического лица.
4. В адресной части формы указывается полное наименование отчитывающейся организации в соответствии с учредительными документами, зарегистрированными в установленном порядке, а затем в скобках - краткое наименование.
По строке "Почтовый адрес" указывается наименование субъекта Российской Федерации, юридический адрес с почтовым индексом; если фактический адрес не совпадает с юридическим, то указывается также фактический почтовый адрес.
Респондент проставляет в кодовой части формы код Общероссийского классификатора предприятий и организаций (ОКПО) на основании Уведомления о присвоении кода ОКПО, направляемого (выдаваемого) организациям территориальными органами Росстата.
5. Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа (сухого), конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти в соответствии с формой N 6-ГР (нефть, газ, компоненты) составляются пользователями недр на основании данных о запасах, прошедших государственную экспертизу, на 1 января следующего за отчетным года.
6. Перспективные ресурсы нефти, газа и конденсата категории C3 приводятся в отдельной таблице, прилагаемой к форме N 6-ГР.
7. В форме N 6-ГР месторождения группируются в пределах суши по республикам, краям, областям, автономным округам, недропользователям; в пределах шельфа - по акваториям.
Суммирование запасов производится как по отдельным месторождениям, так и по всем вышеперечисленным подразделениям, а также по видам газа (растворенный, свободный, газовой шапки).
8. По степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти, газа и компонентов подразделяются по двум основным категориям:
- распределенный фонд недр - участки недр, месторождения, участки, залежи, пласты, на которые получены лицензии на разведку и добычу или на геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых;
- нераспределенный фонд недр - участки недр, месторождения, участки, залежи, пласты, на которые не выданы лицензии на разведку и добычу или геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых. По участкам недр, на которые выданы лицензии на геологическое изучение, поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, форму N 6-ГР представляют владельцы лицензий.
Внутри распределенного и нераспределенного фондов недр месторождения располагаются по степени их промышленного освоения в следующем порядке:
- разрабатываемые (на разрабатываемых месторождениях выделяются неразрабатываемые горизонты, залежи, пласты, на которых в отчетном году не было добычи нефти или газа);
- подготовленные для промышленного освоения;
К разрабатываемым относятся месторождения нефти и газа, на которых осуществляется добыча полезного ископаемого в соответствии с техническим проектом на разработку месторождения углеводородного сырья, согласованным и утвержденным в установленном законодательством порядке.
Месторождение относится к группе разрабатываемых независимо от того, что не на всех его участках, залежах, пластах осуществляется добыча полезного ископаемого, а также и в том случае, если одновременно с добычей на некоторых участках, залежах, пластах осуществляются геологоразведочные работы.
К разрабатываемым не относятся те месторождения, на которых осуществляется добыча при проведении геологоразведочных работ, а также пробная эксплуатация единичных поисковых и разведочных скважин для изучения технологии добычи полезного ископаемого. Эти месторождения относятся к другим группам освоения в соответствии с принятыми критериями их выделения: к подготовленным для промышленного освоения или разведываемым. Добыча в таких случаях учитывается по каждому месторождению, где она ведется, и при подведении итогов включается в общее количество добытого сырья по пользователю недр, области, краю, республике и России в целом.
К подготовленным для промышленного освоения относятся месторождения, запасы которых и ТЭО КИН прошли государственную экспертизу, но добыча не ведется.
К разведываемым относятся месторождения, на которых проводятся геологоразведочные работы в соответствии с полученной лицензией или планируется их ведение, но лицензии на эти месторождения пока отсутствуют. К разведываемым относятся также и те месторождения, на которых геологоразведочные работы прерваны в силу ряда причин и запасы нефти, газа и компонентов перешли в нераспределенный фонд.
К законсервированным относятся месторождения, на которых прекращена добыча полезных ископаемых. Перевод разрабатываемых месторождений в консервацию осуществляется в соответствии с действующей "Инструкцией о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами (РД 07-291-99)", утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 2 июня 1999 г. N 33, согласованной МПР России, Минтопэнерго России, Минэкономики России, Госкомэкологии России, Государственной архивной службой России и зарегистрированной Минюстом России 25 июня 1999 г. (N 1816).
Если на месторождении имеются участки (залежи, пласты) с различной степенью промышленного освоения и разведанности, то это месторождение в целом в отчетном балансе учитывается по наиболее высокой степени промышленного освоения.
Месторождение, предоставленное в пользование по лицензиям двум и более пользователям недр, должно относиться к одной (более высокой) степени промышленного освоения.
9. Сведения о запасах нефти, газа и компонентов располагаются в порядке категорий: A, B, A + B, C1, A + B + C1, C2. Запасы категории C2 даются отдельной строкой и с запасами других категорий не суммируются.
Не допускается показывать наличие и изменение геологических запасов суммарно по категориям (например, A + B, B + C1) без указания запасов по каждой категории в отдельности.
10. Пользователь недр, заполняющий форму N 6-ГР, должен представлять ее в законченном виде с подведением всех итогов по объектам учета, категориям запасов и по группам промышленного освоения.
11. В графе 2 для всех полезных ископаемых и компонентов указывается степень промышленного освоения месторождений; наименование месторождения (если имеется несколько наименований, то рядом с основным в скобках даются и другие наименования); тип месторождения, номер и дата регистрации лицензии, тип залежи.
Месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на следующие типы:
- нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
- газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные): в газонефтяных основная часть залежи нефтяная, а газовая (газовая шапка) занимает меньший объем; в нефтегазовых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также газовые залежи с нефтяной оторочкой;
- нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат;
- газовые, содержащие только газ;
- газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат.
- адрес месторождения: местоположение с указанием, в каком направлении и на каком расстоянии от населенного пункта, железнодорожной станции, пристани или ближайшего нефтепровода оно расположено;
- наименование и возраст продуктивных пластов в следующей последовательности (сверху вниз): система - отдел - ярус в соответствии с Стратиграфическим кодексом России, утвержденным 18 октября 2005 г. Бюро Межведомственного стратиграфического комитета России;
- коллектор (карбонатный или терригенный);
- глубина залегания кровли объекта учета в метрах, то есть одного или нескольких продуктивных пластов, которые характеризуются близкими геолого-геофизическими свойствами и разрабатываются или могут разрабатываться совместно одной сеткой скважин (допускается объединение нескольких продуктивных пластов, являющихся единым объектом разработки);
- вид газа (свободный - СВ, газовая шапка - ГШ, растворенный в нефти - Р) для газов горючих и содержащихся в них компонентов.
12. Заполнение формы N 6-ГР по нефти.
12.1. В графе 3 указываются параметры пласта для каждого объекта учета запасов:
а) площадь нефтегазоносности в тыс. кв. м каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1;
б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1. Общая нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина всех пород, слагающих продуктивный пласт, от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.
Эффективная нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина прослоев-коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.
Нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) категорий A + B + C1 рассчитывается как средневзвешенная по площади;
в) открытая пористость в долях единицы;
г) нефтенасыщенность в долях единицы;
д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы;
е) проницаемость в кв. мкм = 
;
ж) пересчетный коэффициент в долях единицы;
з) - для нефти не заполняется.
Параметры пласта, кроме "д", приводятся для каждой категории (A, B, C1 и C2) и по сумме категорий A + B + C1.
Для месторождения в целом заполняется только один параметр - площадь нефтегазоносности, определенной по карте сводных контуров всех залежей месторождения.
12.2. В графе 4 дается качественная характеристика нефти:
б) вязкость в пластовых условиях в мПа x с (равна вязкости в сП);
д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание);
е) пластовая температура в °C;
ж) температура застывания нефти в °C.
Качественная характеристика нефти приводится раздельно для запасов категорий A + B + C1 и категории C2.
12.3. В графе 5 приводятся следующие данные:
а) год открытия месторождения (залежи);
б) год ввода месторождения (залежи) в разработку;
в) год консервации месторождения;
г) добыча с начала разработки, включая и добычу за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом. Добыча нефти приводится в сумме по категориям A + B + C1;
д) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом;
е) степень выработанности в % месторождения в целом и каждой залежи в отдельности определяется как отношение добычи с начала разработки к начальным извлекаемым запасам на 1 января следующего за отчетным года, где начальные извлекаемые запасы равны сумме накопленной добычи и текущих запасов;
ж) обводненность продукции в % рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой жидкости в тоннах за год (среднегодовая обводненность);
з) темп отбора запасов в % (начальных (Тнач.)/текущих (Ттек.)) рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного года (Д) к начальным извлекаемым запасам (темп отбора начальных запасов) и добыча отчетного года плюс текущие извлекаемые запасы (З) на конец отчетного года по сумме категорий A + B + C1 (темп отбора текущих запасов).
; 
,где: Тнач. - темп отбора начальных запасов;
Ттек. - темп отбора текущих запасов;
З - извлекаемые запасы на конец отчетного года по сумме категорий A + B + C1;
Нд - накопленная добыча на конец отчетного года.
12.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с "Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126.
Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п. 9.
12.5. В графе 7 приводятся геологические/извлекаемые запасы нефти по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с соответствующими запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Нефть", за прошедший год.
12.6. В числителе в графе 8 приводятся сведения о добыче нефти за отчетный год по каждой залежи, а также по месторождению и пользователю недр по сумме категорий A + B + C1.
Сведения о добыче в целом по пользователю недр должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности N 1 - ТЭК (нефть), представляемой в Росстат.
В знаменателе в графе 8 приводятся потери при добыче, сборе и промысловой подготовке нефти.
12.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате геологоразведочных работ.
- запасы, выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения на новых месторождениях (залежах), т.е. месторождениях (залежах), на которых впервые получены промышленные притоки нефти в скважине и по которым запасы нефти впервые ставятся на учет в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации, подтвержденные проведенной государственной экспертизой запасов;
- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения, подтвержденное проведенной государственной экспертизой запасов;
- увеличение или уменьшение запасов, установленное по результатам государственной экспертизы материалов геологоразведочных работ. Если изменение запасов произошло в результате изменения параметров пласта (залежи), не связанного с производством дополнительных геологоразведочных работ, или по другим причинам, то это изменение показывается не в графе 9, а в графе 10;
- изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;
- запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия данных о параметрах пластов, задержки с камеральной обработкой материалов или по другим причинам.
12.8. В графе 10 приводится изменение запасов в результате переоценки.
- изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства дополнительных геологоразведочных работ;
- списанные с баланса пользователя недр запасы, не подтвердившиеся в результате разработки, выявившей новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенные толщины, пористость, проницаемость и пр.).
12.9. В графе 11 указываются запасы нефти: переданные с баланса одного пользователя недр на баланс другого, в случае переоформления лицензии, а также за счет геологоразведочных работ или переоценки, осуществленных одним из пользователей недр, что подтверждено результатами госэкспертизы запасов. По этой же графе осуществляется перевод запасов из одной группы промышленного освоения в другую.
В этой же графе отражаются запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда недр пользователю недр, в соответствии с полученной лицензией и наоборот.
12.10. В графе 12 указываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11).
Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 12.
12.11. Графа 13 в форме N 6-ГР по нефти не заполняется.
12.12. В графе 14 даются сведения о запасах нефти на дату их утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной экспертизы запасов и ТЭО КИН.
При наличии по одному и тому же месторождению нескольких протоколов утверждения следует точно установить, по каким пластам эти запасы утверждались, и во избежание дублирования данных пользоваться последним (по дате) протоколом (ВКЗ СССР, ГКЗ СССР, ГКЗ, ЦКЗ МПР России, ЦКЗ Роснедра, ГКЗ Роснедра) утверждения.
12.13. В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов категорий A + B + C1 на месторождениях всех групп промышленного освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.
Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержденных запасов, списанных (после их утверждения) в результате добычи нефти, разведки, переоценки или неподтверждения. При исчислении остатка запасов не учитываются запасы, списанные по вышеуказанным причинам, за пределами контуров блоков их утверждения категорий A, B и C1.
12.14. В графах 7, 9, 10, 11, 12, 14 и 15 приводятся запасы нефти, которые показываются в виде дроби: в числителе - запасы, учитываемые по наличию их в недрах (геологические), а в знаменателе - извлекаемые.
12.15. В графе 16 указывается орган, утвердивший запасы, год утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по отдельным залежам.
12.16. При заполнении формы N 6-ГР обязательным является выделение месторождений и объектов учета. Для каждого объекта учета должны быть проставлены все предусмотренные формой данные.
Параметры пласта и характеристика нефти проставляются также в случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов.
При заполнении формы N 6-ГР следует контролировать соответствие начальных геологических и извлекаемых запасов подсчетным параметрам.
13. Заполнение формы N 6-ГР по газу (сухому).
13.1. В графе 3 указываются параметры пласта - для свободного газа и газа газовой шапки:
а) площадь газоносности в тыс. кв. м каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1;
б) газонасыщенная толщина в метрах каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1;
в) открытая пористость в долях единицы;
г) газонасыщенность в долях единицы;
д) коэффициент извлечения газа (при его утверждении, в долях единицы);
е) текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года в МПа. Для растворенного в нефти газа указывается:
ж) газосодержание в куб. м/т в пластовых условиях.
13.2. В графе 4 дается качественная характеристика газа:
а) плотность газа по воздуху (величина безразмерная);
б) низшая теплотворная способность в кДж;
в) содержание тяжелых углеводородов без C5 + высшие в мольных % (в пояснительной записке к форме N 6-ГР содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и в г/куб. м.);
г) текущее содержание стабильного конденсата в г/куб. м;
д) содержание сероводорода в мольных %;
е) содержание азота в мольных %;
ж) содержание углекислого газа в мольных %;
з) пластовая температура в °C.
13.3. В графе 5 приводятся следующие данные:
а) год открытия месторождения (залежи);
б) год ввода месторождения (залежи) в разработку;
в) год консервации месторождения;
г) добыча и потери с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом;
д) добыча и потери на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом;
е) степень выработанности в % каждой залежи и месторождения в целом;
з) темп отбора начальных/текущих запасов в % в соответствии с формулой, приведенной в п. 12.3 (включая потери газа при добыче);
и) объем закачанного в пласт газа с начала разработки;
13.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с действующей классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов.
Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п. 9.
13.5. В графе 7 приводятся запасы газа (без C5 + высшие) по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Газ" за прошедший год.
В знаменателе в графе 7 указываются извлекаемые запасы газа (при их утверждении).
13.6. В графе 8 в числителе показывается добыча, а в знаменателе - потери газа за отчетный год. При этом имеется в виду добыча и потери (всего) газа за вычетом конденсата (C5 + высшие).
В добычу газа включается только то количество газа, которое было утилизировано пользователем недр (передано потребителю, использовано на собственные нужды), остальная часть извлеченного из недр газа относится к потерям.
Сведения о добыче и потерях даются отдельной строкой по каждой залежи, месторождению в целом и пользователю недр по каждой категории (A, B, C1) в отдельности и по сумме категорий A + B + C1.
Сведения о добыче и потерях в целом по пользователю недр должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности по добыче газа N 2 - ТЭК (газ), представляемой в Росстат.
13.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов газа в результате геологоразведочных работ. Принципы отражения изменения запасов по этой графе изложены п. 12.7.
13.8. В графе 10 в числителе приводится изменение запасов газа в результате переоценки. Принципы отражения изменения запасов по этой графе изложены п. 12.8.
В знаменателе отражается объем газа, закачанного в пласт. Количество использованного для этих целей газа учитывается как увеличение запасов газа газовой шапки.
13.9. В графе 11 указываются запасы газа: переданные с баланса одного пользователя недр на баланс другого, в случае переоформления лицензии, а также за счет геологоразведочных работ или переоценки, осуществленных одним из пользователей недр, что подтверждено результатами госэкспертизы запасов. По этой же графе осуществляется перевод запасов из одной группы промышленного освоения в другую.
13.10. В графе 12 приводятся запасы газа по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов газа, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного газа (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы газа, полученные в результате геологоразведки (графа 9), переоценки и закачки газа (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
13.11. Графа 13 в форме N 6-ГР по газу не заполняется.
13.12. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями пп. 12.12 - 12.15. При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы газа.
14. Заполнение формы N 6-ГР по конденсату.
14.1. В графе 3 приводится только коэффициент извлечения конденсата.
14.2. В графе 4 дается качественная характеристика конденсата:
б) начальное/текущее содержание стабильного конденсата в г/куб. м;
г) содержание твердых парафинов, %.
а) год открытия месторождения (залежи);
б) год ввода в разработку: в числителе - на газ, в знаменателе - с выделением конденсата;
в) год консервации месторождения;
г) добыча и потери конденсата с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом;
д) добыча и потери конденсата на дату утверждения запасов.
14.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с действующей "Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126.
Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п. 9.
14.5. В графе 7 приводятся геологические/извлекаемые запасы конденсата по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с соответствующими запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Конденсат" за прошедший год.
14.6. В графе 8 в числителе показывается добыча конденсата, в знаменателе - потери. Потери состоят из нормируемых, ненормируемых потерь и из остаточных концентраций C5 + высшие, поступивших в составе газа в газопровод. Нормируемые потери указываются рядом с общей суммой в скобках.
14.7. В графах 9, 10, 11 показываются изменения (увеличение или уменьшение) геологических и извлекаемых запасов конденсата в результате геологоразведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены пп. 12.7 - 12.9.
Количество списываемых запасов конденсата должно соответствовать списанию запасов включающего их газа. Прирост запасов конденсата рассчитывается по составу пластового газа в тех запасах газа, прирост которых отражен в форме N 6-ГР по газу.
14.8. В графе 12 показываются: в числителе - геологические, в знаменателе - извлекаемые запасы конденсата на 1 января следующего за отчетным года. При заполнении графы 12 необходимо проверить правильность приведенных в ней данных как каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов конденсата, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного при добыче конденсата (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы конденсата, полученные в результате геологоразведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
14.9. В графе 13 приводятся геологические/извлекаемые запасы газа на 1 января следующего за отчетным года в соответствии с формой N 6-ГР по газу.
14.10. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями пп. 12.12 - 12.15.
15. Заполнение формы N 6-ГР по этану, пропану, бутанам.
15.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится одновременно по всем трем компонентам.
а) содержание этана, пропана, бутанов в газе (сухом) в г/куб. м по категориям A + B + C1 и категории C2 в расчете на запасы газа без C5 + B;
15.4. В графе 5 приводятся следующие данные:
а) год открытия месторождения;
б) год ввода месторождения в разработку (в числителе - на газ, в знаменателе - на компоненты);
г) добыча (и потери) каждого компонента из недр вместе с газом с начала разработки, включая извлечение из недр за отчетный год;
д) добыча и потери компонента на дату утверждения запасов;
и) объем компонентов в составе газа, закачанного в пласт с начала разработки.
15.5. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с действующей "Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126.
15.6. В графе 7 запасы этана, пропана, бутанов по состоянию на 1 января отчетного года должны соответствовать запасам, приведенным в государственных балансах запасов полезных ископаемых Российской Федерации: "Этан", "Пропан", "Бутан".
15.7. В графе 8 в числителе отражается последовательно добыча этана, пропана, бутанов, в знаменателе - потери. В добычу входит количество этана, пропана, бутанов, направленное в составе газа на переработку на газохимическом комплексе (установке). Потери включают:
- технические и технологические потери;
- потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
- потери, связанные с потерями газа при его добыче;
- потери в добытом, но не использованном для извлечения компонентов газе (использованных как топливо). Количество компонентов, использованных как топливо, показывается рядом с суммой потерь в скобках.
15.8. В графах 9 - 11 приводится изменение (увеличение или уменьшение) запасов этана, пропана, бутанов в результате разведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены пп. 12.7 - 12.9.
Количество списываемых запасов этана, пропана, бутанов должно соответствовать списанию запасов включающего их газа (сухого) и быть обосновано расчетами, которые приводятся в записке к отчету.
15.9. В графе 12 приводятся запасы этана, пропана, бутанов по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в графе 12 данных: из запасов этана, пропана, бутанов, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество соответственно этана, пропана, бутанов, извлеченных в составе газа и потерянных при потерях газа (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы компонентов, полученные в результате разведки, переоценки и передачи с баланса на баланс (графы 9 - 11). Итоговое количество должно совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
15.10. В графе 13 приводятся по состоянию на 1 января следующего за отчетным года запасы газа в соответствии с формой N 6-ГР по газу.
15.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями пп. 12.12 - 12.15. При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов.
16. Заполнение формы N 6-ГР по неуглеводородным компонентам (гелию, азоту, углекислому газу).
16.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится последовательно по каждому компоненту.
16.2. В графе 3 приводятся отдельные параметры залежи, имеющие значение при разработке запасов гелия (азота, углекислого газа); текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года.
Для месторождений, в которых гелий (азот и углекислый газ) является основным полезным ископаемым, следует указать:
а) площадь газоносности в тыс. кв. м;
б) газонасыщенную толщину (общую/эффективную) в метрах;
в) открытую пористость в долях единицы;
г) газонасыщенность в долях единицы.
16.3. В графе 4 дается качественная характеристика газа (сухого) - содержание:
г) углекислого газа в объемных %.
Сведения о содержании азота имеют важное значение при оценке промышленной значимости месторождения, так как свидетельствуют об обогащенности гелием того азотно-гелиевого концентрата, из которого в конечном итоге и извлекается гелий.
Данные о содержании сероводорода указывают на возможность комплексного использования газового сырья и, кроме того, на необходимость тщательной очистки в связи с его высокой корродирующей способностью, что может привести к выводу из строя гелиевых установок. Другие данные по химическому составу, не отраженные в графе 4, приводятся в обязательном порядке в пояснительной записке: среди них содержание CO; CH4; C2H6; C3H8; C3H10; C5H12 + высшие, N, а также сероорганических соединений (меркаптанов).
16.4. В графе 5 приводятся следующие данные:
а) год открытия месторождения или залежи. Учет запасов газа и гелия (азота, углекислого газа) должен производиться одновременно.
В случае расхождения во времени начала учета запасов газа и запасов гелия (азота, углекислого газа) более чем на один год время ввода в учет запасов компонентов указывается рядом с годом открытия месторождения в скобках;
б) год ввода в разработку месторождения на газ или нефть - в числителе, на компоненты - в знаменателе, если компоненты извлекаются;
в) суммарное извлечение запасов гелия (азота, углекислого газа) из недр (включая добычу и потери при добыче) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.
Рядом в скобках указывается суммарная их добыча, если она производилась;
г) суммарная добыча и потери гелия (азота, углекислого газа) на дату утверждения запасов по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности;
и) объем гелия (азота, углекислого газа), закачанного в пласт с начала разработки.
16.5. В графе 6 указываются категории запасов гелия (азота, углекислого газа) с учетом степени изученности газа.
Учет и суммирование запасов по категориям в форме N 6-ГР производится в соответствии с п. 9.
16.6. В графе 7 приводятся запасы гелия (азота, углекислого газа) на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации: "Гелий, Азот, Углекислый газ", за прошедший год.
16.7. В графе 8 в числителе показывается добыча компонентов, в знаменателе - потери. В добычу входит объем гелия (азота, углекислого газа), полученный на извлекающих установках.
- потери в добытом, но не использованном для извлечения компонентов газе;
- потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
- технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках;
- потери, связанные с потерями газа при добыче.
16.8. В графах 9 - 11 приводится изменение (увеличение или уменьшение) запасов гелия, азота, углекислого газа в результате разведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены пп. 12.7 - 12.9.
16.9. В графе 12 отражается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.
Проверка осуществляется следующим образом: из запасов гелия (азота, углекислого газа), числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного (графа 8) гелия (азота, углекислого газа), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки и закачки в пласт (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
16.10. В графе 13 указываются запасы газа, содержащего неуглеводородные компоненты, на 1 января следующего за отчетным года.
16.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями пп. 12.12 - 12.15. При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов.
17. Заполнение формы N 6-ГР по сере в газовых и нефтяных месторождениях.
17.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится последовательно по каждому виду полезного ископаемого, в котором содержится сера: сера в свободном газе (включая газ газовых шапок), сера в конденсате, сера в нефти, сера в растворенном в нефти газе.
17.2. В графе 3 показывается вид полезного ископаемого, в котором содержится сера.
17.3. В графе 4 дается качественная характеристика серы: содержание серы в нефти и конденсате - в весовых %; в газе - г/куб. м.
а) год открытия месторождения или залежи;
б) год ввода в разработку месторождения на газ или нефть в числителе и на серу - в знаменателе, если сера извлекается;
в) суммарное извлечение запасов серы из недр (включая добычу и потери) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности;
г) суммарная добыча и потери серы на дату утверждения запасов по месторождению и каждой залежи.
17.5. В графе 6 указываются категории запасов серы с учетом степени изученности газа и нефти. Учет и суммирование запасов по категориям по форме N 6-ГР производится в соответствии с п. 9.
17.6. В графе 7 приводятся запасы серы на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Сера" за прошедший год.
17.7. В графе 8 в числителе показывается добыча серы, в знаменателе - потери. В добычу входит количество серы, полученное на извлекающих установках. В потери включаются:
- потери в добытых, но не использованных для извлечения серы нефти и газе;
- потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
- потери, связанные с потерями нефти и газа при добыче;
- технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках.
17.8. В графах 9 - 11 указывается увеличение или уменьшение запасов серы в результате разведочных работ в соответствии с изменениями запасов основного полезного ископаемого. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены пп. 12.7 - 12.9.
17.9. В графе 12 показывается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.
Проверка осуществляется следующим образом: из запасов серы, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытой и потерянной (графа 8) серы, и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
17.10. В графе 13 указываются извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, содержащие серу, на 1 января следующего за отчетным года.
17.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями пп. 12.12 - 12.15. При этом в графах 14 и 15 показываются только извлекаемые запасы серы.
18. Заполнение формы N 6-ГР по примесям ванадия и никеля в нефти.
18.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится последовательно по каждому компоненту.
18.2. В графе 3 приводятся отдельные параметры залежи, имеющие значение при разработке запасов нефти с примесями ванадия/никеля.
18.3. В графе 4 дается качественная характеристика ванадиесодержащей/никелесодержащей нефти и среднее содержание ванадия/никеля в нефти в г/т.
18.4. В графе 5 приводятся следующие данные:
а) год открытия месторождения или залежи. Учет запасов примесей ванадия/никеля должен производиться одновременно.
В случае расхождения во времени начала учета запасов нефти и запасов примесей ванадия/никеля более чем на один год время ввода в учет запасов компонентов указывается рядом с годом открытия месторождения в скобках;
б) год ввода в разработку месторождения на нефть - в числителе, на примеси ванадия/никеля - в знаменателе, если они извлекаются;
в) суммарное извлечение запасов примесей ванадия/никеля из недр (включая добычу и потери при добыче) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.
Рядом в скобках указывается суммарная их добыча, если она производилась;
г) суммарная добыча и потери примесей ванадия/никеля на дату утверждения запасов по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.
18.5. В графе 6 указываются категории запасов примесей ванадия/никеля с учетом степени изученности нефти.
Учет и суммирование запасов по категориям в форме N 6-ГР производится в соответствии с п. 9.
18.6. В графе 7 приводятся запасы примесей ванадия/никеля в тоннах на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации: "Примеси ванадия в нефти", "Примеси никеля в нефти", за прошедший год.
18.7. В графе 8 в числителе показывается добыча примесей ванадия/никеля, в знаменателе - потери. В добычу входит ванадий/никель, полученный на извлекающих установках.
- потери в добытой, но не использованной для извлечения ванадия/никеля нефти;
- технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках.
18.8. В графах 9 - 11 приводится изменение (увеличение или уменьшение) запасов примесей ванадия/никеля в результате разведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены пп. 12.7 - 12.9.
18.9. В графе 12 отражается количество запасов в на 1 января следующего за отчетным года (т). При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.
Проверка осуществляется следующим образом: из запасов примесей ванадия/никеля, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытых и потерянных (графа 8) примесей ванадия/никеля, и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
18.10. В графе 13 указываются запасы нефти, содержащей примеси ванадия/никеля, на 1 января следующего за отчетным года.
18.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями пп. 12.12 - 12.15.
При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов.
ПОЯСНИТЕЛЬНЫЕ ЗАПИСКИ К ФОРМЕ N 6-ГР
1. К каждой форме "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа" по форме N 6-ГР должна быть приложена краткая пояснительная записка.
2. Пояснительные записки, представляемые пользователями недр, объектами деятельности которых являются не единичные месторождения, а группы месторождений, должны содержать следующие разделы:
2.1. Характеристику общего состояния запасов нефти, газа и компонентов, степени их изученности, разведанности и промышленного освоения. Для баланса запасов компонентов даются сведения о качественной характеристике газогелиевого сырья и общий химический состав газа.
2.2. Сведения об объеме выполненных разведочных и эксплуатационных работ и их практическом значении для прироста запасов нефти, газа, конденсата и других компонентов за отчетный год.
В этом же разделе приводятся данные о выполненных геофизических работах, подготовке структур к глубокому бурению и о вводе площадей и структур в глубокое бурение, а также о выводе структур из глубокого бурения с указанием количества перспективных ресурсов категории C3, не подтвердившихся на них. Движение ресурсов категории C3 приводится в виде таблицы.
В этом же разделе должен быть показан фактический прирост запасов нефти, газа и конденсата по организации в целом и по отдельным месторождениям, приведены сведения о том, какие месторождения и залежи открыты в отчетном году, какое количество площадей и перспективных ресурсов категории C3 на них переведены в запасы категорий C1 и C2, какие месторождения закончены разведкой и переданы для промышленного освоения.
2.3. Краткую характеристику месторождений, которые включаются в форму N 6-ГР впервые, в том числе:
2.3.1. Наименование месторождения, расстояние до ближайших населенных пунктов, железнодорожных станций и нефтегазопроводов.
2.3.2. С какого времени известно месторождение, когда и кем оно открыто, когда и кем проводились геологоразведочные или другие работы.
2.3.3. Экономическая характеристика месторождения и района (особенности, транспортные условия, энергетические ресурсы и т.д.).
2.3.4. Геологическое строение района и месторождения (стратиграфия, литология и тектоника).
2.3.5. Характеристика нефтеносных и газоносных залежей (литологический состав, глубина залегания, дебит, режим, проницаемость, пластовое давление, температура, вязкость нефти и воды в пластовых условиях).
2.3.6. Степень разведанности месторождения; объем выполненных работ.
2.3.7. Физические свойства и химический состав нефти, газа и воды; характеристика конденсата (содержание в газе, содержание метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов, смол, асфальтенов, плотность, температура начала и конца кипения, коэффициент извлечения); характеризуя состав пластового газа, следует указать молярное процентное содержание метана, этана, пропана, изобутана, нормального бутана, пентанов и высших, азота, углекислого газа, сероводорода, сероорганических соединений (меркаптанов); изменение концентраций компонентов по площади и разрезу; состав отсепарированного газа; наименование лабораторий, где проводился анализ пластового газа. Для запасов гелия сведения по газам горючим дополняются обоснованием подсчетных параметров средневзвешенных концентраций гелия, принятых при расчете запасов гелия. В частности, должно быть указано количество достоверных анализов с определением гелия, принятых при расчете средней гелиеносности газов по пластам, залежам. Необходимо указать также интервалы их колебаний, методы отбраковки и общий химический состав газов раздельно по залежам, пластам.
При наличии геохимической дисперсии в составе гелиеносных газов залежи должно быть охарактеризовано поле концентраций гелия и указаны возможные изменения концентраций гелия, а следовательно и его запасов в процессе разработки месторождения по принятой схеме разработки.
Для учета запасов гелия в растворенном газе следует отбирать достаточное количество глубинных проб, следить за их качеством, а также проводить сопоставление их с поверхностными пробами. При этом необходимо указать наименование лаборатории, выполнившей анализы, место проведения контрольных определений и их результаты.
Кроме того, должна быть представлена схема опробования газа на гелий, обосновано соответствие установленной категории запасов газа и гелия.
Если месторождение включается в баланс запасов гелия существенно позже, чем в баланс запасов газов горючих, то сведения о его гелиеносности должны быть дополнены краткой характеристикой его газоносности на основе данных, соответствующих по времени его учета как гелиевого.
Если в баланс запасов гелия включаются месторождения, не учтенные в балансе запасов газов горючих, например, азотного газа, их описание должно идти с учетом перечня сведений, приведенных выше.
2.4. Движение запасов по ранее известным месторождениям, в том числе характеристику потерь, принятые и рекомендуемые мероприятия по рациональному использованию запасов.
Кроме пояснительной записки к форме N 6-ГР прилагается обзорная карта района работ пользователя недр, на которую наносятся все месторождения, перспективные площади и структуры; месторождения и площади, на которых проводятся геологоразведочные работы; месторождения и площади, по которым получен прирост запасов, с указанием лицензионных участков.
Списание запасов полезных ископаемых отражается организацией по добыче полезных ископаемых в формах государственного федерального статистического наблюдения N 5-гр, 70-тп, 6-гр, 11-шрп, 71-тп, 2-тп, 31-тп.
ФЗ о страховых пенсиях
ФЗ о пожарной безопасности
ФЗ об ОСАГО
ФЗ об образовании
ФЗ о государственной гражданской службе
ФЗ о государственном оборонном заказе
О защите прав потребителей
ФЗ о противодействии коррупции
ФЗ о рекламе
ФЗ об охране окружающей среды
ФЗ о полиции
ФЗ о бухгалтерском учете
ФЗ о защите конкуренции
ФЗ о лицензировании отдельных видов деятельности
ФЗ об ООО
ФЗ о закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц
ФЗ о прокуратуре
ФЗ о несостоятельности (банкротстве)
ФЗ о персональных данных
ФЗ о госзакупках
ФЗ об исполнительном производстве
ФЗ о воинской службе
ФЗ о банках и банковской деятельности
Уменьшение неустойки
Проценты по денежному обязательству
Ответственность за неисполнение денежного обязательства
Уклонение от исполнения административного наказания
Расторжение трудового договора по инициативе работодателя
Предоставление субсидий юридическим лицам, индивидуальным предпринимателям, физическим лицам
Управление транспортным средством водителем, находящимся в состоянии опьянения, передача управления транспортным средством лицу, находящемуся в состоянии опьянения
Особенности правового положения казенных учреждений
Общие основания прекращения трудового договора
Порядок рассмотрения сообщения о преступлении
Судебный порядок рассмотрения жалоб
Основания отказа в возбуждении уголовного дела или прекращения уголовного дела
Документы, прилагаемые к исковому заявлению
Изменение основания или предмета иска, изменение размера исковых требований, отказ от иска, признание иска, мировое соглашение
Форма и содержание искового заявления