МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПИСЬМО
от 8 октября 1996 г. N ВБ-61/2594
В связи с утверждением Госкомстатом России формы федерального
государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ,
компоненты) (22.07.96, N 78) (годовая) направляем для временного
пользования на период подготовки новой Инструкции по учету запасов
нефти, газа и их компонентов по форме федерального
государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ,
компоненты), ведению федерального и сводных территориальных
балансовых запасов Методические рекомендации по заполнению данной
формы и Рекомендации о порядке перевода забалансовых запасов
нефти, газа и содержащихся в них компонентов в балансовые.
Статистическая отчетность за 1996 г. должна быть представлена
в соответствии с новой формой и рекомендациями ее заполнения.
Заместитель Министра
В.И.БОЧАРОВ
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМЫ ФЕДЕРАЛЬНОГО
ГОСУДАРСТВЕННОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ N 6-ГР
(НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ), ВЕДЕНИЮ ФЕДЕРАЛЬНОГО И СВОДНЫХ
ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ БАЛАНСОВ ЗАПАСОВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Данные Методические рекомендации предлагаются для
использования в связи с утверждением Госкомстатом России формы
федерального государственного наблюдения N 6-гр (нефть, газ,
компоненты) по учету запасов нефти, газов горючих и их компонентов
на период подготовки новой Инструкции по учету запасов нефти, газа
и их компонентов, ведению федерального и сводных территориальных
балансов запасов.
1.2. Государственный учет запасов нефти, газа и компонентов,
выявленных, разведанных и добываемых на территории Российской
Федерации, в пределах ее континентального шельфа и морской
исключительной экономической зоны, осуществляется:
- в отчетном балансе запасов предприятий-недропользователей в
соответствии с формой государственного статистического наблюдения
N 6-гр (нефть, газ, компоненты);
- в сводном территориальном отчетном балансе, составляемом
территориальным геологическим фондом <*> соответствующего органа
управления государственным фондом недр;
- в государственном федеральном балансе запасов,
подготавливаемом Российским федеральным геологическим фондом <**>,
находящимся в подчинении органа управления государственным фондом
недр.
--------------------------------
<*> Далее - ТГФ.
<**> Далее - Росгеолфонд.
1.3. Форма статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ,
компоненты) утверждается Госкомстатом Российской Федерации по
представлению органа управления государственным фондом недр;
структура территориального и государственного федерального
балансов определяется Росгеолфондом.
1.4. Государственному учету подлежат выявленные в недрах
запасы нефти, газа и компонентов, подсчитанные в соответствии с
действующей классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих
газов и Инструкцией по ее применению, а также требованиями к
комплексному изучению месторождений и подсчету попутных полезных
ископаемых и компонентов:
- прошедшие государственную экспертизу по результатам оценки,
разведки и разработки месторождений и принятые на государственный
баланс на основании положительных решений этой экспертизы;
- утвержденные ранее действовавшими комиссиями по запасам
полезных ископаемых (ВКЗ, ГКЗ СССР, ГКЗ РФ, ЦКЗ нефть) и принятые
на баланс на основании их решений.
1.5. На баланс принимаются только те месторождения, по которым
получен промышленный приток нефти или газа, подсчитаны запасы по
кат. С и прошедшие государственную экспертизу.
1
1.6. Предприятия и организации, осуществляющие оценку,
разведку и разработку месторождений полезных ископаемых и
представляющие государственную статистическую отчетность по форме
N 6-гр (нефть, газ, компоненты), несут ответственность в
соответствии с Законом Российской Федерации "Об ответственности за
нарушение порядка представления государственной статистической
отчетности".
Отчетный баланс подписывается руководителем предприятия и
заверяется круглой печатью.
1.7. Территориальные геологические фонды осуществляют контроль
за своевременным представлением предприятиями и организациями
отчетных балансов нефти, газа и компонентов, проверяют
соответствие полученных сведений требованиям Инструкции,
осуществляют методическую помощь и инструктаж по вопросам
составления отчетных балансов и составляют сводные отчетные
балансы запасов нефти, газа и компонентов на 1 января каждого года
по обслуживаемым ими территориям. Сводные территориальные балансы
подписываются его составителями и начальником ТГФ.
1.8. Лица, подписавшие сводные территориальные балансы, несут
ответственность за правильность и достоверность отражения в них
всех изменений в запасах за отчетный год, которые произошли при
разработке месторождений или в процессе проведения
геологоразведочных работ.
1.9. Росгеолфонд осуществляет методическое руководство и
инструктаж по вопросам государственного учета запасов полезных
ископаемых и издает Государственный федеральный баланс запасов на
1 января каждого года.
1.10. Государственный контроль за геологическим изучением,
рациональным использованием и охраной недр осуществляется органами
Государственного геологического контроля и органами
Государственного горного надзора во взаимодействии с
природоохранными и иными контрольными органами.
2. УСЛОВИЯ ПОСТАНОВКИ НА УЧЕТ
И ОТРАЖЕНИЯ В ТЕРРИТОРИАЛЬНОМ И ФЕДЕРАЛЬНОМ БАЛАНСЕ
ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОМПОНЕНТОВ
2.1. Постановке на учет подлежат запасы нефти, газа и
компонентов по месторождениям, имеющим промышленное значение:
- геологические запасы выявлены и подсчитаны в соответствии с
действующей классификацией;
- извлекаемые запасы как часть геологических запасов, которая
может быть экономически и рентабельно извлечена из недр при
рациональном использовании современных технических средств и
технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и
окружающей среды.
2.2. Запасы нефти, газа и компонентов, имеющих промышленное
значение, по степени изученности подразделяются на разведанные -
кат. А, В, С и предварительно оцененные - кат. С .
1 2
2.3. Запасы этана, пропана, бутанов учитываются по
изолированному месторождению или группе мелких месторождений с
разведенными текущими запасами газа не менее 10 млрд. куб. м:
- при содержании этана в пластовом газе не менее 3% (мол.);
- отдельных залежей многопластового месторождения с
содержанием этана не менее 3% (мол.) <*>;
--------------------------------
<*> Согласно расчетам ВНИИГаза концентрация этана в газе 3%
является минимально рентабельной при современном технологическом
уровне извлечения этана из свободного газа.
- месторождений, в которых содержание этана не менее 1,5%
(мол.), но концентрации кислых компонентов (сероводорода и
углекислоты) в сумме составляют более 50% (мол.).
Запасы пропана, бутанов при кондиционном содержании этана
учитываются по фактическому содержанию в газе.
2.4. Запасы гелия подлежат учету:
2.4.1. При содержании гелия:
- в свободном газе и газе газовых шапок от 0,050% и выше <*>;
--------------------------------
<*> Здесь и далее указываются объемные проценты.
- в растворенных в нефти газах от 0,035% и выше;
- в пластовом негорючем газе (азотный <*> и др.) от 0,100% и
выше.
--------------------------------
<*> Газ, содержащий более 50% азота.
2.4.2. При количестве запасов гелия с указанным в п. 2.4.1
содержанием:
- для изолированного месторождения не менее 500 тыс. куб. м;
- для группы более мелких близрасположенных месторождений с
общими запасами не менее 1 млн. куб. м, при этом запасы гелия
каждого из входящих в группу месторождений должны быть не менее
100 тыс. куб. м;
- для месторождений, находящихся в районе, где производится
или проектируется добыча гелия, допускается постановка на баланс
запасов гелия в количестве менее 100 тыс. куб. м.
2.5. Запасы серы в месторождениях нефти и горючих газов
учитываются:
2.5.1. При содержании:
- серы в нефти и конденсате более 0,5%;
- сероводорода в горючих газах газовых и газоконденсатных
залежей, газовых шапок нефтяных залежей и в растворенных в нефти
(попутных) газах свыше 0,00139% (объемных), или 2 г/100 куб. м,
так как в соответствии с требованиями ГОСТ 17556-72, ОСТ 5140-74
природный газ, содержащий сероводород с концентрациями,
превышающими указанные пределы, нуждается в очистке в связи с его
высокой коррозионной способностью и вредным воздействием на
окружающую среду.
2.5.2. При количестве запасов серы с указанным в п. 2.5.1
содержанием серы в нефти и конденсате и сероводорода в газе:
- для изолированного месторождения не менее 500 т;
- для группы более мелких близрасположенных месторождений с
общими запасами не менее 1000 т; при этом запасы серы отдельного
из входящих в группу месторождений должны быть не менее 100 т.
2.6. Если в газе месторождения присутствуют азот или
углекислый газ в концентрациях и запасах, пригодных для
промышленного использования, то ведется подсчет запасов этих
компонентов. Запасы азота и углекислого газа подлежат учету при их
содержании в газе не менее 15% и запасах газа не менее 1 млрд.
куб. м.
2.7. Постановка на учет компонентов, содержащихся в нефти и
газе ниже указанных кондиций, производится только по специальному
решению органа, осуществляющего государственную экспертизу
запасов.
2.8. Запасы месторождений нефти, газа и компонентов,
расположенные в пределах охранных зон, крупных водоемов и
водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных
объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры,
подлежат постановке на баланс на основании технико-экономических
расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или
затраты, связанные с применением специальных способов разработки
месторождений.
3. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К УЧЕТУ ЗАПАСОВ НЕФТИ,
ГАЗА И КОМПОНЕНТОВ
3.1. По каждому месторождению (площади), залежи, пласту
учитываются запасы, прошедшие государственную экспертизу и
принятые на баланс по результатам разведочного и эксплуатационного
бурения.
3.2. При составлении отчетного баланса в соответствии с формой
N 6-гр (нефть, газ, компоненты) сводного территориального и
федерального баланса запасов учитываются все изменения запасов
нефти, газа и компонентов, происшедшие в отчетном году в
результате:
- добычи;
- потерь при добыче и по другим причинам;
- разведки;
- списания неподтвердившихся запасов;
- переоценки, передачи с баланса на баланс и по другим
причинам.
3.3. Учет добычи и потерь при добыче регламентируется
действующими инструкциями; списание запасов, числящихся на балансе
нефтегазодобывающих предприятий, производится в соответствии с
действующим Положением о порядке списания запасов полезных
ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых.
3.4. Переоценка запасов компонентов и их списание (частичное и
полное) могут проводиться как в связи с переоценкой или списанием
запасов газа, содержащего компоненты, так и в результате
неподтверждения ранее принятых содержаний (концентраций) этих
компонентов в содержащем их газе, а также изменения коэффициентов
извлечения (для конденсата).
При снижении запасов гелия в результате разработки или по
другим причинам в разрабатываемых на газ месторождениях ниже 100
тыс. куб. м их следует исключить из баланса по всем тем
месторождениям, на которых добыча гелия не ведется и не
проектируется.
Списание остаточных запасов производится в установленном
порядке по переоценке.
4. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ОТЧЕТНЫХ БАЛАНСОВ ЗАПАСОВ
ПО ФОРМЕ N 6-ГР (НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ)
4.1. Отчетные балансы запасов нефти, газа и компонентов в
соответствии с формой N 6-гр (нефть, газ, компоненты) составляются
недропользователями на основании данных о запасах, прошедших
государственную экспертизу на 1 января следующего за отчетным
года. Изменения в балансы вносятся Росгеолфондом по решению
органов, осуществляющих государственную экспертизу.
4.2. Отчетные балансы нефти, газа и компонентов составляются
нефтегазодобывающими предприятиями и геологоразведочными
организациями по месторождениям и иным участкам недр,
предоставленным им для пользования в установленном порядке.
Перспективные ресурсы нефти, газа и конденсата кат. С
3
приводятся в отдельной таблице, прилагаемой к отчетному балансу
запасов нефти, газа и конденсата.
4.3. В отчетных балансах недропользователей месторождения
группируются в пределах суши по республикам, краям, областям,
автономным округам, предприятиям; 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, газовая шапка).
Кроме того, подсчитываются запасы сероводородсодержащего газа с
содержанием сероводорода 0,00139% и более.
4.4. По степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти,
газа и компонентов подразделяются на две основные категории:
- распределенный фонд запасов месторождений, участков,
залежей, пластов, на которые получены лицензии на их разработку
или разведку;
- нераспределенный фонд запасов месторождений, участков,
залежей, пластов, на которые не выданы лицензии и находящихся в
ведении территориальных органов управления государственным фондом
недр.
Внутри распределенного фонда запасов месторождения
располагаются по степени их промышленного освоения в следующем
порядке:
- разрабатываемые, на которых ведется добыча хотя бы одного из
основных (нефти или газа) полезных ископаемых.
На разрабатываемых месторождениях выделяются неразрабатываемые
горизонты, на которых в отчетном году не было добычи нефти или
газа;
- подготовленные для промышленного освоения запасы залежей, на
которые получена лицензия на их разработку, но добыча не ведется,
так как идет обустройство месторождения;
- разведываемые.
Внутри нераспределенного фонда месторождения располагаются по
степени их промышленного освоения в следующем порядке:
- разрабатываемые, часть месторождения, участок, залежь,
горизонт на разрабатываемых месторождениях, по которым отсутствуют
лицензии на их разработку;
- подготовленные для промышленного освоения;
- разведываемые;
- законсервированные.
4.4.1. К разрабатываемым относятся месторождения нефти и газа,
на которых осуществляется промышленная добыча полезного
ископаемого и компонентов, входящих в его состав.
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 попутная добыча при проведении геологоразведочных
работ, а также опытно-промышленная разработка для изучения
технологии добычи и переработки полезного ископаемого. Эти
месторождения относятся к другим группам освоения в соответствии с
принятыми критериями их выделения: к подготовленным для
промышленного освоения или разведываемым. Однако попутная или
опытно-промышленная добыча учитывается по каждому месторождению,
где она ведется, и при подведении итогов включается в общее
количество добытого сырья по предприятию, области, краю,
республике и России в целом.
4.4.2. К подготовленным для промышленного освоения относятся
разведанные месторождения (залежи) или части месторождений
(залежей) нефти и газа при соблюдении следующих условий:
- геологические и извлекаемые запасы нефти, газа и
содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение,
прошли государственную экспертизу;
- состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание
конденсата и других компонентов, имеющих промышленное значение,
особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти и
газа, гидрогеологические, геокриологические и другие природные
условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных
данных для составления технологической схемы разработки
месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки
месторождений газа;
- в районе разведанного месторождения должны быть оценены
сырьевая база строительных материалов и возможные источники
питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие
удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти,
газа и компонентов;
- имеются сведения о наличии в разведанных скважинах
поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при
проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей
сброса промышленных и других сточных вод;
- составлены рекомендации о разработке мероприятий по
обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.
4.4.3. 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.
4.4.4. К законсервированным относятся месторождения, на
которых прекращены разведка или разработка. Перевод
разрабатываемых месторождений в консервацию осуществляется в
соответствии с действующей Инструкцией о порядке ликвидации и
консервации предприятий по добыче полезных ископаемых.
4.4.5. 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 недропользователям, должно относиться к одной (более
высокой) степени промышленного освоения.
4.5. Сведения о запасах нефти, газа и компонентов в форме N
6-гр (нефть, газ, компоненты) располагаются в порядке категорий:
А, В, А + В, С , А + В + С , С . Запасы кат. С даются отдельной
1 1 2 2
строкой и с запасами других категорий не суммируются.
Не допускается показывать наличие и изменение запасов суммарно
по категориям (например, А + В, В + С ) без указания запасов по
1
каждой категории в отдельности.
4.6. Учет запасов проводится: нефти, конденсата, этана,
пропана, бутанов, серы - в тыс. т; газов горючих, азота и
углекислого газа - в млн. куб. м; гелия - в тыс. куб. м.
4.7. Каждый недропользователь, заполняющий форму N 6-гр
(нефть, газ, конденсат), должен представлять ее в законченном виде
с подведением всех итогов по объектам учета (п. 1.7), категориям
запасов и по группам промышленного освоения.
4.8. При заполнении формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты)
следует иметь в виду, что в графе 1 указывается номер
месторождения, а в графе 2 отчетного баланса для всех полезных
ископаемых и компонентов указывается степень промышленного
освоения месторождений (см. п. 4.4); 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 (для нефтяных подгазовых
залежей).
В соответствии с действующей Инструкцией по применению
"Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов"
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.
В этой же графе указываются:
- 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 геохронологической таблицей 1974 г.;
- 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.
В сводном территориальном балансе, кроме перечисленных выше
сведений, указывается название республики, акватории, края,
области, автономного образования, в пределах которых расположено
месторождение, а также наименование предприятия, организации, в
ведении которых оно находится.
4.9. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нефти
4.9.1. В графе 3 указываются параметры пласта:
а) площадь нефтегазоносности в тыс. кв. м каждой категории
запасов и в сумме кат. А + В + С ;
1
б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой
категории запасов и в сумме кат. А + В + С . Общая нефтенасыщенная
1
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) кат. А + В + С
1
рассчитывается как средневзвешенная по площади;
в) открытая пористость в долях единицы (коэффициент
пористости);
г) нефтенасыщенность в долях единицы (коэффициент
нефтенасыщенности);
д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы;
мД
е) проницаемость в кв. мкм = ----.
1000
Для поровых коллекторов проницаемость определяется по керновым
и геофизическим данным; для трещинных, порово-трещинно-кавернозных
коллекторов - по гидродинамическим исследованиям;
ж) пересчетный коэффициент в долях единицы;
пп. "з", "и" для баланса нефти не заполняются.
Параметры пласта в пп. "в" - "ж" приводятся для каждой
категории и в сумме кат. А + В + С .
1
Если из одного объекта разработки (залежи) ведется добыча
нефти двумя и более недропользователями, то параметры целиком по
залежи даются недропользователем-оператором.
4.9.2. В графе 4 дается качественная характеристика нефти:
а) плотность в г/куб. см;
б) вязкость в пластовых условиях в мПа х с (равна вязкости в
сП);
в) содержание серы в %;
г) содержание парафина в %;
д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание);
е) пластовая температура в -С;
ж) температура застывания нефти в -С.
Качественная характеристика нефти приводится раздельно для
запасов кат. А + В + С и кат. С .
1 2
4.9.3. В графе 5 приводятся следующие данные:
а) год открытия месторождения (залежи);
б) год ввода месторождений (залежи) в разработку в
соответствии с полученной лицензией;
в) год консервации месторождения в соответствии с действующим
положением;
г) добыча с начала разработки, включая и добычу за отчетный
год по каждой залежи и месторождению в целом. Добыча нефти
приводится отдельно по категориям А, В, С и в сумме по категориям
1
А + В + С ;
1
д) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в
отдельности и по месторождению в целом (согласно протоколу
экспертной комиссии);
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;
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 % (начальный/текущий) рассчитывается
для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного
года к начальным извлекаемым запасам (начальный темп отбора) и
добыча отчетного года плюс извлекаемые (текущий темп отбора)
запасы на конец отчетного года.
Д Д
Тнач. = ------; Ттек. = -----,
З + Нд З + Д
где:
Тнач. - темп отбора от начальных запасов;
Ттек. - темп отбора от текущих запасов;
Д - добыча за отчетный год;
З - извлекаемые запасы на конец отчетного года;
Нд - накопленная добыча на конец отчетного года.
4.9.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии
с "Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов".
Учет и суммирование запасов по категориям производится в
соответствии с п. 4.5.
4.9.5. В графе 7 приводятся запасы нефти по состоянию на 1
января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в
Государственном балансе запасов нефти, составленном Росгеолфондом
за прошедший год.
4.9.6. В графе 8 даются сведения о добыче нефти за отчетный
год по каждой залежи, а также по месторождению и предприятию по
каждой категории и по сумме кат. А + В + С .
1
Сведения о добыче в целом по предприятию должны
соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности,
представляемой в Госкомстат России.
4.9.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или
уменьшение) запасов в результате разведочных работ.
В этой графе отражаются:
- 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;
- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в
результате разведочного и эксплуатационного бурения;
- 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.
4.9.8. Отраженное в графе 9 увеличение или уменьшение запасов,
происшедшее в результате дополнительных разведочных работ или по
данным разработки месторождений, учитывается при оценке прироста
запасов предприятия-недропользователя и отражается в отчете о
приросте запасов (форма N 4-гр).
4.9.9. В графе 10 приводится изменение запасов в результате
переоценки.
В этой графе отражаются:
- снятые с учета запасы, числившиеся на балансе
недропользователя, которые признаны нерентабельными для отработки
вследствие изменившихся экономических и горно-геологических
условий;
- снятые с учета запасы, признанные нецелесообразными для
отработки по технико-экономическим причинам, обоснованным при
проектировании нефтегазодобывающего предприятия;
- изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных
в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства
дополнительных геологоразведочных работ;
- списанные с баланса недропользователя запасы, не
подтвердившиеся в результате последующих разведочных работ или
разработки, выявивших новые данные о параметрах месторождения,
залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенные толщины,
пористость, проницаемость и пр.).
Списание запасов производится в соответствии с действующим
Положением о порядке списания запасов с учета предприятия.
4.9.10. В пояснительной записке к балансу необходимо указать,
в связи с чем произошли изменения запасов, отраженные в графах 9 и
10.
4.9.11. В графе 11 указываются запасы нефти, переданные с
баланса одного предприятия на баланс другого и перевода из одной
группы промышленного освоения в другую. Здесь показываются также
запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда
недропользователю в соответствии с полученной лицензией и
наоборот.
4.9.12. В графе 12 показываются запасы нефти по состоянию 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 по месторождению в целом. Проверка
осуществляется следующим образом: из запасов нефти, числящихся на
1 января отчетного года (7 графа), 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.
4.9.13. Графа 13 в балансе запасов по нефти не заполняется.
4.9.14. В графе 14 даются сведения о запасах нефти на дату их
утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам
государственной экспертизы.
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 утверждения.
4.9.15. В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов
кат. А + В + С на месторождениях всех групп промышленного
1
освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.
Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержденных
запасов 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 кат. А, В и С .
1
Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат. А
+ В + С , числящиеся на месторождении на 1 января следующего за
1
отчетным года.
4.9.16. 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.
4.9.17. В графе 16 указывается орган, утвердивший запасы, год
утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по
отдельным залежам.
4.9.18. При заполнении формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты)
обязательным является выделение месторождений и объектов учета.
Для каждого объекта учета должны быть проставлены все
предусмотренные формой данные, в том числе и технологические
показатели разработки.
Параметры пласта и характеристика нефти проставляются также в
случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов.
При заполнении формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) следует
контролировать соответствие начальных геологических и извлекаемых
запасов подсчетным параметрам.
4.10. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по газу
4.10.1. В графе 3 указываются параметры пласта - для
свободного газа: а) площадь газоносности в тыс. кв. м каждой
категории запасов и в сумме кат. А + В + С ; б) газонасыщенная
1
толщина в метрах каждой категории запасов и в сумме кат. А + В +
С ; в) открытая пористость в долях единицы (коэффициент
1
пористости); г) газонасыщенность в долях единицы (коэффициент
газонасыщенности); д) коэффициент извлечения газа (при его
утверждении); з) текущее пластовое давление на 1 января следующего
за отчетным года в МПа. Для растворенного в нефти газа
указывается: и) газосодержание в куб. м/т в пластовых условиях.
Если из одной залежи ведется добыча газа двумя и более
недропользователями, то параметры целиком по залежи даются
недропользователем-оператором.
4.10.2. 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 С + высшие в мольных % <*>; г) текущее
5
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 -С.
--------------------------------
<*> В пояснительной записке к отчетному балансу содержание
тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и
в г/куб. м.
4.10.3. В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия
месторождения (залежи); б) год ввода месторождения (залежи) в
разработку в соответствии с полученной лицензией; в) год
консервации месторождения (в соответствии с действующим
положением); 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 от начальных/текущих запасов в % в соответствии с формулой,
приведенной в п. 4.9.3 <*>; п. "ж" для газа не заполняется.
--------------------------------
<*> Включая потери газа при добыче.
4.10.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии
с "Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов".
Учет и суммирование запасов по категориям производится в
соответствии с п. 4.5.
4.10.5. В графе 7 приводятся запасы газа (без С + высшие)
5
по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать
с запасами в Государственном балансе запасов газа,
составленном Росгеолфондом за прошедший год.
В графе 7 указываются извлекаемые запасы газа.
4.10.6. В графе 8 в числителе показывается добыча, а в
знаменателе - потери газа за отчетный год. При этом в добычу газа
включается только то количество газа, которое было передано
газодобывающим предприятием потребителю, а остальная часть
извлеченного из недр газа относится к потерям <*>. Сведения о
добыче и потерях даются по каждой залежи, месторождению в целом и
предприятию по каждой категории в отдельности и по сумме кат. А +
В + С .
1
----------------------------
<*> В графе 8 указываются добыча и потери всего газа за
вычетом конденсата (С + высшие).
5
Сведения о добыче и потерях в целом по предприятию должны
соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности,
представляемой в Госкомстат России.
4.10.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или
уменьшение) извлекаемых запасов газа в результате разведочных
работ.
4.10.8. В графе 10 приводится изменение извлекаемых запасов
газа в результате переоценки.
Здесь же указывается по видам (растворенный газ, газ газовых
шапок, свободный) газ, извлеченный из нефтяных, газонефтяных,
газовых и газоконденсатных залежей и направленный на закачку в
нефтяную (газонефтяную) залежь. Количество использованного для
этих целей газа показывается как увеличение запасов газа газовой
шапки.
4.10.9. При учете изменений запасов по графам 9 и 10 следует
руководствоваться указаниями, приведенными в п. 4.9.8 - п. 4.9.10.
4.10.10. В графе 11 указываются запасы газа, переданные с
баланса одного предприятия на баланс другого, переводимые из одной
группы освоения в другую, а также передаваемые из
нераспределенного фонда недропользователю и наоборот.
4.10.11. В графе 12 показываются извлекаемые запасы газа по
состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом
необходимо проверить правильность приведенных в балансе (графа 12)
данных как 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 разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с
баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с
цифрой, указанной в графе 12.
4.10.12. Графа 13 в балансе запасов газа не заполняется.
4.10.13. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться
положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15 и 4.9.17. При этом в графе 15
показываются только извлекаемые запасы газа.
4.11. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по
конденсату
4.11.1. В графе 3 приводится только коэффициент извлечения
конденсата.
4.11.2. В графе 4 дается качественная характеристика
конденсата: а) плотность в г/куб. см; б) начальное/текущее
содержание стабильного конденсата в г/куб. м; в) содержание серы,
%; г) содержание твердых парафинов, %.
4.11.3. В графе 5 приводятся: 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.
4.11.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии
с "Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов".
Учет и суммирование запасов по категориям производится в
соответствии с п. 4.5.
4.11.5. В графе 7 приводятся геологические извлекаемые запасы
конденсата по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны
совпадать с запасами в Государственном балансе запасов конденсата,
составленном Росгеолфондом за прошедший год.
4.11.6. В графе 8 в числителе показывается добыча конденсата,
в знаменателе - потери. Потери состоят из нормируемых,
ненормируемых потерь и из остаточных концентраций С + высшие,
5
поступивших в составе газа в газопровод. Нормируемые потери
указываются рядом с общей суммой в скобках.
4.11.7. В графах 9, 10, 11 показываются изменения (увеличение
или уменьшение) геологических и извлекаемых запасов конденсата в
результате разведочных работ, переоценки и передачи их с баланса
одного предприятия на баланс другого.
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 (нефть, газ,
компоненты) баланса запасов газа.
4.11.8. 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 разведки (графа 9), переоценки
(графа 10) и передачи с баланса на баланс. Итоговая цифра должна
совпадать с цифрой, указанной в графе 12.
4.11.9. В графе 13 приводятся балансовые запасы газа на 1
января следующего за отчетным года в соответствии с формой N 6-гр
(нефть, газ, компоненты) баланса запасов газа.
4.11.10. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться
положением пунктов 4.9.14 - 4.9.17.
4.12. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по
этану, пропану, бутанам
4.12.1. Заполнение формы N 6-гр проводится одновременно по
всем трем компонентам, в форме указывается "Отчетный баланс
запасов этана, пропана, бутанов".
4.12.2. В графе 4 (графа 3 не заполняется) дается: а)
содержание этана, пропана, бутанов в газе в г/куб. м по кат. А + В
+ С и кат. С в расчете на запасы газа без С + в; б) азота; в)
1 2 5
сероводорода; г) углекислого газа в % мол.
4.12.3. В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия
месторождения; б) год ввода месторождения в разработку (в
числителе - на газ, в знаменателе - на компоненты); в) год
консервации; г) добыча и потери последовательно 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.
4.12.4. В графе 6 показываются категории запасов в
соответствии с Классификацией запасов.
4.12.5. В графе 7 запасы этана, пропана, бутанов по состоянию
на 1 января отчетного года должны соответствовать запасам,
приведенным в Государственном балансе запасов этана, пропана,
бутанов, составленном Росгеолфондом.
4.12.6. В графе 8 в числителе показывается последовательно
добыча этана, пропана, бутанов, в знаменателе - потери. В добычу
входит количество этана, пропана, бутанов, полученное 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 газе, но не использованном для извлечения
компонентов (использованных как топливо). Количество компонентов,
использованных как топливо, показывается рядом с суммой потерь в
скобках.
4.12.7. В графах 9 - 11 показывается изменение (увеличение или
уменьшение) запасов этана, пропана, бутанов в результате
разведочных работ, переоценки и передачи их с баланса одного
предприятия на баланс другого.
Количество списываемых запасов этана, пропана, бутанов должно
соответствовать списанию запасов включающего их газа и обосновано
соответствующими расчетами.
4.12.8. В графе 12 показываются запасы этана, пропана, бутанов
по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом
необходимо проверить правильность приведенных в балансе (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.
4.12.9. В графе 13 приводятся по состоянию на 1 января
следующего за отчетным года запасы газа, которые показываются
также в форме N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по газу.
4.12.10. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться
положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15 и 4.9.17. При этом в графе 15
показываются только извлекаемые запасы этих компонентов.
4.13. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по
неуглеводородным компонентам (гелию, азоту, углекислому газу)
4.13.1. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты)
проводится последовательно по каждому компоненту: в форме
указывается: "Отчетный баланс запасов гелия (азота, углекислого
газа)".
4.13.2. 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
газонасыщенности в тыс. кв. м; б) газонасыщенную толщину
(общую/эффективную) в метрах; в) открытую пористость в долях
единицы; г) газонасыщенность в долях единицы.
4.13.3. В графе 4 дается качественная характеристика газа -
содержание: а) гелия; б) азота; в) сероводорода и 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 объяснительной записке: среди них
содержание СО; СН ; С Н ; С Н ; С Н ; С Н + высшие, N + Ar, а
4 2 6 3 8 3 10 5 12 2
также сероорганических соединений (меркаптанов).
4.13.4. 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 и 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.
4.13.5. В графе 6 указываются категории запасов гелия (азота,
углекислого газа) с учетом степени изученности газа (см. п. 2.2).
Учет и суммирование запасов по категориям в форме N 6-гр
(нефть, газ, компоненты) производится в соответствии с п. 4.5.
4.13.6. В графе 7 приводятся запасы гелия (азота, углекислого
газа) на 1 января отчетного года, количество которых должно
совпадать с количеством в сводном балансе запасов гелия (азота,
углекислого газа), составленном Росгеолфондом за прошедший год.
4.13.7. В графе 8 в числителе показывается добыча компонентов,
в знаменателе - потери. В добычу входит объем гелия (азота,
углекислого газа), полученный на извлекающих установках.
В потери включаются:
- потери в добытом газе, но не использованном для извлечения
компонентов;
- 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.
4.13.8. В графе 9 указывается увеличение или уменьшение
запасов гелия (азота, углекислого газа) в результате разведочных
работ.
В этой графе отражаются:
- запасы, вновь выявленные в результате разведочного и
эксплуатационного бурения;
- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в
результате разведочного или эксплуатационного бурения;
- изменение запасов в связи с переводом их из одной категории
в другую;
- уменьшение или увеличение запасов в результате их
утверждения. Если изменения запасов при утверждении произошли в
результате изменения параметров пласта (залежи) или по другим
причинам, не связанным с производством геологоразведочных работ,
то эти изменения показываются не в графе 9, а в графе 10;
- запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до
отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия
химических анализов или по другим причинам.
4.13.9. В графе 10 приводится количество запасов, изменившихся
в результате переоценки.
В этой графе отражаются:
- снятые с учета запасы, числившиеся на балансе
недропользователя, но признанные государственной экспертизой
нерентабельными для отработки вследствие изменившихся
экономических или горно-геологических условий;
- принятые на учет запасы по месторождениям, некондиционным на
гелий, но признанным рентабельными для комплексной переработки при
наличии разработанной технологической схемы попутного извлечения
гелия и других компонентов, потребности в них народного хозяйства
и обоснованного решения соответствующего ведомства о
технико-экономической целесообразности их освоения;
- снятые с учета как неподтвердившиеся запасы гелия (азота,
углекислого газа) в соответствии со списанием свободного или
растворенного в нефти газа.
В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины
изменения запасов по графе 10, а также технико-экономическое
обоснование целесообразности включения в баланс запасов
месторождений, не отвечающих критериям кондиционности.
4.13.10. В графе 11 указывается количество переданных с
баланса одного предприятия другому запасов гелия (азота,
углекислого газа) или переводимых из одной группы промышленного
освоения в другую.
4.13.11. 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 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 (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа
11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе
12.
4.13.12. В графе 13 указываются запасы газа, содержащего
неуглеводородные компоненты, на 1 января следующего за отчетным
года.
4.13.13. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться
положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15, 4.9.17. При этом в графе 15
показываются только навлекаемые запасы этих компонентов.
4.14. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по сере
в газовых и нефтяных месторождениях
4.14.1. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты)
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.
4.14.2. В графе 3 показывается вид полезного ископаемого, в
котором содержится сера.
4.14.3. В графе 4 дается качественная характеристика серы:
содержание серы в нефти и конденсате - в весовых %; в газе -
г/куб. м.
4.14.4. В графе 5 указывается:
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.
4.14.5. В графе 6 указываются категории запасов серы с учетом
степени изученности газа и нефти (см. п. 2.2). Учет и суммирование
запасов по категориям по форме N 6-гр (нефть, газ, компоненты)
производится в соответствии с п. 4.5.
4.14.6. В графе 7 приводятся запасы серы на 1 января отчетного
года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном
балансе запасов серы, составленном Росгеолфондом за прошедший год.
4.14.7. 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 нефти и газе, но не использованных для
извлечения серы;
- потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
- потери, связанные с потерями газа при добыче;
- технические и технологические потери, которые показываются
рядом с суммой потерь в скобках.
4.14.8. В графе 9 указывается увеличение или уменьшение
запасов серы в результате разведочных работ в соответствии с
изменениями запасов основного полезного ископаемого.
В этой графе отражаются:
- запасы, вновь выявленные в результате разведочного и
эксплуатационного бурения;
- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в
результате разведочного или эксплуатационного бурения;
- изменение запасов в связи с переводом их из одной категории
в другую;
- уменьшение или увеличение запасов в результате их
утверждения. Если изменение запасов при утверждении произошло в
результате изменения параметров пласта (залежи) или по другим
причинам, не связанным с производством геологоразведочных работ,
то это изменение показывается не в графе 9, а в графе 10;
- запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до
отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия
химических анализов или по другим причинам.
4.14.9. В графе 10 приводится количество запасов, изменившихся
в результате переоценки.
В этой графе отражаются:
- снятые с учета запасы, числившиеся на балансе
недропользователя, но признанные государственной экспертизой
нерентабельными для отработки вследствие изменившихся
экономических или горно-геологических условий;
- списанные с баланса недропользователя неподтвердившиеся
запасы серы в соответствии со списанием запасов нефти, свободного
и растворенного газа.
В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины
изменения запасов по графе 10, а также технико-экономическое
обоснование целесообразности включения в баланс запасов
месторождений, не отвечающих критериям кондиционности запасов.
4.14.10. В графе 11 указывается изменение запасов в связи с
передачей их с баланса одного предприятия на баланс другого в
соответствии с полученной лицензией или переводом из одной группы
освоения в другую.
4.14.11. 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.
4.14.12. В графе 13 указываются извлекаемые запасы нефти,
газа, конденсата, содержащие серу, на 1 января следующего за
отчетным года.
4.14.13. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться
положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15, 4.9.17. При этом в графах 14 и
15 показываются только извлекаемые запасы серы.
5. ПОЯСНИТЕЛЬНЫЕ ЗАПИСКИ К ОТЧЕТНЫМ БАЛАНСАМ ЗАПАСОВ
ПО ФОРМЕ N 6-ГР (НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ)
5.1. К каждому отчетному балансу запасов по форме N 6-гр
(нефть, газ, компоненты) должна быть приложена краткая
пояснительная записка.
5.2. Пояснительные записки, предоставляемые предприятиями и
другими организациями, объектами деятельности которых являются не
единичные месторождения, а группы месторождений, должны содержать
следующие разделы:
5.2.1. 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.
5.2.2. Сведения об объеме выполненных разведочных и
эксплуатационных работ и их практическом значении для прироста
запасов нефти, газа, конденсата и других компонентов за отчетный
год.
5.2.3. Краткую характеристику месторождений, которые
включаются в отчетный баланс впервые.
5.2.4. Движение запасов по ранее известным месторождениям, в
том числе характеристику потерь, принятые и рекомендуемые
мероприятия по рациональному использованию ресурсов.
5.2.5. Основные направления геологоразведочных работ на
следующий год.
В тех случаях, когда в балансе гелия и других неуглеводородных
газов учтены месторождения, не вошедшие в баланс запасов горючих
газов (в частности, залежи азотных газов, залежи горючих газов с
незначительными запасами, но высокими содержаниями гелия и
соответственно значительными запасами гелия и т.д.), при
составлении пояснительной записки необходимо привести также
сведения об объемах выполненных на них разведочных и
эксплуатационных работ и практическом значении этих работ для
прироста запасов гелия и других компонентов в отчетном году.
5.3. В разделе 5.2.1 должны быть освещены следующие вопросы:
5.3.1. Состояние запасов нефти, газа и компонентов, степень их
разведанности; для компонентов также состояние запасов содержащего
их газа или нефти.
Для гелия должна быть приведена характеристика соответствия
категорий изученности запасов гелийсодержащих газов; сведения,
характеризующие достоверность данных, положенных в основу расчета
средней гелиеносности, принятой для подсчета запасов гелия.
Необходимо также привести наименование лабораторий, в которых
выполнялись химико-аналитические работы, а также тех арбитражных
лабораторий, в которые направлялись пробы на анализ, и
относительное количество последних. Арбитражные лаборатории должны
быть созданы в каждом ведомстве. При общей характеристике качества
газогелиевого сырья необходимо указать преобладающее содержание в
составе газов: СН ; С Н ; С Н ; С Н ; С Н + высшие; N , СО и
4 2 6 3 8 4 10 5 12 2 2
СО. Совершенно необходимо указать содержание Н S и
2
сероорганических соединений (меркаптанов), если они присутствуют в
составе газов. Общая оценка качества запасов должна вестись под
углом зрения выдачи рекомендаций о возможности комплексной
переработки газогелиевого сырья.
5.3.2. Разделение разведанных запасов по стратиграфическим
комплексам, глубинам, типам коллекторов, сернистости (содержание
серы в нефти в %: малосернистые - до 0,5, сернистые 0,5 - 2,
высокосернистые - более 2); плотности (менее 0,87 г/куб. см -
легкие; 0,87 - 0,9 г/куб. см - средней плотности; более 0,9 г/куб.
см - тяжелые нефти); вязкости (более 30 мПа х с - высоковязкие
нефти) и проницаемости коллекторов, а также выделение запасов
нефтей подгазовых залежей.
5.3.3. Разделение разведанных запасов по степени промышленного
освоения с указанием запасов, находящихся в разработке,
подготовленных для промышленного освоения, находящихся в разведке
и консервации.
5.3.4. Характеристика обеспеченности нефтегазодобывающих
предприятий разведанными запасами нефти (извлекаемыми), газа и
конденсата (извлекаемыми). Должны быть охарактеризованы
обеспеченность разведанными запасами действующих и строящихся
предприятий по переработке конденсата, объемы переработки горючего
газа с целью выделения из него этана, пропана, бутанов, гелия и
других неуглеводородных компонентов. Если на каком-либо
месторождении из общей добычи газа только часть подается на
переработку на газохимический комплекс, то следует указать общий
объем добычи газа, в том числе объем подачи на ГХК, объемы и
коэффициенты извлечения из него этана, пропана, бутанов и
неуглеводородных компонентов. По месторождениям, газ которых не
подается на ГХК, необходимо указать, что газ и его углеводородные
компоненты используются как топливо, без переработки.
5.4. В разделе 5.2.2 приводятся основные показатели работ в
натуральном и денежном выражении по разведочному (опорному,
параметрическому, поисковому, разведочному, структурному) и
эксплуатационному, в том числе с разделением на нефть и газ,
бурению. Кроме того, 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
кат. С , не подтвердившихся на них. В этом же разделе должен быть
3
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 кат. С
3
на них переведены в запасы кат. С и С , какие месторождения
1 2
закончены разведкой и переданы для промышленного освоения.
В записке указывается раздельно, за счет какого вида бурения
получен прирост запасов (разведочного или эксплуатационного).
Приводятся сведения о геолого-экономической эффективности
работы предприятия: затраты на единицу подготовленных запасов в
рублях, прирост запасов на один метр глубокого разведочного
бурения, себестоимость добычи 1 т нефти (1000 куб. м газа).
5.5. В разделе 5.2.3 дается краткая характеристика каждого
месторождения, включаемого в отчетный баланс запасов впервые, в
том числе:
5.5.1. Наименование месторождения, расстояние до ближайших
населенных пунктов, железнодорожных станций и нефтегазопроводов.
5.5.2. С какого времени известно месторождение, когда и кем
оно открыто, когда и кем проводились геологоразведочные или другие
работы.
5.5.3. Экономическая характеристика месторождения и района
(особенность, транспортные условия, энергетические ресурсы и
т.д.).
5.5.4. Геологическое строение района и месторождения
(стратиграфия, литология и тектоника).
5.5.5. Характеристика нефтеносных и газоносных залежей
(литологический состав, глубина залегания, дебит, режим,
проницаемость, пластовое давление, температура, вязкость нефти и
воды в пластовых условиях).
5.5.6. Степень разведанности месторождения; объем выполненных
работ.
5.5.7. 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 баланса 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.
5.5.8. Дается обоснование метода подсчета запасов нефти и
газа, выделения геологических и извлекаемых запасов, параметров,
принимаемых при подсчете запасов (нефтегазоносной площади,
эффективной нефтегазонасыщенной толщины, коэффициентов пористости,
нефтегазонасыщенности, извлечения и др.), а также обоснование
положения контактов нефть - газ - вода и категорий запасов, по
которым в отчетном году впервые получен прирост.
В разделе отчета по приросту запасов свободного газа помимо
обоснования подсчетных параметров приводятся также величины
пластовых давлений, поправки на отклонение газов от идеальных и на
температуру или результаты определения запасов газа методом
снижения пластового давления. При этом следует указать, взяты
параметры пласта по данным лабораторных, промыслово-геофизических
определений или по аналогии с другими разрабатываемыми
месторождениями.
5.5.9. Приводятся сведения о перспективах месторождения, в том
числе о перспективах использования компонентов.
5.6. В разделе 5.2.4 даются пояснения к движению запасов
нефти, газа и компонентов по каждому месторождению (залежи),
которое было ранее включено в баланс запасов, по следующей схеме:
5.6.1. Новые данные о геологическом строении месторождения.
5.6.2. Характеристика выявленных или оконтуренных залежей
нефти или газа, их протяженность, толщина, форма, характеристика
пластов-коллекторов.
5.6.3. Характеристика изменения контуров ранее выявленных
залежей в связи с проведенными разведочными работами.
5.6.4. Физические свойства и химический состав нефти, газа,
конденсата и пластовой воды.
5.6.5. Прирост запасов кат. С и С и перевод их в кат. А, В с
1 2
указанием, за счет каких категорий этот перевод произведен.
5.6.6. Анализ изменения запасов кат. С по месторождениям.
2
5.6.7. Анализ изменения перспективных ресурсов кат. С
3
перспективных площадей и не вскрытых бурением пластов разведанных
месторождений.
5.6.8. Анализ причин списания запасов по каждому месторождению
(залежи) с приложением актов на списание, оформленных в
установленном порядке.
5.6.9. Годовая добыча нефти, газа, компонентов; содержание
компонентов (г/куб. м или %) в добываемых из пласта газе, нефти.
5.6.10. Характеристика потерь газа и компонентов; мероприятия,
намечаемые для уменьшения потерь; указать технологические потери и
технологическое использование.
5.6.11. Перспективы нефтегазоносности месторождения,
перспективы комплексного использования попутных компонентов и
дальнейшее направление геологоразведочных работ.
5.7. В разделе 5.2.5 приводятся основные направления
геологоразведочных работ на следующий год и мероприятия,
обеспечивающие прирост запасов (в том числе объемы
геологоразведочных работ, распределение прироста запасов по
месторождениям, площадям), а также наиболее полное использование
выявленных ресурсов. Здесь же определяются задачи опробовательских
работ по приросту запасов гелия и переводу в более высокие
категории ранее выявленных запасов.
5.8. К отчетному балансу кроме пояснительной записки
прилагаются:
5.8.1. Обзорная карта района, 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.
5.8.2. Подсчетные планы, составленные на структурной основе по
кровле продуктивных пластов. На планы наносятся: все пробуренные
скважины с выделением скважин отчетного года и скважин,
находящихся в бурении и испытании; абсолютные испытания (нефть,
газ, вода, дебиты), диаметр штуцера; контуры нефтегазоносности на
начало и конец отчетного года; границы площадей нефтегазоносности
и категории запасов на начало и конец отчетного года; все
параметры пласта и запасы (в виде таблицы).
5.8.3. Диаграммы ГИС, обосновывающие прирост запасов, на
которые наносится положение продуктивных пластов с указанием
интервалов отбора керна, их границ, интервалов перфорации и
результатов испытания (нефть, газ, вода, дебиты) и диаметры
штуцера.
5.8.4. Для баланса запасов гелия прикладываются структурные
карты, обосновывающие подсчет запасов гелиеносного газа и гелия, с
указанием всех опробованных на гелий скважин и числа отобранных на
них проб; таблицы результатов анализов на содержание гелия и
наименования выполнивших их лабораторий. Приводится обоснование
принятых средневзвешенных по запасам концентраций гелия по
продуктивным горизонтам, пластам, залежам и месторождению в целом.
5.8.5. Ко всем балансам запасов должен быть приложен протокол
заседания экспертной комиссии при нефтегазодобывающем предприятии
по рассмотрению и принятию отчетных балансов нефти, газа и
компонентов, а также прирост запасов за отчетных год <*>.
--------------------------------
<*> Росгеолфонду направляются только графические приложения,
указанные в п. 5.8.1 и п. 5.8.2.
6. ПОРЯДОК И СРОКИ РАССМОТРЕНИЯ
ОТЧЕТНЫХ БАЛАНСОВ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОМПОНЕНТОВ
ПО ФОРМЕ N 6-ГР (НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ)
6.1. Недропользователи, проводящие разведку и разработку
месторождений нефти и газа, независимо от форм собственности
составляют годовые отчетные балансы запасов в соответствии с
формой статотчетности N 6-гр и не позднее 5 февраля высылают:
- органу, осуществляющему государственное регулирование в
соответствующей отрасли экономики;
- территориальному геологическому фонду;
- Российскому федеральному геологическому фонду.
6.2. К годовому отчетному балансу запасов недропользователь
прилагает пояснительную записку, составленную в соответствии с
требованиями настоящей Инструкции, а также копии актов и решений,
составленные по форме соответствующих приложений к Положению о
порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий
по добыче полезных ископаемых:
- материалы, обосновывающие прирост и перевод запасов нефти,
газа, компонентов за отчетный год, и отчеты о выполнении задания
по приросту запасов нефти, газа и конденсата.
6.3. По месторождениям, на которых ведется добыча нефти или
газа несколькими недропользователями в соответствии с полученными
лицензиями, годовой отчетный баланс проверяет и уточняет
предприятие-оператор.
6.4. Залежи, на которые отсутствуют лицензии, передаются
территориальному органу управления фондом недр в нераспределенный
фонд.
6.5. Территориальные (региональные) органы управления
государственным фондом недр составляют отчетные балансы по форме N
6-гр (нефть, газ, компоненты) по нераспределенному фонду недр и не
позднее 5 февраля высылают Роскомнедрам, Росгеолфонду и ТГФ.
6.6. Территориальные (региональные) органы управления фондом
недр, имеющие в своем составе территориальные геологические фонды,
представляют ежегодно годовые отчеты о геологических результатах
проводимых работ федеральному органу управления фондом недр и
Росгеолфонду до 15 февраля. Сводные территориальные балансы
запасов нефти, газа и компонентов на бумажных или магнитных
носителях по форме Государственного баланса запасов полезных
ископаемых России с пояснительными записками направляются
Росгеолфонду:
- по нефти, газам горючим, конденсату, гелию, азоту,
углекислому газу и битумам до 15 апреля;
- по этану, пропану, бутанам и сере в нефтяных и газовых
месторождениях до 15 мая.
6.7. Уполномоченный орган государственной экспертизы с
участием представителей заинтересованных сторон рассматривает и
утверждает представленные предприятиями:
- материалы, обосновывающие прирост и перевод запасов нефти,
газа и компонентов за отчетный год;
- акты и другие необходимые материалы по обоснованию списания
запасов;
- годовые отчетные балансы запасов, составленные по форме N
6-гр (нефть, газ, компоненты).
Решения государственной экспертизы оформляются протоколами, в
которых указываются:
- принятые данные о приросте и движении запасов нефти, газа и
компонентов, состояние запасов по месторождениям и данные о
выполнении задания по приросту запасов;
- запасы, подлежащие списанию, и причины списания.
Протоколы не позднее 15 марта высылаются:
- соответствующему территориальному (региональному)
государственному органу управления фондом недр;
- Росгеолфонду;
- предприятию (организации), представившему отчет.
В протоколах должны быть отражены заключения органов
Госгортехнадзора России по балансу запасов углеводородного сырья
за отчетный год.
6.8. Предприятие "Росгеолфонд" на основе отчетных балансов по
форме N 6-гр (нефть, газ, компоненты), протоколов их рассмотрения,
территориальных отчетных балансов, представленных территориальными
геологическими фондами, протоколов утверждения годовых отчетных
данных о приросте запасов, данных о распределении месторождений по
степени их промышленного освоения составляет Государственный
баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации.
6.9. Сводные данные запасов нефти и газа по регионам,
республикам, краям, областям, автономным образованиям и в целом по
России, являющиеся частью Государственного баланса запасов
полезных ископаемых России, в соответствии с Постановлением
Правительства Российской Федерации от 28 февраля 1996 г. N 215,
составляются Росгеолфондом и представляются органам
государственной власти Российской Федерации к 1 августа.
6.10. Балансы запасов нефти, газа и компонентов ежегодно
издаются Росгеолфондом и высылаются заинтересованным организациям
и ведомствам в порядке, установленном Роскомнедрами.
РЕКОМЕНДАЦИИ
О ПОРЯДКЕ ПЕРЕВОДА ЗАБАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ,
ГАЗА И СОДЕРЖАЩИХСЯ В НИХ КОМПОНЕНТОВ В БАЛАНСОВЫЕ
1. Данные Рекомендации разработаны в соответствии с протоколом
Межведомственного совещания при руководстве Роскомнедр от 28 июля
1995 г. и определяют основные принципы и порядок перевода
забалансовых геологических запасов нефти, газа и содержащихся в
них компонентов в балансовые (геологические и извлекаемые), а
также учета этих изменений в форме федерального государственного
статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ, компоненты),
утвержденной Госкомстатом России 22.07.96, N 78.
2. Запасы нефти месторождений или залежей, отнесенные к
забалансовым по экономическим соображениям (по уровню замыкающих
затрат) и учтенные ранее в форме N 6-гр как геологические,
переводятся в балансовые в следующем порядке:
геологические запасы - путем непосредственного их перевода без
изменения количества запасов по каждой категории;
извлекаемые запасы - на основе расчета их количества по каждой
категории с использованием коэффициента извлечения нефти (КИН),
принятого органом государственной экспертизы запасов (ГКЗ или ЦКЗ)
при постановке их на учет или утверждении запасов, либо по
аналогии с однотипными по своим параметрам и строению залежами
близрасположенных месторождений.
3. Забалансовые запасы растворенного в нефти газа переводятся
в соответствующие категории балансовых (только извлекаемых)
запасов в соответствии с КИН, принятым для нефти, а свободного
газа - непосредственным переводом без изменения количества запасов
по каждой категории, т.к. коэффициент извлечения свободного газа в
настоящее время принят равным единице.
4. Забалансовые запасы нефти месторождений или частей
месторождений, залежей или частей залежей, расположенных в
пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных
пунктов, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников
природы, искусства и культуры и т.д., переводятся в балансовые
(геологические и извлекаемые) по соответствующим категориям с
использованием КИН, принятого органом государственной экспертизы
запасов полезных ископаемых для основной залежи с балансовыми
запасами, либо по аналогии с однотипными залежами рядом
расположенных месторождений.
Забалансовые (геологические) запасы растворенного в нефти газа
и свободного газа по этим объектам переводятся в балансовые
(извлекаемые) запасы в соответствии с порядком, указанным в п. 3.
5. Забалансовые запасы компонентов (этана, пропана, бутанов,
серы, азота, углекислого газа) переводятся в балансовые в
соответствии с принципами, указанными в п. п. 2 - 4 для полезных
ископаемых, содержащих эти компоненты. При этом решение вопроса о
балансовой принадлежности запасов гелия принимается отдельно
согласно действующей Инструкции.
6. Перевод забалансовых запасов в балансовые (геологические и
извлекаемые) отражается со знаком "+" в графе 10 (переоценка)
формы N 6-гр раздельно по категориям А, В, С и С . При этом в
1 2
форме N 6-гр отдельной строкой в числе суммарных балансовых
запасов по месторождению или залежи в целом указывается количество
запасов по соответствующим категориям, относящихся к перечисленным
в п. 4 зонам.
7. Степень освоения запасов остается той же, что и для
забалансовых. На разрабатываемых месторождениях запасы залежей,
переведенных из забалансовых в балансовые, но не введенные в
разработку, учитываются в форме N 6-гр как неразрабатываемые
залежи разрабатываемых месторождений. Переведенные из забалансовых
в балансовые запасы по объектам, на которые выданы лицензии на
право пользования недрами, остаются на учете недропользователя, а
не переданные по лицензиям числятся за соответствующим
территориальным органом управления государственным фондом недр как
нераспределенный фонд или по решению этого органа остаются у
предприятия-недропользователя в нераспределенном фонде.
8. Забалансовые запасы компонентов с некондиционным
содержанием их в нефти и газе или с незначительными запасами
рекомендуются к списанию как утратившие промышленное значение, что
должно быть подтверждено соответствующим обоснованием.
9. Материалы по переводу забалансовых запасов в балансовые
(геологические и извлекаемые), а также по списанию забалансовых
запасов компонентов должны быть согласованы с территориальным
органом управления государственным фондом недр и представлены в
Министерство природных ресурсов России до 1 января 1997 г. Решения
по этим материалам в месячный срок направляются в Росгеолфонд для
учета в Государственном балансе по состоянию на 01.01.97.
|
