МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ. 1.1. Данные методические рекомендации предлагаются для использования в связи с

по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 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 № 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 морокой исключительной экономической зоны осуществляется:

- в отчетном балансе запасов предприятий - недропользова­телей в соответствии с формой государственного статистичес­кого наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты);

- в сводном территориальном отчетном балансе, составляе­мом территориальным геологическим фондом^х/ соответ­ствующего органа управления государственным фондом недр;

- в государственном федеральном балансе, запасов, подготав­ливаемом Российским Федеральным геологическим фондом^хх/, нахо­дящимся в подчинении органа управления государственным фондом недр.

1.3. Форма статистического наблюдения № 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.

____________________________________

^х/ Далее ТГФ

^хх/ Далее Росгеолфонд

1.5. На баланс принимаются только те месторождения, по ко­торым получен промышленный приток нефти или газа, подсчитаны запасы по кат.С₁ и прошедшие государственную экспертизу.

1.6. Предприятия и организации, осуществляющие оценку, разведку и разработку месторождений полезных ископаемых и пред­ставляющие государственную статистическую отчетность по форме № 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 БАЛАН-
СЕ 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, С₁ и предварительно оцененные - кат.С₂.

2.5. Запасы этана, пропана, бутанов учитываются по изолиро­ванному место­рож­дению или группе мелких месторождений с разве­данными текущими запасами газа не менее 10 млрд.м³:

- при содержании этана в пластовом газе не менее 3% (мол.);

- отдельных залежей многопластового месторождения с содер­жанием этана не менее 3% (мол.)^х/;

- 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^хх/;

- в растворенных в нефти газах от 0,035% и выше;

- в пластовом негорючем газе (азотный^ххх/ и др.) от 0,100%^ххх/ и выше.

2.4.2. При количестве запасов гелия с указанным в п.2.4.1 содержанием:

- для изолированного месторождения не менее 500 тыс.м³;

- для группы более мелких близкорасположенных месторож­дений с общими запасами не менее 1 млн.м³, при этом запасы гелия каж­дого из входящих в группу месторождений должны быть не менее 100 тыс.м³;

- для месторождений, находящихся в районе, где производит­ся или проектируется добыча гелия, допускается постановка на баланс запасов гелия в количестве менее 100 тыс.м³.

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 м³, так как в соответствии с требованиями ГОСТ 17556-72, ОСТ 5140-74 природный газ, содержащий сероводород с концентра­циями, превышающими указанные приделы, нуждается в очистке в связи о его высокой коррозионной способностью и вредным воздей­ствием на окружающую среду.

2.5.2. При количестве запасов серы с указанным в п.2.5.1 содержании серы в нефти и конденсате и сероводорода в газе:

- для изолированного месторождения не менее 500 т;

____________________

^х/ Согласно расчетам ВНИИГаза концентрация этана в газе 3% является минимально рентабельной при современном технологиче­ском уровне извлечения этана из свободного газа.

^хх/ Здесь и далее указываются объемные проценты.

^ххх/ Газ, содержащий более 50% азота.

осуществляющего государст­венную экспертизу запасов.

- для группы более мелких близрасположенных месторож­дений с общими запасами не менее 1000 т, при этом запасы серы отдель­ного из входящих в группу месторождения 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.м³.

2.7. Постановка на учет компонентов, содержащихся в нефти и газе ниже указанных кондиций производится только по специаль­ному решению органа,

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, ПРОЯВЛЯЕМЫЕ 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 о формой № 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.м³ 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 № 6-гр (НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ)

4.1. Отчетные балансы запасов нефти, газа и компонентов в соответствии с формой 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.С₃ 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.

4.4.5. 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 о 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 рааведанности, 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 № 6-rp (нефть, газ, компоненты) располагаются в порядке катего­рий: А, В, А+В, С₁ А+В+С₁, С₂ Запасы кат.C₂ даются отдельной строкой и с запасами других категорий не суммируются.

Не допускается показывать наличие и изменение запасов сум­марно по категориям (например, А+В, В+С₁) без указания запасов по 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.м³; гелия - в тыс.м³.

4.7. Каждый недропользователь, заполняющий форму № 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 № 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 подгазовнх 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 № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нефти.

4.9.1. В графе 5 указываются параметры пласта:

а) площадь нефтегазоносности в тыс.м² каждой категории за­пасов и в сумме кат.А+В+С₁;

б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С₁. 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) кат.А+В+С₁ рассчитывается как средневзвешенная по площади;

в) открытая пористость в долях единицы (коэффициент пори­стости);

г) нефтенасыщенность в долях единиц (коэффициент нефте­насыщенности);

д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы;

е) проницаемость в мкм² = мД/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;

п.п. з), и) для баланса нефти не заполняются.

Параметры пласта в п.п. в) - ж) приводятся для каждой катего­рии и в сумме кат.А+В+Ст.

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/см³;

б) вязкость в пластовых условиях в мПа_*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+С₁ и кат.С₂.

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, C₁ и в сумме по категори­ям А+В+С₁;

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.

 

Тнач.=	Д	Ттек.=	Д
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+С₁.

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 № 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, обоснованными 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, непод­твердив­шиеся 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 графе12 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+С₁ на месторождениях всех групп промышленного 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 С₁.

Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат.А+В+С₁, числящиеся на месторождении на 1 января следую­щего за 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 № 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 № 6-гр (нефть, газ, компоненты) сле­дует контролировать соответствие начальных геологических и извле­каемых запасов подсчетным параметрам.

 

4.10. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по газу

4.10.1. В графе 5 указываются параметры пласта - для свобод­ного газа: а) площадь газоносности в тыс.м² каждой категории за­пасов и в сумме кат.А+В+С₁ б) газонасыщенная толщина в метрах каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С₁, в) открытая по­ристость в долях единицы (коэффициент 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 м³/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 C₅+высшие в мольных %^х/; г) текущее содержание стабильного конденсата в г/м³; д) содержание сероводорода в мольных %; е) содержание азота в мольных %, ж) содержание угле­кислого газа в мольных %; з) пластовая температура в °С.

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^хх/; п. "ж" для газа не заполняется.

4.10.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответст­вии с "Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов".

_____________________

^х/ В пояснительной записке к отчетному балансу содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и в г/м³.

^хх/ Включая потери газа при добыче

Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п.4.5.

4.10.5. В графе 7 приводятся запасы газа (без С₅+высшие) 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^х/. 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+С₁.

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 о 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 потеря