МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансов запасов
СОДЕРЖАНИЕ
3. Требования, предъявляемые к учету запасов нефти, газа и компонентов
4. Порядок заполнения отчетных балансов запасов по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты)
4.9. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нефти
4.10. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по газу
4.11. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по конденсату
4.12. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по этану, пропану, бутанам
4.14. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по сере в газовых и нефтяных месторождениях
5. Пояснительные записки к отчетным балансам запасов по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты)
Приложение. Форма № 6-гр (нефть, газ, компоненты)
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 (далее ТГФ) соответствующего органа управления государственным фондом недр;
- в государственном федеральном балансе, запасов, подготавливаемом Российским Федеральным геологическим фондом (далее Росгеолфонд), 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.
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 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, 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.) (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 (газ, содержащий более 50% азота) и др.) от 0,100% 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 месторожений 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 производитя 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;
- 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, 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, 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 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+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 % (в пояснительной записке к отчетному балансу содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и в г/м3.); 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 (включая потери газа при добыче учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п.4.5.); 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".
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 (в
графе 8 указываются добыча и потери всего газа
за вычетом конденсата (С5+высшие).). 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 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 о цифрой, указанной в графе 12.
4.10.12. Графа 15 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 № 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/см3; б) начальное/текущее содержание стабильного конденсата в г/м3; 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 C5+высшие, 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 № 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 18.
4.11.9. В графе 13 приводятся балансовые запасы газа на 1 января следующего за отчетным года в соответствии с формой № 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 № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по этану, пропану, бутанам
4.12.1. Заполнение формы № 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/м3 по кат.А+В+С1 и кат.С1 в расчете на запасы газа без С5+в; б) азота; в) 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, полученных на газо-химическом 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 показывается также в форме № 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 № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по неуглеводородным компонентам (гелию, азоту, углекислому газу)
4.13.1. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) приводится 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.м2; 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 гелиевые установки. Другие данные по химическому составу, неотраженные в графе 4, приводятся в обязательном порядке в объяснительной записке: среди них содержание СO; CH4; C2H6; C3H8; C4H10; С5Н12+высшие, N2+Ar, а также серо-органических соединений (меркаптанов).
4.15.4. 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 № 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 техникоэкономической 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 15 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, 4.9.16, 4.9.17. При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов.
4.14. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по сере в газовых и нефтяных месторождениях
4.14.1. Заполнение формы № 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/м3.
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 учеом степени изученности газа и нефти (см. п.2.2). Учет и суммирование запасов по категориям по форме № 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, полученной 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 перевода 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 серн, 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 15 указываются извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, содержащие серу на 1 января следующего за отчетным года.
4.14.15. 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 № 6-гр
(НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ)
5.1. К каждому отчетному балансу запасов по форме № 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 провести 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: CH4; C2H6; C3H8; C4H10; С5Н12+высшие, N2, СО2 и СО. Совершенно необходимо указать содержание H2S и 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/см3 - легкие; 0,87-0,9 г/см3 - средней плотности, более 0,9 г/см3 - тяжелые нефти), вязкости (более 30 мПа*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.С3, неподтвердившихся на них. В этом же разделе должен быть показан фактический прирост запасов нефти, газа и конденсата по организации в целом и по отдельным месторождениям, приведены сведения о том, какие месторождения и залежи открыты в отчетном году, какое количество площадей и перспективных ресурсов кат.С3 на них переведены в запасы кат.С1 и С2, какие месторождения 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 м3 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 гелиевому.
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.С1 и C2 и перевод их в кат.А, В с указанием, за счет каких категорий этот перевод произведен.
5.6.6. Анализ изменения запасов кат.С2 по месторождениям.
5.6.7. Анализ изменения перспективных ресурсов кат.С3 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/м3 или %) в добываемом 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 концентрации 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 отчетный 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 № 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 № 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. Залежь, 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 № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нераспределенному фонду недр и не позднее 5 февраля высылают Роскомнедра, 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 № 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 № 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 о Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 февраля 1996 г. № 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 Роскомнедра.
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 № 6-гр (нефть, газ, компоненты), утвержденной Госкомстатом России от 22.07.96 г. № 78.
2. Запасы нефти месторождений или залежей, отнесенные к забалансовым по экономическим соображениям (по уровню замыкающих затрат) и учтенные ранее в форме № 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 залежам 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, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, искусства и культуры и т.д. переводятся в балансовые (геологические и извлекаемые) по соответствующим категориям с использованием КИН, принятым 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 пп. 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 № 6-гр раздельно по категориям А,В,С1 и С2. При этом в форме № 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 зонах.
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 № 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 г.