Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Методические рекомендациипо 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 фондомх/ соответствующего органа управления государственным фондом недр; - в государственном федеральном балансе, запасов, подготавливаемом Российским Федеральным геологическим фондомхх/, 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 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 вышехх/; - в растворенных в нефти газах от 0,035% и выше; - в пластовом негорючем газе (азотныйххх/ 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 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.
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.4.9.3хх/; 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 потерямх/. 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.
_________________________ х/ В графе 8 указываются добыча и потери всего газа 4.11. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) 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 технико-экономической целесообразности их освоения; - снятые с учета как неподтвердившиеся запасы гелия (азота, углекислого газа) в соответствии со списанием свободного или растворенного в нефти газа. В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины изменения запасов по графе 10, а также технико-экономическое обоснование целесообразности включения в баланс запасов месторождений, не отвечающих критериям кондиционности. 4.13.10. В графе 11 указывается количество переданных с баланса одного предприятия другому запасов гелия (азота, углекислого газа) или переводимых из одной группы промышленного освоения в другую. 4.13.11. В графе 12 показывается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению. Проверка осуществляется следующим образом; из запасов гелия (азота, углекислого газа), числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного (графа 8) гелия (азота, углекислого газа) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12. 4.13.12. В графе 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 учетом 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 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
|