Указания по заполнению формы федерального статистического наблюдения

Указания

по заполнению формы федерального статистического наблюдения

1. Форму федерального статистического наблюдения N 6-ГР о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата (далее - УВС), этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти предоставляют:

- по распределенному фонду недр - юридические лица независимо от организационно-правовой формы, физические лица, занимающиеся предпринимательской деятельностью без образования юридического лица (индивидуальные предприниматели), иностранные граждане, участники договора простого товарищества, ведущие геологическое изучение недр, поиски и оценку месторождений, разведку и добычу полезных ископаемых, являющиеся пользователями недр, с учетом положений статьи 9 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах";

- по нераспределенному фонду недр - территориальные органы Роснедр.

Респонденты предоставляют указанную форму Роснедрам по адресам, установленным Роснедрами, и размещенным на официальном сайте Роснедр в сети "Интернет" по адресу: http://www.rosnedra.gov.ru/.

При наличии у юридического лица обособленных подразделений - настоящая форма заполняется в целом по юридическому лицу (включая обособленные подразделения, в том числе расположенные на территории других субъектов Российской Федерации).

Первичные статистические данные предоставляются респондентами в сроки, указанные на бланке формы.

2. Данные приводятся за отчетный год в тех единицах измерения, которые указаны в форме и настоящих указаниях.

3. Руководитель юридического лица назначает должностных лиц, уполномоченных предоставлять статистическую информацию от имени юридического лица.

4. В адресной части указывается полное наименование отчитывающейся организации в соответствии с учредительными документами, зарегистрированными в установленном порядке, а затем в скобках - краткое наименование.

По строке "Почтовый адрес" указывается наименование субъекта Российской Федерации, юридический адрес с почтовым индексом; если фактический адрес не совпадает с юридическим, то указывается фактическое местонахождение респондента (почтовый адрес).

Юридическое лицо, индивидуальный предприниматель проставляет в кодовой части формы код Общероссийского классификатора предприятий и организаций (ОКПО) на основании Уведомления о присвоении кода ОКПО, размещенного на Интернет-портале Росстата http://statreg.gks.ru.

Кроме того, в свободных графах кодовой части формы проставляются:

- в графе 3 - код административного территориального образования по ОКТМО на основании Уведомления о присвоении кода ОКПО;

- в графе 4 - идентификационный номер налогоплательщика (ИНН);

- в графе 5 - код причины постановки на учет (КПП).

5. В разделе 1 сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа (сухого), конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти составляются респондентами на основании данных о запасах, прошедших государственную экспертизу, на 1 января следующего за отчетным года.

Сведения о состоянии и изменении запасов составляются и представляются респондентами отдельными отчетами по: нефти, газу (сухому), конденсату, сере, гелию, азоту, углекислому газу, примесям ванадия и никеля в нефти в соответствии с формой N 6-ГР (нефть, газ, компоненты).

Сведения по этану, пропану, бутанам составляются и представляются респондентами в одном отчете последовательно по всем трем компонентам.

Заполнение формы по сере осуществляется в одном отчете последовательно по каждому виду полезного ископаемого, в котором она содержится: сера в свободном газе (включая газ газовых шапок), сера в конденсате, сера в нефти, сера в растворенном в нефти газе.

В наименовании формы на титульном листе респондент должен выделить (отметить) название полезного ископаемого (полезного компонента), по которому (которым) заполняется бланк формы N 6-ГР.

Запасы залежей и месторождений подразделяются на (согласно Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Минприроды России от 01.11.2013 N 477, зарегистрирована Минюстом России 31.12.2013 N 30943):

- геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями;

- извлекаемые запасы (технологические) - часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды;

- рентабельно извлекаемые запасы УВС разрабатываемых месторождений - часть извлекаемых запасов (технологических) УВС, которая может быть добыта за рентабельный срок разработки залежи.

Для целей учета изменения состояния запасов УВС в форме N 6-ГР рентабельно извлекаемые запасы нефти, газа (свободного и газа газовых шапок) и конденсата (свободного газа и газа газовых шапок) учитываются только для промышленно разрабатываемых месторождений (категории A, B₁, B₂).

Для категорий C₁, C₂, указываются геологические и технологически извлекаемые (извлекаемые) запасы.

В случае, если по данным государственной экспертизы запасов не установлено количество рентабельно извлекаемых запасов, рентабельно извлекаемые запасы устанавливаются равными технологически извлекаемым запасам.

6. В отчетных балансах недропользователей месторождения группируются в пределах суши - по республикам, краям, областям, автономным округам, недропользователям; в пределах шельфа - по акваториям. В форме N 6-ГР учет запасов производится по каждому объекту учета (пласту или залежи) раздельно и месторождению в целом. Суммирование запасов производится как по отдельным месторождениям, так и по всем вышеперечисленным подразделениям, а также по видам газа (свободный, газовая шапка). Каждый недропользователь, заполняющий форму N 6-ГР (нефть, газ, конденсат), представляет ее в законченном виде с подведением всех итогов по объектам учета, категориям запасов и по степени промышленного освоения.

Учет запасов производится: нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, никеля, ванадия - в тыс. т; газов горючих, азота и углекислого газа - в млн м³; гелия, - в тыс. м³.

Данные в графах 4 - 11 приводятся в целых числах, в графах 13, 14, 15 в соответствии с пунктами 12.1 - 12.3 настоящих указаний.

7. Условия постановки на учет запасов компонентов.

Постановка на учет компонентов, содержащихся в нефти и газе, производится с учетом утвержденных кондиций по результатам государственной экспертизы запасов УВС, проведенной в соответствии с Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, размере и порядке взимания платы за ее проведение, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 N 69 "О государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, размере и порядке взимания платы за ее проведение".

8. Внутри распределенного и нераспределенного фондов недр месторождения располагаются по степени их промышленного освоения в следующем порядке:

- промышленно разрабатываемые;

- разведываемые.

Месторождение, предоставленное в пользование по лицензиям двум и более пользователям недр, должно относиться к одной (более высокой) степени промышленного освоения.

К промышленно разрабатываемым относятся месторождения нефти и газа, на которых осуществляется добыча полезного ископаемого в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней).

К разведываемым относятся месторождения, не введенные в промышленную разработку, на которых проводятся геолого-разведочные работы в соответствии с проектом на проведение геологического изучения недр и разведки месторождений полезных ископаемых и/или осуществляется проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, проект пробной эксплуатации единичной разведочной скважины, проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему.

К разведываемым относятся также месторождения, на которых геолого-разведочные работы приостановлены в силу ряда причин и запасы нефти, газа и компонентов перешли в нераспределенный фонд.

9. Сведения о запасах нефти, газа и компонентов располагаются в порядке категорий:

A, B₁, A + B₁, B₂, A + B₁ + B₂

C₁, C₂, C₁ + C₂

Для категорий A, B₁, B₂, указываются последовательно сверху вниз: геологические, технологически извлекаемые (извлекаемые) и рентабельно извлекаемые (рентабельные) запасы нефти, газа (свободного и газа газовых шапок) и конденсата. Рентабельные запасы приводятся полужирным шрифтом относительно общего текста и выравниваются по правому краю в ячейке.

Не допускается показывать наличие и изменение запасов только суммарных категорий.

10. В графе 2 формы N 6-ГР для всех полезных ископаемых и компонентов указываются:

- название субъекта Российской Федерации (республики, края, области, автономного образования), акватории, в пределах которого/которой расположено месторождение;

- фонд недр (распределенный или нераспределенный);

- степень промышленного освоения (промышленно разрабатываемые или разведываемые);

- наименование месторождения. Если имеется несколько наименований, то рядом с основным в скобках даются и другие наименования;

- тип месторождения (нефтяное, газовое и др.);

- номер лицензии и дата регистрации (серия, номер, вид и дата регистрации лицензии);

- название залежи (пласта), индекс пласта, геологический возраст. В названии залежи баженовская, абалакская, хадумская, доманиковая и тюменская свиты пишутся полностью без сокращений (например, абалакские пл. Ю1аб). В этой же графе указывается тип залежи по фазовому состоянию углеводородов:

- нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

- газонефтяные (ГН), содержащие нефть и газ, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;

- нефтегазовые (НГ), содержащие нефть и газ, к ним относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;

- газовые (Г), содержащие только газ;

- газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

- нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат;

- адрес месторождения: местоположение с указанием, в каком направлении и на каком расстоянии от населенного пункта, железнодорожной станции, пристани или ближайшего нефтепровода оно расположено;

- тип коллектора (терригенный, карбонатный);

- глубина залегания в метрах, в скобках - в абс. отметках (в целых числах). При определении глубины залегания по нефтяным и газовым месторождениям указывается диапазон между измеренными величинами самой высокой точки кровли продуктивного пласта и уровнем водонефтяного контакта (далее - ВНК)/газоводяного контакта (далее - ГВК)/условным уровнем подсчета. По нефтегазоконденсатным, газонефтяным и нефтегазовым залежам глубина залегания определяется: для газовой части - диапазон между измеренными величинами самой высокой точки кровли продуктивного пласта и уровнем газонефтяного контакта (далее - ГНК); для нефтяной части - диапазон между ГНК и уровнем ВНК/условным уровнем подсчета;

- вид газа - указывается для горючего газа и содержащихся в нем компонентов (свободный - СВ, газовая шапка - ГШ, растворенный в нефти - Р);

- годы: а) открытия месторождения (залежи); б) ввода месторождения (залежи) в разработку или начало добычи. Для сопутствующих компонентов указывается год ввода залежи в разработку: в числителе - на добываемый флюид, в знаменателе - на сопутствующий компонент. Учет запасов газа и гелия (азота, углекислого газа), а также нефти и примесей ванадия/никеля в нефти должен производиться одновременно. В случае расхождения во времени начала учета запасов газа и запасов гелия (азота, углекислого газа), а также нефти и примесей ванадия/никеля в нефти более чем на один год время ввода в учет запасов компонентов указывается рядом с годом открытия месторождения в скобках.

11. Заполнение раздела 1 формы N 6-ГР по состоянию и изменению запасов. Принципы заполнения граф 3 - 12 являются общими для УВС и попутных полезных компонентов и изложены в пп. 11.1 - 11.11. настоящих указаний.

11.1. В графе 3 указываются категории запасов в соответствии с Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Минприроды России от 01.11.2013 N 477 (зарегистрирован Минюстом России 31.12.2013 N 30943). Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п. 6 настоящих указаний.

11.2. В графе 4 приводятся текущие запасы УВС по категориям A, B₁, A + B₁, B₂, A + B₁ + B₂ и C₁, C₂, C₁ + C₂, по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с соответствующими запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации УВС за прошедший год.

11.3. В графе 5 в числителе показывается добыча, а в знаменателе - потери <1> за отчетный год по каждой залежи, месторождению и пользователю недр для каждой категории запасов, включая суммарные категории (A + B₁, A + B₁ + B_2, C₁ + C₂,).

--------------------------------

<1> Учитываются для горючего газа, конденсата и других попутных компонентов.

В добычу газа включается только то количество газа, которое было добыто и коммерчески использовано пользователем недр (передано потребителю, использовано на собственные нужды), остальная часть извлеченного из недр газа (утилизировано, сожжено на факелах в т.ч. при испытании объектов, технологических продувках обводняющегося фонда и шлейфов газосборных коллекторов) относится к потерям. При этом имеется в виду добыча и потери (всего) газа за вычетом конденсата (C₅ + высшие).

Учет добычи и потерь производится в целых числах.

11.4. В графе 6 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате геолого-разведочных работ по данным государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

В этой графе отражаются:

- запасы, выявленные в результате поискового, разведочного и эксплуатационного бурения на новых месторождениях (залежах), т.е. месторождениях (залежах), на которых впервые получены промышленные притоки УВС в скважине и по которым запасы УВС впервые ставятся на учет в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации, подтвержденные проведенной государственной экспертизой запасов;

- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения, подтвержденное проведенной государственной экспертизой запасов;

- увеличение или уменьшение запасов за счет проведенных геолого-разведочных работ. Если изменение запасов произошло в результате изменения параметров пласта (залежи), не связанного с производством дополнительных геолого-разведочных работ, или по другим причинам, то это изменение показывается не в графе 6, а в графе 7;

- изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую.

11.5. В графе 7 отражаются:

- изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства дополнительных геолого-разведочных работ;

- списанные с баланса пользователя недр запасы, не подтвердившиеся в результате разработки, выявившей новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их площадь, нефтенасыщенные толщины, пористость, нефтенасыщенность, плотность нефти и пр.).

В этой графе также приводится переоценка запасов за счет корректировки накопленной добычи по месторождению за счет округления итогов. Для компонентов, содержащихся в газе (этану, пропану, бутанам, гелию, азоту и углекислому газу), в знаменателе приводится изменение запасов компонентов за счет закачки в пласт газа в соответствии с решениями согласованного проектного документа.

11.6. В графе 8 указываются запасы УВС в случае:

- передачи запасов с баланса одного пользователя недр на баланс другого, в случае переоформления лицензии;

- передачи запасов из нераспределенного фонда недр пользователю недр, в соответствии с полученной лицензией и передача в нераспределенный фонд в случае прекращения действия лицензии;

- перевода запасов из одной группы промышленного освоения в другую (запасы категории C₁, C₂, в категорию B₁, B₂) по данным государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

11.7. В графе 9 указываются запасы УВС по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. Проверка правильности приведенных данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом, осуществляется следующим образом: из запасов УВС, числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество УВС, добытого из недр за отчетный год (графа 5), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 6), переоценки (графа 7) и передачи с баланса на баланс (графа 8). Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 9.

11.8. В графе 10 приводятся запасы нефти, газа и конденсата, содержащие запасы попутных компонентов на 1 января следующего за отчетным года. Графа 10 в форме N 6-ГР заполняется для попутных полезных компонентов (для нефти не заполняется, для газа приводится изменение запасов газа за счет закачки в пласт газа в соответствии с решениями согласованного проектного документа).

11.9. В графах 4, 6, 7, 8, 9, 10 приводятся запасы УВС, которые показываются последовательно сверху вниз: геологические, извлекаемые, рентабельные. Рентабельные запасы приводятся полужирным шрифтом относительно общего текста и выравниваются по правому краю в ячейке. Для растворенного газа и компонентов рентабельные запасы не указываются.

11.10. В графе 11 даются сведения о геологических запасах УВС на дату их утверждения для категорий A₁, B₁, A + B₁, B₂, и A + B₁ + B₂, и по месторождению и пластам по результатам государственной экспертизы подсчета геологических запасов.

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.

11.11. В графе 12 указывается основание изменения запасов - протокол (дата и номер) утверждения заключения государственной экспертизы подсчета геологических запасов.

12. Заполнение раздела 1 формы N 6-ГР по общим характеристикам и параметрам месторождения (залежи)

12.1. В графе 13 приводятся параметры разработки месторождения (залежи):

а) добыча и потери <1> с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год по каждому объекту учета и месторождению в целом, приводится для категории A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁), (A + B₁ + B₂) и (C₁ + C₂). Накопленная добыча УВС отражает количество УВС, добытое по объекту учета по состоянию на 1 января следующего за отчетным годом с начала разработки, включая добычу до утверждения проектных документов. Учет добычи и потерь с начала разработки производится в целых числах;

--------------------------------

<1> Учитываются для горючего газа, конденсата и других попутных компонентов.

б) добыча и потери на дату утверждения запасов для категории A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁), (A + B₁ + B₂) и (C₁ + C₂). Учет производится в целых числах;

в) для нефти: обводненность продукции в % рассчитывается для категории запасов A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁), как отношение количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой жидкости в тоннах за год (среднегодовая обводненность). Учет производится в целых числах;

г) коэффициент извлечения и коэффициент извлечения рентабельных запасов нефти, газа и конденсата в долях единицы для категории запасов A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁). Значность параметра устанавливается в соответствии с протоколом утверждения запасов в результате государственной экспертизы по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти, газа и газового конденсата;

д) степень выработанности в % определяется как отношение добычи с начала разработки к начальным извлекаемым (и, отдельно, к рентабельным) запасам на 1 января следующего за отчетным года по категориям A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁), (A + B₁ + B₂) и (C₁ + C₂). Значность параметра - один знак после запятой;

е) темп отбора запасов в % (начальных (Тнач.)/текущих (Ттек.)) для категории запасов A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁). Темп отбора - отношение объемов годовой добычи по категориям A, B₁, A + B₁, C₁ к сумме извлекаемых/рентабельных запасов по этим категориям. Значность параметра - один знак после запятой;

ж) объем закачанного в пласт газа с начала разработки в целом по залежи для категории запасов A, B₁, C₁ и в сумме по категориям (A + B₁). Учет производится в целых числах.

12.2. В графе 14 указываются параметры пласта для каждой категории A, B₁, B_2, C₁ и C₂ и в сумме категорий A + B₁, A + B₁ + B₂, C₁ + C₂.

Значность параметров, указанных в графе 14, устанавливается в соответствии с протоколом утверждения запасов в результате государственной экспертизы подсчета геологических запасов полезных ископаемых или оперативного изменения состояния запасов.

12.2.1. При заполнении сведений о состоянии и изменении запасов УВС для категории A, B₁, B₂, C₁ и C₂ и - для нефти, свободного газа и газа газовой шапки указываются:

а) площадь нефтегазоносности в тыс. м²;

б) нефтегазонасыщенная толщина (общая/эффективная), в метрах.

Общая нефтегазонасыщенная толщина - это суммарная толщина всех пород, слагающих продуктивный пласт, от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного (газоводяного) контакта или до подошвы подсчетного объекта (пласта) в бесконтактной зоне.

Эффективная нефтегазонасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина прослоев-коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного (газонефтяного, газоводяного) контакта или до условного уровня подсчета в бесконтактной зоне;

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

г) нефтегазонасыщенность в долях единицы (коэффициент нефтегазонасыщенности);

д) проницаемость в мкм²;

е) пересчетный коэффициент в долях единицы (для нефти);

ж) пластовое давление (начальное/текущее) в МПа. Начальное пластовое давление заполняется только для свободного газа;

з) газосодержание (начальное/текущее) в м³/т в пластовых условиях заполняется только для растворенного газа.

12.2.2. При заполнении сведений о состоянии и изменении запасов нефти, газа (сухого) для суммарных категорий A + B₁, A + B₁ + B₂, C₁ + C₂:

а) нефтегазонасыщенная толщина (общая/эффективная), в метрах;

б) проницаемость в мкм².

Нефтегазонасыщенная толщина (общая/эффективная) и проницаемость сводных категорий рассчитываются как средневзвешенные по объему залежи.

12.2.3. Графа 14 не заполняется по конденсату, этану, пропану, бутанам.

12.2.4. В графе 14 приводятся для категории A, B₁, и C₁ 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, для категории A, B₁, B₂, C₁ и C₂ следует указать:

а) площадь газоносности в тыс. кв. м;

б) газонасыщенную толщину (общую/эффективную) в метрах;

в) открытую пористость в долях единицы;

г) газонасыщенность в долях единицы.

12.2.5. При заполнении сведений о состоянии и изменении запасов серы в графе 14 показывается вид полезного ископаемого, в котором содержится сера.

12.2.6. В графе 14 приводятся отдельные параметры залежи, имеющие значение при разработке запасов нефти с примесями ванадия/никеля.

12.3. В графе 15 устанавливаются качественные характеристики УВС для запасов категорий A, B₁, C₁ и сводной категории A + B₁.

Значность параметров, указанных в графе 15, устанавливается в соответствии с протоколом утверждения запасов в результате государственной экспертизы подсчета геологических запасов полезных ископаемых или оперативного изменения состояния запасов.

12.3.1. По нефти:

а) плотность в г/куб. см;

б) вязкость в пластовых условиях в мПа x 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 °C;

ж) температура застывания нефти в °C.

Сведения по качественным характеристикам нефти приводятся также в случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов.

12.3.2. По газу (сухому):

а) плотность газа по воздуху (величина безразмерная);

б) низшая теплотворная способность в кДж;

в) содержание тяжелых углеводородов без C₅ + высшее в мольных % (в пояснительной записке к форме N 6-ГР содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и в г/куб. м);

г) текущее содержание стабильного конденсата в г/куб. м;

д) содержание сероводорода в мольных %;

е) содержание азота в мольных %;

ж) содержание углекислого газа в мольных %;

з) пластовая температура в °C.

12.3.3. По конденсату:

а) плотность в г/куб. см;

б) начальное/текущее содержание стабильного конденсата в г/куб. м;

в) содержание серы, %;

г) содержание твердых парафинов, %.

12.3.4. По этану, пропану, бутанам:

а) содержание этана, пропана, бутанов в газе (сухом) в г/куб. м в расчете на запасы газа без C₅ + B;

б) азота в мольных %;

в) сероводорода в мольных %;

г) углекислого газа в мольных %.

12.3.5. По неуглеводородным компонентам (гелию, азоту, углекислому газу):

а) гелия;

б) азота;

в) сероводорода;

г) углекислого газа в объемных %.

Сведения о содержании азота имеют важное значение при оценке промышленной значимости месторождения, так как свидетельствуют об обогащенности гелием того азотно-гелиевого концентрата, из которого в конечном итоге и извлекается гелий.

Данные о содержании сероводорода указывают на возможность комплексного использования газового сырья и, кроме того, на необходимость тщательной очистки в связи с его высокой корродирующей способностью, что может привести к выводу из строя гелиевых установок. Другие данные по химическому составу, не отраженные в графе 15, приводятся в обязательном порядке в пояснительной записке: среди них содержание CO; CH₄; C₂H₆; C₃H₈; C₃H₁₀; C₅H₁₂ + высшие, N, а также сероорганических соединений (меркаптанов).

12.3.6. По сере в газовых и нефтяных месторождениях дается качественная характеристика серы: содержание серы в нефти и конденсате - в весовых %; в газе - г/куб. м.

12.3.7. По примесям ванадия и никеля в нефти дается качественная характеристика ванадиесодержащей/никелесодержащей нефти и среднее содержание ванадия/никеля в нефти в г/т.

Заполнение значений параметров в графах 13, 14, 15 следует структурировать по ширине ячейки на 3 строки и стандартизировать горизонтальный размер одной строки формы напротив каждой категории запасов (графа 3).

13. Заполнение Раздела 2 "По состоянию и изменению ресурсов углеводородов категории D₀".

13.1. Государственному учету подлежат ресурсы подготовленных ловушек нефти и газа, подсчитанные в соответствии с "Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом Минприроды России от 01.11.2013 N 477 (зарегистрирован Минюстом России 31.12.2013 N 30943).

13.2. В Графе 2 указываются:

- название субъекта Российской Федерации (республики, края, области, автономного образования), акватории, в пределах которого/которой подготовлены ловушки нефти и газа;

- нефтегазоносная провинция и область;

- фонд недр (распределенный или нераспределенный);

- номер лицензии и дата регистрации (серия, номер, вид и дата регистрации лицензии);

- наименование структуры/ловушки;

- тип ловушки;

- тип коллектора (терригенный, карбонатный);

- продуктивные отложения - индекс пласта, единый для всей нефтегазоносной провинции;

- глубина залегания продуктивных отложений, прогнозируемая по данным сейсморазведки (в метрах) (в целых числах);

- вид полезного ископаемого (нефть - Н, газ свободный - СВ).

13.3. В графе 3 приводятся ресурсы (геологические/извлекаемые) по состоянию на 1 января отчетного года.

13.4. В графах 4, 5, 6 указывается изменение (увеличение или уменьшение) ресурсов в результате: поисковых работ (графа 5), переоценки (графа 6), передачи ресурсов с баланса одного пользователя недр на баланс другого или в случае переоформления лицензии (графа 7).

При передаче ресурсов необходимо указывать - кому передаются ресурсы, а при списании ресурсов указывать причины списания - открытие месторождений, результаты бурения, новые ГРР и т.д.

13.5. В графе 7 указываются ресурсы УВС (геологические/извлекаемые) по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.

13.6. Графа 8: Принятые для оценки параметры:

а) площадь ловушки, тыс. м²;

б) нефтегазонасыщенная толщина (общая/эффективная), м;

в) открытая пористость, доли ед.;

г) нефтегазонасыщенность, доли ед.;

д) плотность нефти, г/см³;

е) пересчетный коэффициент (для нефти), доли ед.;

ж) коэффициент извлечения нефти, газа и конденсата, доли ед.;

з) начальное пластовое давление МПа (для газа).

13.7. В графе 9 приводятся примечания, в которых указываются сведения, кому переданы ресурсы, а при списании ресурсов указываются причины списания - открытие месторождения, результаты бурения, новые ГРР и т.д.

14. Пояснительные записки к отчету по Форме N 6-ГР

К каждому отчету по форме N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа" должна быть приложена краткая пояснительная записка в произвольной форме с обоснованием причин изменения состояния запасов за отчетный год, включая данные по добыче нефти, газа (свободного, газовых шапок, растворенного) и попутных полезных компонентов.

В пояснительной записке указывается сведения о:

- фактическом приросте запасов нефти, газа и конденсата по организации в целом и по отдельным месторождениям;

- открытых в отчетном году месторождениях и залежах;

- месторождениях, по которым согласована технологическая схема разработки для перевода их в промышленную разработку (номер протокола ЦКР Роснедр и дата утверждения);

- подготовке структур к глубокому бурению с указанием количества перспективных ресурсов категории D₀;

- количестве площадей и перспективных ресурсов, переведенных в запасы категорий C₁ и C₂;

- количество ресурсов принятых (списанных) по передаче;

- списании неподтвердившихся ресурсов категории D₀.

---