Библиотека
Скачать PDF

Письмо МПР РФ от 08.10.1996 № ВБ-61/2594

Министерство природных ресурсов Российской Федерации · № ВБ-61/2594 от 08.10.1996Действующий акт

<О Методических рекомендациях по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты) и Рекомендациях о порядке перевода забалансовых запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов в балансовые>

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПИСЬМО

от 8 октября 1996 г. № ВБ-61/2594

В связи с утверждением Госкомстатом России формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты) (22.07.96, № 78) (годовая) направляем для временного пользования на период подготовки новой Инструкции по учету запасов нефти, газа и их компонентов по форме федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансовых запасов Методические рекомендации по заполнению данной формы и Рекомендации о порядке перевода забалансовых запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов в балансовые.

Статистическая отчетность за 1996 г. должна быть представлена в соответствии с новой формой и рекомендациями ее заполнения.

Заместитель Министра
В. И. Бочаров

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМЫ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ № 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 морской 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 <*> соответствующего органа управления государственным фондом недр;
  • в государственном федеральном балансе запасов, подготавливаемом Российским федеральным геологическим фондом <**>, находящимся в подчинении органа управления государственным фондом недр.

<*> Далее — ТГФ.

<**> Далее — Росгеолфонд.

1.3. Форма статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты) утверждается Госкомстатом Российской Федерации по представлению органа управления государственным фондом недр; структура территориального и государственного федерального балансов определяется Росгеолфондом.

1.4. Государственному учету подлежат выявленные в недрах запасы нефти, газа и компонентов, подсчитанные в соответствии с действующей классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов и Инструкцией по ее применению, а также требованиями к комплексному изучению месторождений и подсчету попутных полезных ископаемых и компонентов:

  • прошедшие государственную экспертизу по результатам оценки, разведки и разработки месторождений и принятые на государственный баланс на основании положительных решений этой экспертизы;
  • утвержденные ранее действовавшими комиссиями по запасам полезных ископаемых (ВКЗ, ГКЗ СССР, ГКЗ РФ, ЦКЗ нефть) и принятые на баланс на основании их решений.

1.5 На баланс принимаются только те месторождения, по которым

получен  промышленный  приток нефти или газа, подсчитаны запасы по
кат. С  и прошедшие государственную экспертизу.
  1

1.6. Предприятия и организации, осуществляющие оценку, разведку и разработку месторождений полезных ископаемых и представляющие государственную статистическую отчетность по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты), несут ответственность в соответствии с Законом Российской Федерации «Об ответственности за нарушение порядка представления государственной статистической отчетности».

Отчетный баланс подписывается руководителем предприятия и заверяется круглой печатью.

1.7. Территориальные геологические фонды осуществляют контроль за своевременным представлением предприятиями и организациями отчетных балансов нефти, газа и компонентов, проверяют соответствие полученных сведений требованиям Инструкции, осуществляют методическую помощь и инструктаж по вопросам составления отчетных балансов и составляют сводные отчетные балансы запасов нефти, газа и компонентов на 1 января каждого года по обслуживаемым ими территориям. Сводные территориальные балансы подписываются его составителями и начальником ТГФ.

1.8. Лица, подписавшие сводные территориальные балансы, несут ответственность за правильность и достоверность отражения в них всех изменений в запасах за отчетный год, которые произошли при разработке месторождений или в процессе проведения геологоразведочных работ.

1.9. Росгеолфонд осуществляет методическое руководство и инструктаж по вопросам государственного учета запасов полезных ископаемых и издает Государственный федеральный баланс запасов на 1 января каждого года.

1.10. Государственный контроль за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр осуществляется органами Государственного геологического контроля и органами Государственного горного надзора во взаимодействии с природоохранными и иными контрольными органами.

2. УСЛОВИЯ ПОСТАНОВКИ НА УЧЕТ И ОТРАЖЕНИЯ В ТЕРРИТОРИАЛЬНОМ И ФЕДЕРАЛЬНОМ БАЛАНСЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОМПОНЕНТОВ

2.1 Постановке на учет подлежат запасы нефти, газа и компонентов по месторождениям, имеющим промышленное значение:

  • геологические запасы выявлены и подсчитаны в соответствии с действующей классификацией;
  • извлекаемые запасы как часть геологических запасов, которая может быть экономически и рентабельно извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

2.2 Запасы нефти, газа и компонентов, имеющих промышленное

значение,  по  степени изученности подразделяются на разведанные -
кат. А, В, С  и предварительно оцененные - кат. С .
            1                                    2

2.3. Запасы этана, пропана, бутанов учитываются по изолированному месторождению или группе мелких месторождений с разведенными текущими запасами газа не менее 10 млрд. куб. м:

  • при содержании этана в пластовом газе не менее 3% (мол.);
  • отдельных залежей многопластового месторождения с содержанием этана не менее 3% (мол.) <*>;

<*> Согласно расчетам ВНИИГаза концентрация этана в газе 3% является минимально рентабельной при современном технологическом уровне извлечения этана из свободного газа.

  • месторождений, в которых содержание этана не менее 1,5% (мол.), но концентрации кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме составляют более 50% (мол.).

Запасы пропана, бутанов при кондиционном содержании этана учитываются по фактическому содержанию в газе.

2.4 Запасы гелия подлежат учету:

2.4.1 При содержании гелия:
  • в свободном газе и газе газовых шапок от 0,050% и выше <*>;

<*> Здесь и далее указываются объемные проценты.

  • в растворенных в нефти газах от 0,035% и выше;
  • в пластовом негорючем газе (азотный <*> и др.) от 0,100% и выше.

<*> Газ, содержащий более 50% азота.

2.4.2 При количестве запасов гелия с указанным в п. 2.4.1 содержанием:
  • для изолированного месторождения не менее 500 тыс. куб. м;
  • для группы более мелких близрасположенных месторождений с общими запасами не менее 1 млн. куб. м, при этом запасы гелия каждого из входящих в группу месторождений должны быть не менее 100 тыс. куб. м;
  • для месторождений, находящихся в районе, где производится или проектируется добыча гелия, допускается постановка на баланс запасов гелия в количестве менее 100 тыс. куб. м.

2.5 Запасы серы в месторождениях нефти и горючих газов учитываются:

2.5.1 При содержании:
  • серы в нефти и конденсате более 0,5%;
  • сероводорода в горючих газах газовых и газоконденсатных залежей, газовых шапок нефтяных залежей и в растворенных в нефти (попутных) газах свыше 0,00139% (объемных), или 2 г/100 куб. м, так как в соответствии с требованиями ГОСТ 17556-72, ОСТ 5140-74 природный газ, содержащий сероводород с концентрациями, превышающими указанные пределы, нуждается в очистке в связи с его высокой коррозионной способностью и вредным воздействием на окружающую среду.

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

  • для изолированного месторождения не менее 500 т;
  • для группы более мелких близрасположенных месторождений с общими запасами не менее 1000 т; при этом запасы серы отдельного из входящих в группу месторождений должны быть не менее 100 т.

2.6. Если в газе месторождения присутствуют азот или углекислый газ в концентрациях и запасах, пригодных для промышленного использования, то ведется подсчет запасов этих компонентов. Запасы азота и углекислого газа подлежат учету при их содержании в газе не менее 15% и запасах газа не менее 1 млрд. куб. м.

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

2.8. Запасы месторождений нефти, газа и компонентов, расположенные в пределах охранных зон, крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, подлежат постановке на баланс на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

3. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К УЧЕТУ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОМПОНЕНТОВ

3.1. По каждому месторождению (площади), залежи, пласту учитываются запасы, прошедшие государственную экспертизу и принятые на баланс по результатам разведочного и эксплуатационного бурения.

3.2. При составлении отчетного баланса в соответствии с формой № 6-гр (нефть, газ, компоненты) сводного территориального и федерального баланса запасов учитываются все изменения запасов нефти, газа и компонентов, происшедшие в отчетном году в результате:

  • добычи;
  • потерь при добыче и по другим причинам;
  • разведки;
  • списания неподтвердившихся запасов;
  • переоценки, передачи с баланса на баланс и по другим причинам.

3.3. Учет добычи и потерь при добыче регламентируется действующими инструкциями; списание запасов, числящихся на балансе нефтегазодобывающих предприятий, производится в соответствии с действующим Положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых.

3.4. Переоценка запасов компонентов и их списание (частичное и полное) могут проводиться как в связи с переоценкой или списанием запасов газа, содержащего компоненты, так и в результате неподтверждения ранее принятых содержаний (концентраций) этих компонентов в содержащем их газе, а также изменения коэффициентов извлечения (для конденсата).

При снижении запасов гелия в результате разработки или по другим причинам в разрабатываемых на газ месторождениях ниже 100 тыс. куб. м их следует исключить из баланса по всем тем месторождениям, на которых добыча гелия не ведется и не проектируется.

Списание остаточных запасов производится в установленном порядке по переоценке.

4. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ОТЧЕТНЫХ БАЛАНСОВ ЗАПАСОВ ПО ФОРМЕ № 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. С 3 приводятся в отдельной таблице, прилагаемой к отчетному балансу запасов нефти, газа и конденсата.

4.3. В отчетных балансах недропользователей месторождения группируются в пределах суши по республикам, краям, областям, автономным округам, предприятиям; в пределах шельфа — по акваториям.

Суммирование запасов производится как по отдельным месторождениям, так и по всем вышеперечисленным подразделениям, а также по видам газа (растворенный, свободный, газовая шапка). Кроме того, подсчитываются запасы сероводородсодержащего газа с содержанием сероводорода 0,00139% и более.

4.4. По степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти, газа и компонентов подразделяются на две основные категории:

  • распределенный фонд запасов месторождений, участков, залежей, пластов, на которые получены лицензии на их разработку или разведку;
  • нераспределенный фонд запасов месторождений, участков, залежей, пластов, на которые не выданы лицензии и находящихся в ведении территориальных органов управления государственным фондом недр.

Внутри распределенного фонда запасов месторождения располагаются по степени их промышленного освоения в следующем порядке:

  • разрабатываемые, на которых ведется добыча хотя бы одного из основных (нефти или газа) полезных ископаемых.

На разрабатываемых месторождениях выделяются неразрабатываемые горизонты, на которых в отчетном году не было добычи нефти или газа;

  • подготовленные для промышленного освоения запасы залежей, на которые получена лицензия на их разработку, но добыча не ведется, так как идет обустройство месторождения;
  • разведываемые.

Внутри нераспределенного фонда месторождения располагаются по степени их промышленного освоения в следующем порядке:

  • разрабатываемые, часть месторождения, участок, залежь, горизонт на разрабатываемых месторождениях, по которым отсутствуют лицензии на их разработку;
  • подготовленные для промышленного освоения;
  • разведываемые;
  • законсервированные.

4.4.1. К разрабатываемым относятся месторождения нефти и газа, на которых осуществляется промышленная добыча полезного ископаемого и компонентов, входящих в его состав.

Месторождение относится к группе разрабатываемых независимо от того, что не на всех его участках, залежах, пластах осуществляется добыча полезного ископаемого, а также и в том случае, если одновременно с добычей на некоторых участках, залежах, пластах осуществляются геологоразведочные работы.

К разрабатываемым не относятся те месторождения, на которых осуществляется попутная добыча при проведении геологоразведочных работ, а также опытно-промышленная разработка для изучения технологии добычи и переработки полезного ископаемого. Эти месторождения относятся к другим группам освоения в соответствии с принятыми критериями их выделения: к подготовленным для промышленного освоения или разведываемым. Однако попутная или опытно-промышленная добыча учитывается по каждому месторождению, где она ведется, и при подведении итогов включается в общее количество добытого сырья по предприятию, области, краю, республике и России в целом.

4.4.2. К подготовленным для промышленного освоения относятся разведанные месторождения (залежи) или части месторождений (залежей) нефти и газа при соблюдении следующих условий:

  • геологические и извлекаемые запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, прошли государственную экспертизу;
  • состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание конденсата и других компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождений газа;
  • в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти, газа и компонентов;
  • имеются сведения о наличии в разведанных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;
  • составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

4.4.3. К разведываемым относятся месторождения, на которых проводятся геологоразведочные работы в соответствии с полученной лицензией или планируется их ведение, но лицензии на эти месторождения пока отсутствуют. К разведываемым относятся также и те месторождения, на которых геологоразведочные работы прерваны в силу ряда причин и запасы нефти, газа и компонентов перешли в нераспределенный фонд.

4.4.4. К законсервированным относятся месторождения, на которых прекращены разведка или разработка. Перевод разрабатываемых месторождений в консервацию осуществляется в соответствии с действующей Инструкцией о порядке ликвидации и консервации предприятий по добыче полезных ископаемых.

4.4.5. Если на месторождении имеются участки (залежи, пласты) с различной степенью промышленного освоения и разведанности, то это месторождение в целом в отчетном балансе учитывается по наиболее высокой степени промышленного освоения.

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

4.5 Сведения о запасах нефти, газа и компонентов в форме N

6-гр (нефть, газ, компоненты) располагаются в порядке категорий:

А,  В,  А + В, С , А + В + С , С . Запасы кат. С  даются отдельной
                1           1   2               2

строкой и с запасами других категорий не суммируются.

Не допускается показывать наличие и изменение запасов суммарно по категориям (например, А + В, В + С ) без указания запасов по 1 каждой категории в отдельности.

4.6. Учет запасов проводится: нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы — в тыс. т; газов горючих, азота и углекислого газа — в млн. куб. м; гелия — в тыс. куб. м.

4.7. Каждый недропользователь, заполняющий форму № 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 подгазовых залежей).

В соответствии с действующей Инструкцией по применению «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на следующие типы:

  • нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
  • газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные): в газонефтяных основная часть залежи нефтяная, а газовая (газовая шапка) занимает меньший объем; в нефтегазовых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также газовые залежи с нефтяной оторочкой;
  • нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат;
  • газовые, содержащие только газ;
  • газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат.

В этой же графе указываются:

  • адрес месторождения: местоположение с указанием, в каком направлении и на каком расстоянии от населенного пункта, железнодорожной станции, пристани или ближайшего нефтепровода оно расположено;
  • наименование и возраст продуктивных пластов в следующей последовательности (сверху вниз): система — отдел — ярус в соответствии с геохронологической таблицей 1974 г.;
  • коллектор (карбонатный или терригенный);
  • глубина залегания кровли объекта учета в метрах, то есть одного или нескольких продуктивных пластов, которые характеризуются близкими геолого-геофизическими свойствами и разрабатываются или могут разрабатываться совместно одной сеткой скважин (допускается объединение нескольких продуктивных пластов, являющихся единым объектом разработки);
  • вид газа (свободный — Св, газовая шапка — Гш, растворенный в нефти — Р) для газов горючих и содержащихся в них компонентов.

В сводном территориальном балансе, кроме перечисленных выше сведений, указывается название республики, акватории, края, области, автономного образования, в пределах которых расположено месторождение, а также наименование предприятия, организации, в ведении которых оно находится.

4.9. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нефти

4.9.1 В графе 3 указываются параметры пласта:

а) площадь нефтегазоносности в тыс. кв. м каждой категории запасов и в сумме кат. А + В + С ; 1

б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой категории запасов и в сумме кат. А + В + С . Общая нефтенасыщенная 1

толщина  объекта учета запасов - это суммарная толщина всех пород,
слагающих  продуктивный  пласт,  от  кровли  верхнего проницаемого
пропластка  до  водонефтяного  контакта  или  до  подошвы  нижнего

проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Эффективная нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов — это суммарная толщина прослоев-коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) кат. А + В + С 1 рассчитывается как средневзвешенная по площади;

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

г) нефтенасыщенность в долях единицы (коэффициент нефтенасыщенности);

д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы; мД

е) проницаемость в кв. мкм = ----. 1000

Для поровых коллекторов проницаемость определяется по керновым и геофизическим данным; для трещинных, порово-трещинно-кавернозных коллекторов — по гидродинамическим исследованиям;

ж) пересчетный коэффициент в долях единицы;

пп. «з», «и» для баланса нефти не заполняются.

Параметры пласта в пп. «в» — «ж» приводятся для каждой категории и в сумме кат. А + В + С . 1

Если из одного объекта разработки (залежи) ведется добыча нефти двумя и более недропользователями, то параметры целиком по залежи даются недропользователем-оператором.

4.9.2 В графе 4 дается качественная характеристика нефти:

а) плотность в г/куб. см;

б) вязкость в пластовых условиях в мПа х с (равна вязкости в сП);

в) содержание серы в %;

г) содержание парафина в %;

д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание);

е) пластовая температура в °С;

ж) температура застывания нефти в °С.

    Качественная  характеристика  нефти  приводится  раздельно для
запасов кат. А + В + С  и кат. С .
                      1         2
4.9.3 В графе 5 приводятся следующие данные:

а) год открытия месторождения (залежи);

б) год ввода месторождений (залежи) в разработку в соответствии с полученной лицензией;

в) год консервации месторождения в соответствии с действующим положением;

    г)  добыча  с  начала разработки, включая и добычу за отчетный
год  по  каждой  залежи  и  месторождению  в  целом.  Добыча нефти
приводится отдельно по категориям А, В, С  и в сумме по категориям
                                     1

А + В + С ; 1

д) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом (согласно протоколу экспертной комиссии);

е) степень выработанности в % месторождения в целом и каждой залежи в отдельности определяется как отношение добычи с начала разработки к начальным извлекаемым запасам на 1 января следующего за отчетным года;

ж) обводненность продукции в % рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой жидкости в тоннах за год (среднегодовая обводненность);

з) темп отбора запасов в % (начальный/текущий) рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного года к начальным извлекаемым запасам (начальный темп отбора) и добыча отчетного года плюс извлекаемые (текущий темп отбора) запасы на конец отчетного года.

                        Д               Д

Тнач. = ------; Ттек. = -----, З + Нд З + Д

где:

Тнач. — темп отбора от начальных запасов;

Ттек. — темп отбора от текущих запасов;

Д — добыча за отчетный год;

З — извлекаемые запасы на конец отчетного года;

Нд — накопленная добыча на конец отчетного года.

4.9.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с «Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов».

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

4.9.5. В графе 7 приводятся запасы нефти по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов нефти, составленном Росгеолфондом за прошедший год.

4.9.6 В графе 8 даются сведения о добыче нефти за отчетный

год по каждой залежи, а также по месторождению и предприятию по каждой категории и по сумме кат. А + В + С . 1

Сведения о добыче в целом по предприятию должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности, представляемой в Госкомстат России.

4.9.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате разведочных работ.

В этой графе отражаются:

  • запасы, выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения на новых месторождениях (залежах), т.е. месторождениях (залежах), на которых впервые получены промышленные притоки нефти в скважине и по которым запасы нефти впервые ставятся на учет в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации;
  • увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного и эксплуатационного бурения;
  • увеличение или уменьшение запасов, установленное по результатам государственной экспертизы материалов геологоразведочных работ. Если изменение запасов произошло в результате изменения параметров пласта (залежи), не связанного с производством дополнительных геологоразведочных работ, или по другим причинам, то это изменение показывается не в графе 9, а в графе 10;
  • изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;
  • запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия данных о параметрах пластов, задержки с камеральной обработкой материалов или по другим причинам.

4.9.8. Отраженное в графе 9 увеличение или уменьшение запасов, происшедшее в результате дополнительных разведочных работ или по данным разработки месторождений, учитывается при оценке прироста запасов предприятия-недропользователя и отражается в отчете о приросте запасов (форма № 4-гр).

4.9.9. В графе 10 приводится изменение запасов в результате переоценки.

В этой графе отражаются:

  • снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, которые признаны нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических и горно-геологических условий;
  • снятые с учета запасы, признанные нецелесообразными для отработки по технико-экономическим причинам, обоснованным при проектировании нефтегазодобывающего предприятия;
  • изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства дополнительных геологоразведочных работ;
  • списанные с баланса недропользователя запасы, не подтвердившиеся в результате последующих разведочных работ или разработки, выявивших новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенные толщины, пористость, проницаемость и пр.).

Списание запасов производится в соответствии с действующим Положением о порядке списания запасов с учета предприятия.

4.9.10. В пояснительной записке к балансу необходимо указать, в связи с чем произошли изменения запасов, отраженные в графах 9 и 10.

4.9.11. В графе 11 указываются запасы нефти, переданные с баланса одного предприятия на баланс другого и перевода из одной группы промышленного освоения в другую. Здесь показываются также запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда недропользователю в соответствии с полученной лицензией и наоборот.

4.9.12. В графе 12 показываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, числящихся на 1 января отчетного года (7 графа), вычитается количество нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11).

Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 12.

4.9.13 Графа 13 в балансе запасов по нефти не заполняется.

4.9.14. В графе 14 даются сведения о запасах нефти на дату их утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной экспертизы.

При наличии по одному и тому же месторождению нескольких протоколов утверждения следует точно установить, по каким пластам эти запасы утверждались, и во избежание дублирования данных пользоваться последним (по дате) протоколом утверждения.

4.9.15 В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов

кат. А + В + С на месторождениях всех групп промышленного 1 освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.

    Остаток  запасов  определяется путем вычитания из утвержденных
запасов   запасов, списанных  (после  их утверждения) в результате
добычи   нефти,  разведки,  переоценки  или  неподтверждения.  При
исчислении  остатка  запасов  не  учитываются запасы, списанные по
вышеуказанным   причинам,   за   пределами   контуров   блоков  их

утверждения кат. А, В и С . 1

Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат. А

  • В + С , числящиеся на месторождении на 1 января следующего за 1 отчетным года.

4.9.16. В графах 7, 9, 10, 11, 12, 14 и 15 приводятся запасы нефти, которые показываются в виде дроби: в числителе — запасы, учитываемые по наличию их в недрах (геологические), а в знаменателе — извлекаемые.

4.9.17. В графе 16 указывается орган, утвердивший запасы, год утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по отдельным залежам.

4.9.18. При заполнении формы № 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  3  указываются  параметры  пласта  -  для
свободного газа:  а)  площадь  газоносности  в  тыс.  кв. м каждой
категории  запасов  и  в  сумме кат. А + В + С ; б) газонасыщенная
                                          1

толщина  в  метрах каждой категории запасов и в сумме кат. А + В +
С ;   в)   открытая   пористость   в  долях  единицы  (коэффициент

1

пористости);  г)  газонасыщенность  в  долях  единицы (коэффициент
газонасыщенности);   д)   коэффициент  извлечения  газа  (при  его

утверждении); з) текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года в МПа. Для растворенного в нефти газа указывается: и) газосодержание в куб. м/т в пластовых условиях.

    Если  из  одной  залежи  ведется  добыча  газа  двумя  и более
недропользователями,   то   параметры  целиком  по  залежи  даются

недропользователем-оператором.

4.10.2 В графе 4 дается качественная характеристика газа: а)
плотность  газа  по  воздуху   (величина безразмерная); б)  низшая
теплотворная    способность   в   кДж;   в)   содержание   тяжелых
углеводородов  без  С   +  высшие  в  мольных  %  <*>;  г) текущее
                 5

содержание  стабильного  конденсата  в  г/куб.  м;  д)  содержание
сероводорода  в  мольных  %;  е)  содержание азота в мольных %; ж)
содержание  углекислого газа в мольных %; з) пластовая температура

в °С.

<*> В пояснительной записке к отчетному балансу содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и в г/куб. м.

4.10.3. В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия месторождения (залежи); б) год ввода месторождения (залежи) в разработку в соответствии с полученной лицензией; в) год консервации месторождения (в соответствии с действующим положением); г) добыча и потери с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом; д) добыча и потери на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом; е) степень выработанности в % каждой залежи и месторождения в целом); з) темп отбора от начальных/текущих запасов в % в соответствии с формулой, приведенной в п. 4.9.3 <*>; п. «ж» для газа не заполняется.

<*> Включая потери газа при добыче.

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

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

4.10.5. В графе 7 приводятся запасы газа (без С + высшие) 5

по состоянию на 1 января отчетного года,  которые должны совпадать
с  запасами  в    Государственном     балансе     запасов    газа,

составленном Росгеолфондом за прошедший год.

В графе 7 указываются извлекаемые запасы газа.

    4.10.6.  В  графе  8  в  числителе  показывается  добыча,  а в
знаменателе  - потери газа за отчетный год. При этом в добычу газа
включается  только  то  количество  газа,  которое  было  передано
газодобывающим   предприятием   потребителю,   а  остальная  часть
извлеченного  из  недр  газа  относится  к потерям <*>. Сведения о
добыче  и потерях даются по каждой залежи, месторождению в целом и
предприятию  по каждой категории в отдельности и по сумме кат. А +

В + С . 1 ---------------------------- <*> В графе 8 указываются добыча и потери всего газа за вычетом конденсата (С + высшие). 5

Сведения о добыче и потерях в целом по предприятию должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности, представляемой в Госкомстат России.

4.10.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) извлекаемых запасов газа в результате разведочных работ.

4.10.8. В графе 10 приводится изменение извлекаемых запасов газа в результате переоценки.

Здесь же указывается по видам (растворенный газ, газ газовых шапок, свободный) газ, извлеченный из нефтяных, газонефтяных, газовых и газоконденсатных залежей и направленный на закачку в нефтяную (газонефтяную) залежь. Количество использованного для этих целей газа показывается как увеличение запасов газа газовой шапки.

4.10.9. При учете изменений запасов по графам 9 и 10 следует руководствоваться указаниями, приведенными в п. 4.9.8 - п. 4.9.10.

4.10.10. В графе 11 указываются запасы газа, переданные с баланса одного предприятия на баланс другого, переводимые из одной группы освоения в другую, а также передаваемые из нераспределенного фонда недропользователю и наоборот.

4.10.11. В графе 12 показываются извлекаемые запасы газа по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе (графа 12) данных как каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов газа, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного газа (графа 8) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы газа, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.

4.10.12 Графа 13 в балансе запасов газа не заполняется.

4.10.13. При заполнении граф 14 — 16 следует руководствоваться положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15 и 4.9.17. При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы газа.

4.11. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по конденсату

4.11.1 В графе 3 приводится только коэффициент извлечения конденсата.

4.11.2. В графе 4 дается качественная характеристика конденсата: а) плотность в г/куб. см; б) начальное/текущее содержание стабильного конденсата в г/куб. м; в) содержание серы, %; г) содержание твердых парафинов, %.

4.11.3. В графе 5 приводятся: а) год открытия месторождения (залежи); б) год ввода в разработку: в числителе — на газ, в знаменателе — с выделением конденсата; в) год консервации месторождения; г) добыча и потери конденсата с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом; д) добыча и потери конденсата на дату утверждения запасов.

4.11.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с «Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов».

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

4.11.5. В графе 7 приводятся геологические извлекаемые запасы конденсата по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов конденсата, составленном Росгеолфондом за прошедший год.

4.11.6 В графе 8 в числителе показывается добыча конденсата,
в   знаменателе   -   потери.   Потери   состоят  из  нормируемых,
ненормируемых  потерь  и  из  остаточных концентраций С  + высшие,
                                                   5

поступивших в составе газа в газопровод. Нормируемые потери указываются рядом с общей суммой в скобках.

4.11.7. В графах 9, 10, 11 показываются изменения (увеличение или уменьшение) геологических и извлекаемых запасов конденсата в результате разведочных работ, переоценки и передачи их с баланса одного предприятия на баланс другого.

Количество списываемых запасов конденсата должно соответствовать списанию запасов включающего их газа. Прирост запасов конденсата рассчитывается по составу пластового газа в тех запасах газа, прирост которых отражен в форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) баланса запасов газа.

4.11.8. В графе 12 показываются: в числителе — геологические, в знаменателе — извлекаемые запасы конденсата на 1 января следующего за отчетным года. При заполнении графы 12 необходимо проверить правильность приведенных в ней данных как каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов конденсата, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного при добыче конденсата (графа 8) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы конденсата, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс. Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.

4.11.9. В графе 13 приводятся балансовые запасы газа на 1 января следующего за отчетным года в соответствии с формой № 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/куб. м по кат. А + В

  • С и кат. С в расчете на запасы газа без С + в; б) азота; в) 1 2 5 сероводорода; г) углекислого газа в % мол.

4.12.3. В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия месторождения; б) год ввода месторождения в разработку (в числителе — на газ, в знаменателе — на компоненты); в) год консервации; г) добыча и потери последовательно каждого компонента из недр вместе с газом с начала разработки, включая извлечение из недр за отчетный год; д) добыча и потери компонента на дату утверждения запасов.

4.12.4. В графе 6 показываются категории запасов в соответствии с Классификацией запасов.

4.12.5. В графе 7 запасы этана, пропана, бутанов по состоянию на 1 января отчетного года должны соответствовать запасам, приведенным в Государственном балансе запасов этана, пропана, бутанов, составленном Росгеолфондом.

4.12.6. В графе 8 в числителе показывается последовательно добыча этана, пропана, бутанов, в знаменателе — потери. В добычу входит количество этана, пропана, бутанов, полученное на газохимическом комплексе (установке). Потери включают:

  • технические и технологические потери;
  • потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
  • потери, связанные с потерями газа при его добыче;
  • потери в добытом газе, но не использованном для извлечения компонентов (использованных как топливо). Количество компонентов, использованных как топливо, показывается рядом с суммой потерь в скобках.

4.12.7. В графах 9 — 11 показывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов этана, пропана, бутанов в результате разведочных работ, переоценки и передачи их с баланса одного предприятия на баланс другого.

Количество списываемых запасов этана, пропана, бутанов должно соответствовать списанию запасов включающего их газа и обосновано соответствующими расчетами.

4.12.8. В графе 12 показываются запасы этана, пропана, бутанов по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе (в графе 12) данных: из запасов этана, пропана, бутанов, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество соответственно этана, пропана, бутанов, извлеченных в составе газа и потерянных при потерях газа (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы компонентов, полученные в результате разведки, переоценки и передачи с баланса на баланс (графы 9 — 11). Итоговое количество должно совпадать с цифрой, указанной в графе 12.

4.12.9. В графе 13 приводятся по состоянию на 1 января следующего за отчетным года запасы газа, которые показываются также в форме № 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) проводится последовательно по каждому компоненту: в форме указывается: «Отчетный баланс запасов гелия (азота, углекислого газа)».

4.13.2. В графе 3 приводятся отдельные параметры залежи, имеющие значение при разработке запасов гелия (азота, углекислого газа); текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года.

Для месторождений, в которых гелий (азот и углекислый газ) является основным полезным ископаемым, следует указать: а) площадь газонасыщенности в тыс. кв. м; б) газонасыщенную толщину (общую/эффективную) в метрах; в) открытую пористость в долях единицы; г) газонасыщенность в долях единицы.

4.13.3. В графе 4 дается качественная характеристика газа — содержание: а) гелия; б) азота; в) сероводорода и г) углекислого газа в объемных %.

    Сведения  о  содержании азота имеют важное значение при оценке
промышленной значимости месторождения, так как свидетельствуют  об
обогащенности   гелием   того   азотно-гелиевого  концентрата,  из

которого в конечном итоге и извлекается гелий. Данные о содержании

сероводорода  указывают на возможность комплексного  использования
газового  сырья и, кроме того, на необходимость тщательной очистки
в  связи  с  его  высокой  корродирующей  способностью,  что может
привести  к  выводу  из строя гелиевых установок. Другие данные по
химическому   составу,   не отраженные  в  графе  4,  приводятся в
обязательном   порядке   в   объяснительной   записке:  среди  них
содержание  СО; СН ; С Н ; С Н ; С Н  ; С Н   + высшие, N  + Ar, а
                  4   2 6   3 8   3 10   5 12            2

также сероорганических соединений (меркаптанов).

4.13.4 В графе 5 приводятся следующие данные:

а) год открытия месторождения или залежи. Учет запасов газа и гелия (азота, углекислого газа) должен производиться одновременно.

В случае расхождения во времени начала учета запасов газа и запасов гелия (азота, углекислого газа) более чем на один год время ввода в учет запасов компонентов указывается рядом с годом открытия месторождения в скобках;

б) год ввода в разработку месторождения на газ или нефть — в числителе и на компоненты — в знаменателе, если компоненты извлекаются;

в) суммарное извлечение запасов гелия (азота, углекислого газа) из недр (включая добычу и потери при добыче) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.

Рядом в скобках указывается суммарная их добыча, если она производилась;

г) суммарная добыча и потери гелия (азота, углекислого газа) на дату утверждения запасов по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.

4.13.5. В графе 6 указываются категории запасов гелия (азота, углекислого газа) с учетом степени изученности газа (см. п. 2.2).

Учет и суммирование запасов по категориям в форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) производится в соответствии с п. 4.5.

4.13.6. В графе 7 приводятся запасы гелия (азота, углекислого газа) на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном балансе запасов гелия (азота, углекислого газа), составленном Росгеолфондом за прошедший год.

4.13.7. В графе 8 в числителе показывается добыча компонентов, в знаменателе — потери. В добычу входит объем гелия (азота, углекислого газа), полученный на извлекающих установках.

В потери включаются:

  • потери в добытом газе, но не использованном для извлечения компонентов;
  • потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
  • технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках;
  • потери, связанные с потерями газа при добыче.

4.13.8. В графе 9 указывается увеличение или уменьшение запасов гелия (азота, углекислого газа) в результате разведочных работ.

В этой графе отражаются:

  • запасы, вновь выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения;
  • увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения;
  • изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;
  • уменьшение или увеличение запасов в результате их утверждения. Если изменения запасов при утверждении произошли в результате изменения параметров пласта (залежи) или по другим причинам, не связанным с производством геологоразведочных работ, то эти изменения показываются не в графе 9, а в графе 10;
  • запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия химических анализов или по другим причинам.

4.13.9. В графе 10 приводится количество запасов, изменившихся в результате переоценки.

В этой графе отражаются:

  • снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, но признанные государственной экспертизой нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических или горно-геологических условий;
  • принятые на учет запасы по месторождениям, некондиционным на гелий, но признанным рентабельными для комплексной переработки при наличии разработанной технологической схемы попутного извлечения гелия и других компонентов, потребности в них народного хозяйства и обоснованного решения соответствующего ведомства о технико-экономической целесообразности их освоения;
  • снятые с учета как неподтвердившиеся запасы гелия (азота, углекислого газа) в соответствии со списанием свободного или растворенного в нефти газа.

В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины изменения запасов по графе 10, а также технико-экономическое обоснование целесообразности включения в баланс запасов месторождений, не отвечающих критериям кондиционности.

4.13.10. В графе 11 указывается количество переданных с баланса одного предприятия другому запасов гелия (азота, углекислого газа) или переводимых из одной группы промышленного освоения в другую.

4.13.11. В графе 12 показывается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов гелия (азота, углекислого газа), числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытого и потерянного (графа 8) гелия (азота, углекислого газа) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.

4.13.12. В графе 13 указываются запасы газа, содержащего неуглеводородные компоненты, на 1 января следующего за отчетным года.

4.13.13. При заполнении граф 14 — 16 следует руководствоваться положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15, 4.9.17. При этом в графе 15 показываются только навлекаемые запасы этих компонентов.

4.14. Заполнение формы № 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/куб. м.

4.14.4 В графе 5 указывается:

а) год открытия месторождения или залежи;

б) год ввода в разработку месторождения на газ или нефть в числителе и на серу — в знаменателе, если сера извлекается;

в) суммарное извлечение запасов серы из недр (включая добычу и потери) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности;

г) суммарная добыча и потери серы на дату утверждения запасов по месторождению и каждой залежи.

4.14.5. В графе 6 указываются категории запасов серы с учетом степени изученности газа и нефти (см. п. 2.2). Учет и суммирование запасов по категориям по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) производится в соответствии с п. 4.5.

4.14.6. В графе 7 приводятся запасы серы на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном балансе запасов серы, составленном Росгеолфондом за прошедший год.

4.14.7. В графе 8 в числителе показывается добыча серы, в знаменателе — потери. В добычу входит количество серы, полученное на извлекающих установках. В потери включаются:

  • потери в добытых нефти и газе, но не использованных для извлечения серы;
  • потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;
  • потери, связанные с потерями газа при добыче;
  • технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках.

4.14.8. В графе 9 указывается увеличение или уменьшение запасов серы в результате разведочных работ в соответствии с изменениями запасов основного полезного ископаемого.

В этой графе отражаются:

  • запасы, вновь выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения;
  • увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения;
  • изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;
  • уменьшение или увеличение запасов в результате их утверждения. Если изменение запасов при утверждении произошло в результате изменения параметров пласта (залежи) или по другим причинам, не связанным с производством геологоразведочных работ, то это изменение показывается не в графе 9, а в графе 10;
  • запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия химических анализов или по другим причинам.

4.14.9. В графе 10 приводится количество запасов, изменившихся в результате переоценки.

В этой графе отражаются:

  • снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, но признанные государственной экспертизой нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических или горно-геологических условий;
  • списанные с баланса недропользователя неподтвердившиеся запасы серы в соответствии со списанием запасов нефти, свободного и растворенного газа.

В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины изменения запасов по графе 10, а также технико-экономическое обоснование целесообразности включения в баланс запасов месторождений, не отвечающих критериям кондиционности запасов.

4.14.10. В графе 11 указывается изменение запасов в связи с передачей их с баланса одного предприятия на баланс другого в соответствии с полученной лицензией или переводом из одной группы освоения в другую.

4.14.11. В графе 12 показывается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов серы, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытой и потерянной (графа 8) серы и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12.

4.14.12. В графе 13 указываются извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, содержащие серу, на 1 января следующего за отчетным года.

4.14.13. При заполнении граф 14 — 16 следует руководствоваться положениями пунктов 4.9.14, 4.9.15, 4.9.17. При этом в графах 14 и 15 показываются только извлекаемые запасы серы.

5. ПОЯСНИТЕЛЬНЫЕ ЗАПИСКИ К ОТЧЕТНЫМ БАЛАНСАМ ЗАПАСОВ ПО ФОРМЕ № 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 привести также сведения об объемах выполненных на них разведочных и эксплуатационных работ и практическом значении этих работ для прироста запасов гелия и других компонентов в отчетном году.

5.3 В разделе 5.2.1 должны быть освещены следующие вопросы:

5.3.1. Состояние запасов нефти, газа и компонентов, степень их разведанности; для компонентов также состояние запасов содержащего их газа или нефти.

    Для  гелия  должна  быть приведена характеристика соответствия
категорий  изученности  запасов  гелийсодержащих  газов; сведения,
характеризующие  достоверность данных, положенных в основу расчета
средней   гелиеносности,  принятой  для  подсчета  запасов  гелия.
Необходимо  также  привести  наименование  лабораторий,  в которых
выполнялись  химико-аналитические работы, а также  тех арбитражных
лабораторий,   в   которые   направлялись   пробы   на   анализ, и

относительное количество последних. Арбитражные лаборатории должны быть созданы в каждом ведомстве. При общей характеристике качества

газогелиевого  сырья необходимо указать преобладающее содержание в
составе  газов:  СН ; С Н ; С Н ; С Н  ; С Н   + высшие; N , СО  и
                   4   2 6   3 8   4 10   5 12            2    2
СО. Совершенно     необходимо    указать    содержание    Н S    и
                                                       2

сероорганических соединений (меркаптанов), если они присутствуют в

составе газов. Общая оценка качества  запасов  должна  вестись под
углом  зрения  выдачи рекомендаций   о   возможности   комплексной

переработки газогелиевого сырья.

5.3.2. Разделение разведанных запасов по стратиграфическим комплексам, глубинам, типам коллекторов, сернистости (содержание серы в нефти в %: малосернистые — до 0,5, сернистые 0,5 — 2, высокосернистые — более 2); плотности (менее 0,87 г/куб. см — легкие; 0,87 — 0,9 г/куб. см — средней плотности; более 0,9 г/куб. см — тяжелые нефти); вязкости (более 30 мПа х с — высоковязкие нефти) и проницаемости коллекторов, а также выделение запасов нефтей подгазовых залежей.

5.3.3. Разделение разведанных запасов по степени промышленного освоения с указанием запасов, находящихся в разработке, подготовленных для промышленного освоения, находящихся в разведке и консервации.

5.3.4. Характеристика обеспеченности нефтегазодобывающих предприятий разведанными запасами нефти (извлекаемыми), газа и конденсата (извлекаемыми). Должны быть охарактеризованы обеспеченность разведанными запасами действующих и строящихся предприятий по переработке конденсата, объемы переработки горючего газа с целью выделения из него этана, пропана, бутанов, гелия и других неуглеводородных компонентов. Если на каком-либо месторождении из общей добычи газа только часть подается на переработку на газохимический комплекс, то следует указать общий объем добычи газа, в том числе объем подачи на ГХК, объемы и коэффициенты извлечения из него этана, пропана, бутанов и неуглеводородных компонентов. По месторождениям, газ которых не подается на ГХК, необходимо указать, что газ и его углеводородные компоненты используются как топливо, без переработки.

5.4 В разделе 5.2.2 приводятся основные показатели работ в

натуральном   и  денежном  выражении  по  разведочному  (опорному,
параметрическому,   поисковому,   разведочному,   структурному)  и
эксплуатационному,  в  том  числе  с  разделением  на нефть и газ,

бурению. Кроме того, приводятся данные о выполненных геофизических

работах,  подготовке  структур  к  глубокому  бурению  и  о  вводе
площадей  и структур в глубокое бурение, а также о выводе структур

из глубокого бурения с указанием количества перспективных ресурсов кат. С , не подтвердившихся на них. В этом же разделе должен быть 3

показан  фактический  прирост  запасов нефти, газа и конденсата по
организации  в  целом  и  по  отдельным  месторождениям, приведены
сведения  о  том,  какие месторождения и залежи открыты в отчетном
году,  какое  количество площадей и перспективных ресурсов кат. С
                                                             3

на  них  переведены  в  запасы  кат.  С  и С , какие месторождения
                                       1    2

закончены разведкой и переданы для промышленного освоения.

В записке указывается раздельно, за счет какого вида бурения получен прирост запасов (разведочного или эксплуатационного).

Приводятся сведения о геолого-экономической эффективности работы предприятия: затраты на единицу подготовленных запасов в рублях, прирост запасов на один метр глубокого разведочного бурения, себестоимость добычи 1 т нефти (1000 куб. м газа).

5.5. В разделе 5.2.3 дается краткая характеристика каждого месторождения, включаемого в отчетный баланс запасов впервые, в том числе:

5.5.1. Наименование месторождения, расстояние до ближайших населенных пунктов, железнодорожных станций и нефтегазопроводов.

5.5.2. С какого времени известно месторождение, когда и кем оно открыто, когда и кем проводились геологоразведочные или другие работы.

5.5.3. Экономическая характеристика месторождения и района (особенность, транспортные условия, энергетические ресурсы и т.д.).

5.5.4. Геологическое строение района и месторождения (стратиграфия, литология и тектоника).

5.5.5. Характеристика нефтеносных и газоносных залежей (литологический состав, глубина залегания, дебит, режим, проницаемость, пластовое давление, температура, вязкость нефти и воды в пластовых условиях).

5.5.6 Степень разведанности месторождения; объем выполненных работ.

5.5.7. Физические свойства и химический состав нефти, газа и воды; характеристика конденсата (содержание в газе, содержание метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов, смол, асфальтенов, плотность, температура начала и конца кипения, коэффициент извлечения); характеризуя состав пластового газа, следует указать молярное процентное содержание метана, этана, пропана, изобутана, нормального бутана, пентанов и высших, азота, углекислого газа, сероводорода, сероорганических соединений (меркаптанов); изменение концентраций компонентов по площади и разрезу; состав отсепарированного газа; наименование лабораторий, где проводился анализ пластового газа. Для баланса запасов гелия сведения по газам горючим дополняются обоснованием подсчетных параметров средневзвешенных концентраций гелия, принятых при расчете запасов гелия. В частности, должно быть указано количество достоверных анализов с определением гелия, принятых при расчете средней гелиеносности газов по пластам, залежам. Необходимо указать также интервалы их колебаний, методы отбраковки и общий химический состав газов раздельно по залежам, пластам.

При наличии геохимической дисперсии в составе гелиеносных газов залежи должно быть охарактеризовано поле концентраций гелия и указаны возможные изменения концентраций гелия, а следовательно и его запасов в процессе разработки месторождения по принятой схеме разработки.

Для учета запасов гелия в растворенном газе следует отбирать достаточное количество глубинных проб, следить за их качеством, а также проводить сопоставление их с поверхностными пробами. При этом необходимо указать наименование лаборатории, выполнившей анализы, место проведения контрольных определений и их результаты.

Кроме того, должна быть представлена схема опробования газа на гелий, обосновано соответствие установленной категории запасов газа и гелия.

Если месторождение включается в баланс запасов гелия существенно позже, чем в баланс запасов газов горючих, то сведения о его гелиеносности должны быть дополнены краткой характеристикой его газоносности на основе данных, соответствующих по времени его учета как гелиевого.

Если в баланс запасов гелия включаются месторождения, не учтенные в балансе запасов газов горючих, например азотного газа, их описание должно идти с учетом перечня сведений, приведенных выше.

5.5.8. Дается обоснование метода подсчета запасов нефти и газа, выделения геологических и извлекаемых запасов, параметров, принимаемых при подсчете запасов (нефтегазоносной площади, эффективной нефтегазонасыщенной толщины, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, извлечения и др.), а также обоснование положения контактов нефть — газ — вода и категорий запасов, по которым в отчетном году впервые получен прирост.

В разделе отчета по приросту запасов свободного газа помимо обоснования подсчетных параметров приводятся также величины пластовых давлений, поправки на отклонение газов от идеальных и на температуру или результаты определения запасов газа методом снижения пластового давления. При этом следует указать, взяты параметры пласта по данным лабораторных, промыслово-геофизических определений или по аналогии с другими разрабатываемыми месторождениями.

5.5.9. Приводятся сведения о перспективах месторождения, в том числе о перспективах использования компонентов.

5.6. В разделе 5.2.4 даются пояснения к движению запасов нефти, газа и компонентов по каждому месторождению (залежи), которое было ранее включено в баланс запасов, по следующей схеме:

5.6.1 Новые данные о геологическом строении месторождения.

5.6.2. Характеристика выявленных или оконтуренных залежей нефти или газа, их протяженность, толщина, форма, характеристика пластов-коллекторов.

5.6.3. Характеристика изменения контуров ранее выявленных залежей в связи с проведенными разведочными работами.

5.6.4. Физические свойства и химический состав нефти, газа, конденсата и пластовой воды.

    5.6.5. Прирост запасов кат. С  и С  и перевод их в кат. А, В с
                                 1    2

указанием, за счет каких категорий этот перевод произведен.

5.6.6 Анализ изменения запасов кат. С по месторождениям.
                                      2
5.6.7 Анализ изменения перспективных ресурсов кат. С
                                                             3

перспективных площадей и не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений.

5.6.8. Анализ причин списания запасов по каждому месторождению (залежи) с приложением актов на списание, оформленных в установленном порядке.

5.6.9. Годовая добыча нефти, газа, компонентов; содержание компонентов (г/куб. м или %) в добываемых из пласта газе, нефти.

5.6.10. Характеристика потерь газа и компонентов; мероприятия, намечаемые для уменьшения потерь; указать технологические потери и технологическое использование.

5.6.11. Перспективы нефтегазоносности месторождения, перспективы комплексного использования попутных компонентов и дальнейшее направление геологоразведочных работ.

5.7. В разделе 5.2.5 приводятся основные направления геологоразведочных работ на следующий год и мероприятия, обеспечивающие прирост запасов (в том числе объемы геологоразведочных работ, распределение прироста запасов по месторождениям, площадям), а также наиболее полное использование выявленных ресурсов. Здесь же определяются задачи опробовательских работ по приросту запасов гелия и переводу в более высокие категории ранее выявленных запасов.

5.8 К отчетному балансу кроме пояснительной записки прилагаются:

5.8.1. Обзорная карта района, на которую наносятся все месторождения, перспективные площади и структуры; месторождения и площади, на которых проводятся геологоразведочные работы; месторождения и площади, по которым получен прирост запасов.

5.8.2. Подсчетные планы, составленные на структурной основе по кровле продуктивных пластов. На планы наносятся: все пробуренные скважины с выделением скважин отчетного года и скважин, находящихся в бурении и испытании; абсолютные испытания (нефть, газ, вода, дебиты), диаметр штуцера; контуры нефтегазоносности на начало и конец отчетного года; границы площадей нефтегазоносности и категории запасов на начало и конец отчетного года; все параметры пласта и запасы (в виде таблицы).

5.8.3. Диаграммы ГИС, обосновывающие прирост запасов, на которые наносится положение продуктивных пластов с указанием интервалов отбора керна, их границ, интервалов перфорации и результатов испытания (нефть, газ, вода, дебиты) и диаметры штуцера.

5.8.4. Для баланса запасов гелия прикладываются структурные карты, обосновывающие подсчет запасов гелиеносного газа и гелия, с указанием всех опробованных на гелий скважин и числа отобранных на них проб; таблицы результатов анализов на содержание гелия и наименования выполнивших их лабораторий. Приводится обоснование принятых средневзвешенных по запасам концентраций гелия по продуктивным горизонтам, пластам, залежам и месторождению в целом.

5.8.5. Ко всем балансам запасов должен быть приложен протокол заседания экспертной комиссии при нефтегазодобывающем предприятии по рассмотрению и принятию отчетных балансов нефти, газа и компонентов, а также прирост запасов за отчетных год <*>.

<*> Росгеолфонду направляются только графические приложения, указанные в п. 5.8.1 и п. 5.8.2.

6. ПОРЯДОК И СРОКИ РАССМОТРЕНИЯ ОТЧЕТНЫХ БАЛАНСОВ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОМПОНЕНТОВ ПО ФОРМЕ № 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. Залежи, на которые отсутствуют лицензии, передаются территориальному органу управления фондом недр в нераспределенный фонд.

6.5. Территориальные (региональные) органы управления государственным фондом недр составляют отчетные балансы по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нераспределенному фонду недр и не позднее 5 февраля высылают Роскомнедрам, Росгеолфонду и ТГФ.

6.6. Территориальные (региональные) органы управления фондом недр, имеющие в своем составе территориальные геологические фонды, представляют ежегодно годовые отчеты о геологических результатах проводимых работ федеральному органу управления фондом недр и Росгеолфонду до 15 февраля. Сводные территориальные балансы запасов нефти, газа и компонентов на бумажных или магнитных носителях по форме Государственного баланса запасов полезных ископаемых России с пояснительными записками направляются Росгеолфонду:

  • по нефти, газам горючим, конденсату, гелию, азоту, углекислому газу и битумам до 15 апреля;
  • по этану, пропану, бутанам и сере в нефтяных и газовых месторождениях до 15 мая.

6.7. Уполномоченный орган государственной экспертизы с участием представителей заинтересованных сторон рассматривает и утверждает представленные предприятиями:

  • материалы, обосновывающие прирост и перевод запасов нефти, газа и компонентов за отчетный год;
  • акты и другие необходимые материалы по обоснованию списания запасов;
  • годовые отчетные балансы запасов, составленные по форме № 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 с 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 Роскомнедрами.

РЕКОМЕНДАЦИИ О ПОРЯДКЕ ПЕРЕВОДА ЗАБАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И СОДЕРЖАЩИХСЯ В НИХ КОМПОНЕНТОВ В БАЛАНСОВЫЕ

1. Данные Рекомендации разработаны в соответствии с протоколом Межведомственного совещания при руководстве Роскомнедр от 28 июля 1995 г. и определяют основные принципы и порядок перевода забалансовых геологических запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов в балансовые (геологические и извлекаемые), а также учета этих изменений в форме федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), утвержденной Госкомстатом России 22.07.96, № 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 залежами близрасположенных месторождений.

3. Забалансовые запасы растворенного в нефти газа переводятся в соответствующие категории балансовых (только извлекаемых) запасов в соответствии с КИН, принятым для нефти, а свободного газа — непосредственным переводом без изменения количества запасов по каждой категории, т.к. коэффициент извлечения свободного газа в настоящее время принят равным единице.

4. Забалансовые запасы нефти месторождений или частей месторождений, залежей или частей залежей, расположенных в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, искусства и культуры и т.д., переводятся в балансовые (геологические и извлекаемые) по соответствующим категориям с использованием КИН, принятого органом государственной экспертизы запасов полезных ископаемых для основной залежи с балансовыми запасами, либо по аналогии с однотипными залежами рядом расположенных месторождений.

Забалансовые (геологические) запасы растворенного в нефти газа и свободного газа по этим объектам переводятся в балансовые (извлекаемые) запасы в соответствии с порядком, указанным в п. 3.

5. Забалансовые запасы компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, азота, углекислого газа) переводятся в балансовые в соответствии с принципами, указанными в п. п. 2 - 4 для полезных ископаемых, содержащих эти компоненты. При этом решение вопроса о балансовой принадлежности запасов гелия принимается отдельно согласно действующей Инструкции.

6.  <a id="p100417"></a>Перевод забалансовых запасов в балансовые (геологические и

извлекаемые)  отражается  со  знаком  "+"  в графе 10 (переоценка)
формы  N  6-гр  раздельно  по категориям А, В, С  и С . При этом в
                                                1    2

форме № 6-гр отдельной строкой в числе суммарных балансовых запасов по месторождению или залежи в целом указывается количество запасов по соответствующим категориям, относящихся к перечисленным в п. 4 зонам.

7. Степень освоения запасов остается той же, что и для забалансовых. На разрабатываемых месторождениях запасы залежей, переведенных из забалансовых в балансовые, но не введенные в разработку, учитываются в форме № 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.