Постановление Госкомстата России от 29.05.1996 № 44

(ред. от 11.08.2016)

«Об утверждении инструкций по заполнению форм федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин»

(вместе с «Инструкцией по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией газовых скважин (форма № 2-ТЭК (газ))», «Инструкцией по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин (форма № 1-ТЭК (нефть))»)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО СТАТИСТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 29 мая 1996 г. № 44

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИЙ ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ НЕФТЯНЫХ

1. Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин:

Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин (форма № 1-ТЭК (нефть));

Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией газовых скважин (форма № 2-ТЭК (газ)).

Указанные Инструкции вводятся в действие с отчета за 1996 год.

2. С введением указанных Инструкций отменить действие на территории Российской Федерации Инструкции к составлению полугодового и годового отчетов по эксплуатации нефтяных скважин (по формам: № 2-ТЭК (нефть), № 1-ТЭК (нефть)), утвержденной Миннефтепромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 11 июля 1988 года и Инструкции по составлению отчета по эксплуатации газовых скважин (форма № 2-ТЭК (газ)), утвержденной Мингазпромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 24 мая 1989 года.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМЫ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ФОРМА № 2-ТЭК (ГАЗ))

1. Статистическую информацию по эксплуатации газовых скважин по форме № 2-ТЭК (газ) представляют юридические лица, имеющие на своем балансе газовые скважины, независимо от того, на каком месторождении они расположены: на газовом, газоконденсатном или нефтегазовом (газовые шапки), а также юридические лица, добывающие природный газ из приобщенных горизонтов нефтяных скважин. Данные представляются в сроки и адреса, указанные на бланке формы.

2. Отчет, представляемый юридическим лицом по форме № 2-ТЭК (газ), подписывается его руководителем, который несет персональную ответственность за достоверность представляемых сведений.

Раздел I. Добыча газа и попутной нефти

4. Показатели этого раздела характеризуют объем добычи природного газа, время эксплуатации газовых скважин, их производительность, а также число скважин, дающих продукцию на конец отчетного периода с одновременным распределением по категориям скважин (старые, в т.ч. перешедшие с прошлого года и восстановленные из бездействия, и новые). В этом же разделе приводится количество попутной нефти, добытой в процессе эксплуатации газовых скважин.

5. Объем добычи природного газа определяется по валовому выпуску. Добыча газа учитывается в тысячах кубических метров при температуре +20 °C и давлении 760 мм ртутного столба независимо от теплотворной способности газа.

6. Все показатели первого раздела учитываются только по скважинам, принятым на баланс основной деятельности и введенным в эксплуатацию.

Добыча природного газа из приобщенных газовых горизонтов нефтяных скважин также вписывается в отчет отдельной строкой, так как сами нефтяные скважины и время их работы должны учитываться в отчете по эксплуатации нефтяных скважин по форме № 1-ТЭК (нефть).

7. Показатели работы каждой скважины в течение отчетного года должны учитываться только по одной из двух категорий скважин: старые и новые.

Перевод скважины отчетного года из одной категории в другую производиться не может, хотя скважина может находиться в течение года в разных категориях эксплуатационного фонда: действующих, бездействующих и в освоении; скважина может выбыть из эксплуатационного фонда в законсервированные, контрольные, ликвидированные или, наоборот, перейти из этих категорий в эксплуатационный фонд.

8. К категории старых скважин относятся скважины, которые впервые введены в эксплуатацию на газ в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года. Старые скважины подразделяются на две категории: перешедшие с прошлого года и восстановленные из бездействия.

9. К категории перешедших с прошлого года относятся все те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде.

При восстановлении скважин, остановленных в декабре предыдущего года и введенных в отчетном году в эксплуатацию, показатели их работы учитываются по категории перешедших с прошлого года независимо от продолжительности простоя в течение отчетного года. Отнесение их к категории перешедших с прошлого года связано с тем, что на 1 января отчетного года они находились в действующем фонде. По вводу скважин из бездействия с прошлых лет такие скважины не учитываются.

10. К категории восстановленных из бездействия относятся только те старые скважины, которые введены в отчетном году в эксплуатацию из бездействия с прошлых лет, т.е. те скважины, которые в прошлые годы уже эксплуатировались на газ, но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года либо находились в бездействующем фонде, либо вообще были исключены из эксплуатационного фонда газовых скважин.

К восстановленным из бездействия относятся также скважины, переведенные для эксплуатации на газ из числа нефтяных, контрольных, законсервированных или ликвидированных при условии, что эти скважины ранее уже эксплуатировались на природный газ и были остановлены до 1 декабря предыдущего года.

11. К категории новых скважин относятся скважины, введенные в эксплуатацию на природный газ, т.е. принятые от буровых организаций в отчетном периоде;

скважины, введенные из освоения после бурения с прошлых лет, т.е. находящиеся на начало отчетного года в эксплуатационном фонде газовых скважин в группе «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения»;

скважины, переведенные из фонда нефтяных, контрольных, законсервированных или ликвидированных, если эти скважины ранее на природный газ не эксплуатировались.

Все газовые скважины, отнесенные к категории новых, должны быть отражены в отчете как ввод новых скважин в разделе 111 «Ввод в действие газовых скважин».

12. Скважино-месяц — это условная единица измерения нахождения скважины в действующем фонде (числившиеся скважино-месяцы) или производительно отработанного скважиной времени эксплуатации (отработанные скважино-месяцы), равная 720 часам или 30 суткам независимо от фактического количества календарных дней в каждом месяце. При этом величина 720 часов является среднемесячным числом календарных часов в месяце и служит для сопоставимости средних дебитов по месяцам, имеющим различное число календарных дней.

13. Скважино-месяцы числившиеся определяются, исходя из данных ежемесячного учета времени пребывания газовых скважин в действующем фонде, которое учитывается в скважино-часах.

Количество фактических скважино-месяцев, числившихся по каждой категории скважин, определяется путем деления всего календарного времени действующего фонда соответствующей группы скважин за отчетный период на 720, и результат показывается в отчете с одним десятичным знаком.

14. Скважино-месяцы отработанные определяются, исходя из данных ежемесячного учета времени эксплуатации газовых скважин, которое учитывается в скважино-часах.

Количество фактических скважино-месяцев, отработанных по каждой категории скважин, определяется путем деления времени эксплуатации соответствующей группы скважин за отчетный период на 720, и результат показывается в отчете с одни десятичным знаком.

15. По скважинам, в которых одновременно эксплуатируются на газ два объекта или более, время работы их в часах и скважино-месяцах учитывается по скважинам, а не по объектам, т.е. за каждые сутки работы такой скважины должно начисляться только 24 часа календарного времени. Среднемесячные дебиты такой скважины должны отражать суммарную производительность всех ее объектов, т.е. производительность всей скважины.

16. Средний дебит на отработанный скважино-месяц определяется делением суммарной добычи природного газа соответствующей категории скважин за отчетный период на количество скважино-месяцев, отработанных по той же категории скважин и показывается в отчете в целых числах.

17. К скважинам, дающим продукцию на конец отчетного периода, по каждой категории включаются только те скважины действующего фонда, которые давали газ на конец последнего дня отчетного периода. Итоговое количество скважин, дающих продукцию на конец отчетного периода, должно равняться числу скважин, указанному в IV разделе отчета «Фонд скважин на конец отчетного периода» по строке 063 «Итого дающие продукцию».

Раздел II. Баланс календарного времени эксплуатационного фонда газовых скважин (с начала года)

18. Состав показателей этого раздела характеризует общее (суммарное) время эксплуатации и простоев всех газовых скважин, в том числе введенных в эксплуатацию новых, пребывавших в течение отчетного периода в эксплуатационном фонде.

Данные о балансе календарного времени эксплуатационного фонда газовых скважин формируются на основе первичного учета, который должен вестись ежемесячно по каждой скважине с момента зачисления ее в эксплуатационный фонд и до момента выбытия из него. Учет ведется в скважино-часах, по 24 часа за каждые сутки пребывания скважины в эксплуатационном фонде.

19. Календарное время эксплуатационного фонда газовых скважин слагается из:

• календарного времени действующего фонда газовых скважин;
• календарного времени фонда газовых скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующих);
• календарного времени фонда газовых скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, принятых на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа.

Сумма времени по всем этим слагаемым должна равняться календарному времени эксплуатационного фонда за отчетный период.

20. Календарное время действующего фонда газовых скважин учитывается по каждой скважине с момента (дата и час) ввода ее в эксплуатацию до выбытия ее из действующего фонда в бездействующий или за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, контрольные и т.д.).

21. За полный календарный месяц пребывания скважины в действующем фонде должно учитываться соответственно 720, 744, 672 или 696 ч, в зависимости от числа дней в данном календарном месяце.

22. Скважины, дававшие газ и остановленные в одном месяце и вновь возвращенные в эксплуатацию в том же или в следующем месяце, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. Все календарное время за оба месяца по таким скважинам должно полностью учитываться в балансе календарного времени действующего фонда и распределяться по видам работ и простоев независимо от продолжительности простоя (более или менее 30 дней) и от числа дней эксплуатации в каждом месяце (по одному дню или более).

Например, скважина давала газ 1 марта, со 2 марта по 28 апреля стояла из-за ремонтных работ, с 29 апреля возвращена в эксплуатацию.

В этом случае на конец марта и апреля скважина числится в действующем фонде, и все календарное время этих месяцев полностью включается в баланс календарного времени действующего фонда, хотя скважина простояла подряд 58 дней. В балансе календарного времени действующего фонда по этой скважине будет показано (в часах):

Отчетный месяц	Время эксплуатации	Время простоев (ремонтные работы)	Все календарное время
Март	24	720	744
Апрель	48	672	720

23. По скважинам, в которых одновременно эксплуатируются на газ два или более объекта (одновременно-раздельная эксплуатация), календарное время действующего фонда учитывается не по объектам, а по скважине, т.е. за каждые сутки начисляется только 24 скважино-часа календарного времени.

Если один объект в скважине эксплуатируется на газ, а другой — на нефть, для нагнетания в пласт воды, газа или других целей, то по объекту, эксплуатирующемуся на газ, календарное время учитывается как по одной газовой скважине.

24. Календарное время действующего фонда газовых скважин включает в себя:

время эксплуатации скважин;

время проведения всех видов ремонтно-изоляционных работ в скважинах, время воздействия на призабойную зону скважин, ремонта и смены наземного и подземного эксплуатационного оборудования;

время проведения исследовательских, опытных и экспериментальных работ в газовых скважинах;

время проведения работ по ликвидации аварий с наземным и подземным оборудованием скважин;

время проведения работ по ликвидации на скважинах последствий стихийных бедствий;

время освоения скважин после проведения указанных работ;

время простоев газовых скважин независимо от их причин.

25. Время проведения всех видов ремонтных работ и работ по ликвидации аварий, время всех простоев газовых скважин включается в календарное время действующего фонда только в период нахождения газовых скважин в действующем фонде.

26. Из всего календарного времени действующего фонда газовых скважин в отчете отражается только время эксплуатации и время простоев.

27. Время эксплуатации — это время работы по извлечению из скважины газа при непрерывной эксплуатации.

28. Время простоев включает в себя время всех простоев газовых скважин независимо от причин простоя, т.е. простои скважин до начала или во время проведения всех видов ремонтных, исследовательских, опытных и экспериментальных работ, работ по ликвидации аварий, работ по ликвидации аварий с наземным и подземным оборудованием скважин, работ по ликвидации на скважинах последствий стихийных бедствий, отсутствие потребителя и т.д.

Сюда включаются также простои скважин в связи с ремонтом и остановкой (независимо от их причин) объектов сбора, подготовки и транспортировки газа.

29. Календарное время фонда газовых скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, учитывается ежемесячно по всем скважинам, пребывавшим в течение месяца в этом фонде, с момента перевода их в этот фонд до момента выбытия из него независимо от характера работ, проводившихся в скважинах, и причин их простоя.

При этом под «последним месяцем отчетного периода» следует понимать последний месяц при ежемесячном учете фонда, а не последний месяц года, по которому представляется отчет.

30. Календарное время фонда газовых скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд), учитывается:

либо с момента выбытия скважины из действующего фонда, т.е. с 1 числа того месяца отчетного года, в котором скважина полностью простояла и не эксплуатировалась ни одного дня и который непосредственно следует за месяцем остановки скважины;

либо с момента возврата скважины в газовый фонд из числа контрольных, законсервированных и т.п. при условии, что скважина ранее уже эксплуатировалась на газ;

либо с 1 января отчетного года, если до 1 января скважина уже выбыла из действующего фонда.

Моментом выбытия скважины из фонда скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, является:

либо дата ввода скважины в эксплуатацию;

либо дата перевода скважины за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, в ликвидацию, в контрольные и т.п.), оформленная соответствующими документами.

31. Календарное время фонда газовых скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, учитывается ежемесячно по всем газовым скважинам, находившимся в течение месяца в эксплуатационном фонде в группе «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения» с момента зачисления в этот фонд до момента выбытия из него независимо от характера работ, проводившихся в скважинах, и причин их простоя.

Календарное время фонда газовых скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, учитывается:

с момента принятия газовых скважин от буровых организаций на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа и зачисления в этот фонд;

с 1 января отчетного года, если до 1 января скважина уже находилась в этом фонде.

Моментом выбытия скважины из фонда скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения, является:

либо дата ввода скважины в эксплуатацию;

либо дата перевода скважины за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, контрольные и т.п.), оформленная соответствующими документами.

32. Скважины, принятые от буровых организаций и предназначенные для эксплуатации на техническую воду, контрольные и т.п., к эксплуатационному фонду газовых скважин не относятся, и время их освоения в этот раздел не включается.

33. Время освоения ранее эксплуатировавшихся на газ скважин после проведения в них исследовательских, ремонтно-изоляционных работ или работ по ликвидации аварий и т.п. в календарное время освоения и ожидания освоения после бурения не включается, а учитывается соответственно в календарном времени действующего фонда газовых скважин или в календарном времени фонда газовых скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода.

34. Календарное время эксплуатационного фонда новых газовых скважин приводится только по новым газовым скважинам, введенным в эксплуатацию в отчетном периоде с начала года.

35. По скважинам, принятым из бурения в эксплуатационной фонд (в группу «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения») и не введенным в эксплуатацию в отчетном периоде, календарное время по строке «в том числе новых» приводится только после ввода их в эксплуатацию.

Например (пример условный):

скважина № 1 принята в эксплуатационный фонд 20 декабря предыдущего года, введена в эксплуатацию 10 января отчетного года, весь февраль давала продукцию, весь март (с 1 по 31) простаивала, с апреля дает продукцию;

скважина № 2 принята в эксплуатационный фонд 10 января и введена в эксплуатацию 20 марта текущего года.

В этих случаях в балансе календарного времени эксплуатационного фонда по строке «в том числе новых» по этим скважинам должно быть показано (в часах):

Отчетный месяц, № скважины	Календарное время эксплуатационного фонда	Календарное время действующего фонда	Календарное время скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода	Календарное время скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения
январь
№ 1	744	528	-	216
№ 2 февраль	-	-	-	-
№ 1	672	672	-	-
№ 2 март	-	-	-	-
№ 1 № 2 апрель	744 1944	- 288	744 -	- 1656
№ 1	744	744	-	-
№ 2	744	744	-	-

Раздел III. Ввод в действие газовых скважин за отчетный год (включая газоконденсатные)

В разделе приводятся данные о вводе новых скважин из бурения, консервации и других фондов, а также ввод скважин из бездействия с прошлых лет.

36. Вводом новых газовых скважин в эксплуатацию следует считать момент, когда принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа (газового конденсата), и зачисленная в эксплуатационный фонд газовая скважина освоена и подключена к промысловому газосборному коллектору, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию для добычи природного газа. С этого момента скважина находится в действующем фонде, и ведется ежесуточный учет показателей ее работы в документах первичного учета.

37. К газовым скважинам, введенным в эксплуатацию из бездействия, относятся те скважины, которые в отчетном периоде восстановлены из бездействия с прошлых лет, т.е. только те скважины, которые в прошлые годы эксплуатировались на газ, но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в бездействующем фонде.

Скважины, введенные в эксплуатацию на газ из фонда нефтяных, контрольных, законсервированных, ликвидированных и т.п. относятся к скважинам, введенным из бездействия только в том случае, если прошлые годы они уже эксплуатировались на газ и были остановлены до 1 декабря предыдущего года.

Газовые скважины, которые были остановлены в декабре предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в действующем фонде, а также скважины, выбывшие в бездействующий фонд в отчетном году, не учитываются при вводе их в эксплуатацию по строке 046 «Введенные из бездействия» независимо от продолжительности простоя в течение отчетного года.

38. При вводе в эксплуатацию скважин, в которых одновременно эксплуатируются объекты разного назначения (один — на газ, другой — для нагнетания в пласт рабочего агента), показывается ввод одной скважины — только газовой.

39. Из общего количества введенных в эксплуатацию новых газовых скважин выделяются скважины, принятые на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа (газового конденсата), из разведочного бурения в отчетном периоде или в предыдущие годы и введенные в эксплуатацию в отчетном году.

Раздел IV. Фонд скважин на конец отчетного периода

40. Состав показателей этого раздела характеризует наличие и состояние фонда скважин на конец отчетного года. В нем отражается весь фонд газовых скважин, числящихся на балансе юридического лица, осуществляющего добычу газа независимо от того, на каком месторождении они расположены: на газовом, газоконденсатном или нефтегазовом (газовые шапки), а также число скважин, принятых из бурения и из нефтяного фонда.

Учет фонда скважин по назначению и состоянию ведется ежемесячно на основе документов первичного учета: суточных рапортов о работе и простоев скважин, актов о принятии скважин на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа, и о вводе их в эксплуатацию, документов о консервации и ликвидации скважин и т.п. По окончании каждого месяца эти документы обобщаются, и фиксируется состояние всех скважин на конец месяца.

При составлении отчета по форме 2-ТЭК (газ) данные ежемесячного учета группируются в соответствии с показателями формы статистического наблюдения.

Скважины, в которых одновременно эксплуатируются два или более объектов, учитываются в соответствующем эксплуатационном фонде как одна скважина.

41. Эксплуатационный фонд газовых скважин подразделяется на три группы:

• действующие;
• не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующие);
• осваиваемые и ожидающие освоения после бурения.

Сумма этих трех групп скважин должна быть равна эксплуатационному фонду газовых скважин.

42. К действующим скважинам относятся газовые скважины, которые давали продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней эксплуатации в этом месяце.

Действующие скважины в свою очередь подразделяются на две группы:

• дающие продукцию (газ, газовый конденсат или попутную нефть);
• остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших продукцию в этом месяце.

43. К скважинам, дающим газ, газовый конденсат или попутную нефть, следует относить те скважины, которые на конец последнего дня отчетного периода давали продукцию.

44. К скважинам, остановленным в последнем месяце отчетного периода, следует относить те простаивающие скважины, которые давали продукцию в этом месяце (хотя бы несколько часов), но на конец последнего дня отчетного периода простаивали по любой причине: из-за ремонтных работ, ликвидации аварий, проведения опытно-экспериментальных или исследовательских работ, из-за отключения электроэнергии, отсутствия потребителя и др.

45. К скважинам, не дававшим продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд), следует относить газовые скважины, не дававшие газ, газовый конденсат в течение всего этого календарного месяца и более.

46. Находящимися в освоении и ожидании освоения после бурения следует считать продуктивные скважины, принятые на баланс юридического лица, ведущего добычу газа и газового конденсата, от буровых и геолого-разведочных организаций и зачисленные в эксплуатационный фонд газовых скважин для последующей эксплуатации на природный газ, по которым на конец отчетного периода еще не оформлены акты о вводе в эксплуатацию, независимо от цели бурения скважин (эксплуатационные, разведочные).

Скважины, переведенные из фонда нагнетательных, контрольных, законсервированных, ликвидированных и других в эксплуатационный фонд газовых скважин и находящиеся на конец отчетного периода в освоении, показываются по строке 067 «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения» только в том случае, если ранее они никогда на газ не эксплуатировались.

Скважины, эксплуатировавшиеся ранее на газ и находящиеся на конец отчетного периода в освоении или ожидании освоения после проведения в них ремонтно-изоляционных, опытно-исследовательских, аварийных или других восстановительных работ, в этой группе не показываются, а учитываются в бездействующем фонде соответственно по строке 066 «Не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд)».

Газовые скважины, принятые юридическим лицом, ведущим добычу газа и газового конденсата, от буровых организаций и с момента принятия оформленные в консервацию, в число осваиваемых и ожидающих освоения не включаются (в течение всего периода консервации).

47. Из общего количества скважин, находящихся на конец отчетного периода в освоении и ожидании освоения, выделяются скважины, находящиеся в работах по освоению. К ним относятся скважины, в которых в последний день отчетного периода велись работы по освоению или они находились в простое в период проведения этих работ.

48. В группу «Находящиеся в консервации» следует включать те скважины, на которые имеется разрешение о консервации, оформленное в соответствии с действующим положением о консервации.

В этой группе показываются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причины консервации: газовые, контрольные и т.д., включая скважины, принятые от буровых организаций.

Если после окончания срока консервации скважина не подлежит ликвидации, она должна быть переведена в соответствующий эксплуатационный фонд в зависимости от ее назначения.

49. «Контрольными» (пьезометрическими, наблюдательными) следует считать скважины, которые используются специально для измерения, контроля и наблюдения за продвижением контурных вод, за изменением давления в пласте и т.п. В этой группе показывается весь фонд контрольных скважин (действующие, бездействующие, находящиеся в освоении и в ожидании освоения).

50. В группу «Находящиеся в ожидании ликвидации» следует включать те скважины, решение о ликвидации которых принято и согласовано с соответствующими юридическими лицами, а также те скважины, в которых на конец отчетного периода проводятся работы по ликвидации.

51. В группу «Прочие» включаются все остальные скважины, находящиеся на балансе юридического лица, ведущего добычу газа (газового конденсата), и не вошедшие в предыдущие группы фонда скважин, например, поглощающие для сброса сточных вод.

52. В группу «Ликвидированные после эксплуатации» следует включать все эксплуатировавшиеся ранее и ликвидированные с начала разработки газовых месторождений скважины, ликвидация которых оформлена в соответствии с действующим положением о порядке ликвидации газовых скважин и списании затрат на их сооружение, и на которых закончены все ликвидационные работы.

53. В группу «Ликвидированные после бурения» следует включать все эксплуатационные и разведочные скважины, не бывшие в эксплуатации и ликвидированные после бурения (включая технически неудачные, а также скважины, ликвидированные в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации и консервации нефтяных и газовых скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России 19 августа 1994 г. № 51), за все время существования юридического лица на площадях:

разрабатываемых;

прекращенных разработкой;

находящихся в разведке;

прекращенных разведкой.

Сюда же включаются и ликвидированные после бурения скважины, находящиеся на площадях, принятых от Роскомнедр и других организаций.

Все эти скважины должны быть закреплены за юридическим лицом, ведущим добычу газа и газового конденсата. В отдельных случаях, когда юридическое лицо не может учесть все ликвидированные разведочные скважины, учет этих скважин должно вести акционерное общество (объединение). В сводном отчете акционерного общества (объединения) число ликвидированных после бурения скважин в этом случае должно показываться дробью: в числителе — по сумме данных юридического лица, осуществляющего добычу газа (газового конденсата), в знаменателе — весь фонд ликвидированных после бурения скважин.

54. Общий фонд скважин определяется как сумма эксплуатационного фонда скважин и скважин, находящихся в консервации, контрольных, находящихся в ожидании ликвидации, прочих, ликвидированных после эксплуатации и бурения.

При правильном учете общий фонд скважин на конец отчетного периода должен быть равен сумме общего фонда скважин на начало отчетного года и числа скважин, принятых в течение отчетного периода из бурения и нефтяного фонда.

Если в течение отчетного периода газовые скважины были приняты от других юридических лиц, ведущих добычу газа и газового конденсата, и ведомств, или, наоборот, переданы другим юридическим лицам, ведущим добычу газа (газового конденсата), и ведомствам, а также в нефтяной фонд, то это число скважин для обеспечения проверки общего фонда скважин должно быть показано в соответствующем примечании.

55. В строке «Принято скважин из бурения с начала года» показываются все скважины, независимо от даты окончания цикла их строительства, цели бурения (эксплуатационные, разведочные), назначения и состояния скважин (продуктивные, контрольные, сухие, законсервированные, ликвидированные, законченные и незаконченные строительством), принятые в течение отчетного года от всех буровых и геологоразведочных организаций, независимо от их подчиненности.

Этот показатель необходим для контроля общего фонда всех скважин юридического лица, ведущего добычу газа (газового конденсата), акционерного общества, объединения.

56. В количество скважин, принятых из нефтяного фонда, включаются все нефтяные скважины независимо от их назначения (эксплуатационные, контрольные, законсервированные, ликвидированные и т.п.), переведенные в газовый фонд.

Сюда включаются также нефтяные скважины независимо от их назначения, поступившие на баланс юридического лица, ведущего добычу газа (газового конденсата), от других организаций.

Раздел V. Применение современных методов воздействия на пласт за отчетный год

57. Показатели этого раздела характеризуют объемы и эффективность проведенных в отчетном году работ по искусственному воздействию на пласт на разрабатываемых месторождениях методами поддержания пластового давления.

По строке «Закачка отбензиненного природного газа в пласт при сайклинг-процессе» следует показывать дробь, в числителе которой приводится весь объем закаченного газа, а в знаменателе — объем газа, который подается из пласта в пласт методом перетока.

58. По строке «Добыча газового конденсата из пластов с применением сайклинг-процесса» показывается сумма объемов фактической добычи за год по всем объектам (месторождение, участок, площадь, пласт), разрабатываемым в отчетном году с применением указанного метода).

59. По строке «Прирост добычи газового конденсата за счет применения сайклинг-процесса» следует показывать объем прироста, определяемый геологической службой юридического лица, ведущего добычу газового конденсата, расчетным путем.

Прирост добычи газового конденсата показывается в расчете на отчетный год по сравнению с вариантом разработки объекта без применения данного метода воздействия на пласт.

При этом объем добычи газового конденсата из пластов, разрабатываемых с применением сайклинг-процесса, не должен превышать объема добычи юридического лица в целом, показанного в разделе VI «Ресурсы и добыча газового конденсата».

Раздел VI. Ресурсы и добыча газового конденсата

60. Состав показателей этого раздела характеризует фактические объемы ресурсов газового конденсата, его добычи и потери.

Заполняют показатели данного раздела те юридические лица, на балансе которых имеются действующие газоконденсатные скважины, учитываемые в разделе IV «Фонд скважин на конец отчетного года».

61. По строке «Добыча газа из газоконденсатных скважин» показывается фактическая добыча газа из газоконденсатных скважин.

В том случае, если юридическое лицо эксплуатирует только газоконденсатные скважины, то объем добычи газа, приведенный в этом разделе, должен быть равен объему добычи, показанному в разделе I «Добыча газа» по строке 005 гр. 1.

62. По строке «Ресурсы газового конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении» показываются ресурсы стабильного газового конденсата (С5+) в извлекаемом на поверхность газе при текущем пластовом давлении. Величина ресурсов показывается одной строкой и рассчитывается путем умножения данных строки «Добыча газа из газоконденсатных скважин» на текущее потенциальное средневзвешенное содержание стабильного конденсата в газе, извлекаемом из пласта.

Текущее средневзвешенное потенциальное содержание конденсата определяется по данным научно-исследовательских изысканий по каждому месторождению в соответствии с действующим порядком, доведенным РАО «Газпром».

Текущее средневзвешенное содержание конденсата определяется по состоянию на 1 мая каждого года для планирования добычи конденсата на будущий год и утверждается руководством акционерного общества (объединения).

63. По строке «Конденсат, подлежащий извлечению из газа» показывается:

а) по юридическим лицам, применяющим на месторождениях открытую систему сбора и подготовки конденсата к транспортированию, — та часть ресурсов углеводородов (С5+), которая может быть извлечена из добываемого газа при соблюдении утвержденного проектного технологического режима. Ее величина определяется умножением данных строки «Добыча газа из газоконденсатных скважин» на удельный выход стабильного конденсата.

Удельный выход стабильного конденсата при существующей технологической схеме (режиме) по каждому месторождению определяется ежегодно в I квартале научно-исследовательскими изысканиями совместно с акционерными обществами (объединениями) и утверждается РАО «Газпром».

Показатель «Конденсат, подлежащий извлечению из газа» является расчетным и может использоваться для оценки работы юридического лица при сравнении с показателем «Добыча газового конденсата»;

б) по юридическим лицам, применяющим на месторождениях закрытую систему сбора газового конденсата, показывается дробь, в числителе которой — количество нестабильного конденсата, в знаменателе — количество углеводородов (С5+), содержащихся в нестабильном конденсате, которое определяется так же, как и при открытой системе сбора газового конденсата. Величина числителя определяется делением количества стабильного газового конденсата (С5+) на коэффициент усадки, рассчитанный по указанной выше Инструкции.

Объем конденсата, подлежащего извлечению из газа, определяется в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 на точку росы по углеводородам газа, подаваемого в газопровод».

64. По строке «Технологические потери ресурсов газового конденсата (нормируемые)» учитываются нормируемые потери только углеводородов (С5+) на промысловых установках и приводятся в виде дроби, числитель которой — фактические потери конденсата, знаменатель — потери по установленным нормам (т.е. максимальные потери, которые могли быть списаны по установленным нормам).

Фактически потери учитываются как потери ресурсов, отражаемых по строке 094 и не входящих в добычу газового конденсата.

Нормативы технологических потерь стабильного конденсата при его добыче утверждаются РАО «Газпром» в установленном порядке.

65. По строке «Добыча газового конденсата» показывается:

а) по юридическим лицам, применяющим на месторождениях открытую систему сбора газового конденсата — объем стабильного конденсата, количество которого определяется по показаниям приборов;

б) по юридическим лицам, применяющим на месторождениях закрытую систему сбора газового конденсата, — дробь, в числителе которой указывается количество нестабильного конденсата, в знаменателе — количество стабильного конденсата (С5+), содержащегося в нестабильном конденсате.

В объем добычи включается конденсат, израсходованный на собственные нужды нефтегазопромыслов.

Величина добычи нестабильного конденсата определяется контрольными приборами, а стабильного — исходя из материального баланса по фактическому коэффициенту усадки.

Юридические лица, имеющие в своем составе производства, доизвлекающие газовый конденсат, в сводных отчетах по форме 2-ТЭК (газ) суммируют в числителе данные о добыче нестабильного газового конденсата, полученного из месторождений с закрытой системой сбора газового конденсата, с данными о доизвлечении нестабильного конденсата, а в знаменателе — данные о добыче стабильного конденсата с данными о доизвлечении стабильного конденсата.

В сводной отчетности акционерных обществ (объединений), осуществляющих добычу стабильного и нестабильного газового конденсата на разных месторождениях, общий объем добычи конденсата показывается двумя строками: в числителе суммируется добыча нестабильного конденсата из месторождений с закрытой системой сбора газового конденсата со стабильным конденсатом, добытым на месторождениях с открытой системой сбора газового конденсата; в знаменателе суммируются данные о добыче стабильного конденсата из месторождений с закрытой и открытой системой сбора газоконденсата. Эти акционерные общества (объединения) таким же образом заполняют сводную отчетность по строке 093 «Конденсат, подлежащий извлечению из газа».

Сводный отчет в целом по РАО «Газпром» составляется аналогичным образом.

66. Степень извлечения газового конденсата (процент извлечения) определяется путем деления данных строки «Добыча газового конденсата» на данные строки «Ресурсы газового конденсата в добываемом газе».

Раздел VII. Движение газа с начала года

67. Этот раздел представляет собой баланс газа юридического лица, ведущего добычу газа, где величина приходной части (строка 113 = строке 111 «Добыто» + строка 112 «Поступило от других предприятий и организаций») должна равняться величине расходной части (строка «114 „Расход на производственно-технические нужды“ + строка 117 „Потери при очистке, осушке и транспортировке газа + строка 118 „Сдано — всего“).»

68. По строке «Расход на производственно-технические нужды» показывается расход своего и покупного газа на нужды добычи самого юридического лица, осуществляющего добычу газа, а именно: расход на топливо для промысловых котельных, печей, установок по подготовке газа; расход на закачку в пласт для поддержания пластового давления, для сайклинг-процесса; расход для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин и т.п.

69. По строке «Потери при очистке, осушке и транспортировке газа» в числителе показываются все технологические потери: при очистке и осушке газа, при транспортировке газа по собственным газопроводам промысла. Все случаи потерь оформляются соответствующими актами.

70. Настоящая Инструкция вводится в действие с отчета за 1996 год.

С введением настоящей Инструкции отменяется действие на территории Российской Федерации Инструкции по составлению отчета по эксплуатации газовых скважин (форма № 2-ТЭК (газ)), утвержденной Мингазпромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 24 мая 1989 года.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМЫ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ НЕФТЯНЫХ

1. Статистическую информацию по эксплуатации нефтяных скважин по форме № 1-ТЭК (нефть) представляют юридические лица, ведущие добычу нефти, попутного газа и газового конденсата. Данные представляются в сроки и адреса, указанные на бланке формы.

2. Формирование отчетных показателей добычи нефти, скважино — месяцев числившихся и отработанных, фонда скважин и извлеченной из них жидкости должно вестись на основе данных первичного учета раздельно по каждому способу эксплуатации и категории скважин.

3. Отчет, представляемый юридическим лицом по форме № 1-ТЭК (нефть), подписывается его руководителем, который несет персональную ответственность за достоверность представляемых сведений.

Раздел I. Добыча нефти

4. Показатели этого раздела характеризуют объем добычи нефти, а также время эксплуатации нефтяных скважин; число скважин, дающих продукцию; их производительность и объем извлеченной из них жидкости за отчетный период с распределением по способам эксплуатации (насосный, компрессорный, включая бескомпрессорный газлифт, фонтанный и прочие) и категориям скважин (старые, в том числе перешедшие с прошлого года, новые).

5. К насосному способу относятся скважины, эксплуатируемые посредством электропогружных, штанговых и гидропоршневых насосов всех конструкций.

Скважины, эксплуатируемые посредством струйных насосов, относятся к прочим способам добычи.

6. К компрессорному способу относятся скважины, эксплуатируемые посредством нагнетания в них сжатого газа или воздуха (компрессорный газлифт и эрлифт).

7. К способу бескомпрессорного газлифта относятся скважины, эксплуатируемые посредством нагнетания в них природного газа из других скважин под собственным (естественным) пластовым давлением. Показатели по компрессорному и бескомпрессорному газлифту и эрлифту объединяются и показываются вместе.

8. К фонтанному способу относятся скважины, эксплуатируемые путем их естественного фонтанирования за счет использования энергии пласта.

9. К прочим способам относятся скважины, эксплуатируемые тартанием свабами, желонками. Сюда также относятся скважины, эксплуатируемые посредством струйных насосов, и пр.

10. При переводе скважин в течение отчетного года из одного способа эксплуатации в другой отчетные данные по всем показателям раздела, за исключением «числа скважин, дающих продукцию на конец отчетного периода», показываются соответственно по каждому способу за период фактической эксплуатации скважин данным способом.

Скважины, дающие продукцию на конец отчетного периода, показываются по последнему способу их эксплуатации, применяемому на конец отчетного периода.

11. Показатели работы каждой нефтяной скважины в течение всего отчетного года должны учитываться только по одной из двух категорий: старые и новые.

Перевод скважины отчетного года из одной категории в другую производиться не может, хотя скважина может находиться в течение года в разных категориях эксплуатационного фонда: действующих, бездействующих, находящихся в освоении; скважина может выбыть из эксплуатационного фонда в законсервированные, контрольные, ликвидированные или, наоборот, перейти из этих категорий в эксплуатационный фонд.

12. К категориям старых скважин относятся скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года.

13. К категории перешедших с прошлого года относятся все те скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде.

14. К категории новых скважин относятся:

скважины, введенные из бурения отчетного года, т.е. принятые от буровых организаций в отчетном году;

скважины, введенные из освоения после бурения с прошлых лет, т.е. находившиеся на начало отчетного года в эксплуатационном фонде нефтяных скважин в группе «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения»;

скважины, переведенные из фонда газовых, контрольных, нагнетательных, законсервированных или ликвидированных при условии, что эти скважины ранее не эксплуатировались на нефть.

Все нефтяные скважины, отнесенные к категории новых, должны быть отражены в отчете как ввод новых скважин.

15. К добытой шахтной, попутной и случайной нефти относится нефть, добытая из шахт в процессе эксплуатационного и разведочного бурения, испытания и освоения скважин, а также из газовых скважин (попутная).

(п. 15 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

16. К добыче нефти при опробовании разведочных скважин относится нефть, добытая в процессе испытания и освоения разведочных скважин.

(п. 16 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

17. Амбарная и ловушечная нефть повторно в объем добычи нефти не включается.

18. Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. Массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Количество добытой нефти субъектом хозяйственной деятельности определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. Применяемый метод подлежит утверждению в учетной политике субъекта хозяйственной деятельности.

(п. 18 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

19. Скважино-месяц — это условная единица измерения времени пребывания скважины в действующем фонде (числившиеся скважино-месяцы) или производительно отработанного скважиной времени эксплуатации (отработанные скважино-месяцы), равная 720 часам, или 30 суткам независимо от фактического числа календарных дней в каждом месяце.

20. Скважино-месяцы числившиеся определяются исходя из данных ежемесячного учета времени пребывания нефтяных скважин в действующем фонде, которое учитывается в скважино-часах.

Число фактических скважино-месяцев, числившихся по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин, определяется путем деления всего календарного времени действующего фонда скважин соответствующей группы за отчетный период на 720, и результат показывается с одним десятичным знаком.

21. Скважино-месяцы отработанные определяются исходя из данных ежемесячного учета времени эксплуатации нефтяных скважин, которое учитывается в скважино-часах.

Число фактических скважино-месяцев, отработанных по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин, определяется путем деления времени эксплуатации скважин соответствующей группы за отчетный период на 720, и результат показывается с одним десятичным знаком.

22. Средний дебит на отработанный скважино-месяц за отчетный период рассчитывается путем деления суммарной добычи нефти в тоннах на число скважино-месяцев, отработанных по соответствующей группе скважин, и показывается с одним десятичным знаком.

23. К скважинам, дающим продукцию на конец отчетного периода по каждому способу эксплуатации и категории скважин, относятся только те скважины действующего фонда, которые давали нефть на конец последнего дня отчетного года, включая скважины, находившиеся на накоплении жидкости (при режиме периодической эксплуатации).

24. Объем извлеченной из скважин жидкости за отчетный период по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин определяется исходя из данных суточных замеров дебитов эксплуатируемых скважин.

Количество извлеченной жидкости учитывается в полном объеме, включая нефть, воду, соли и механические примеси, и показывается в тоннах, в целых числах.

25. По скважинам, в которых одновременно эксплуатируются на нефть два объекта или более, время работы в часах и скважино — месяцах учитывается по скважинам, а не по объектам, т.е. за каждые сутки работы такой скважины должно начисляться только 24 ч календарного времени. Среднемесячные дебиты такой скважины должны отражать суммарную производительность всех ее объектов, т.е. производительность всей скважины.

В случаях, когда объекты эксплуатируются разными способами, все показатели по такой скважине следует относить к тому способу эксплуатации, который дает наибольший удельный вес добычи нефти.

Если один объект в скважине эксплуатируется как нефтяной, а другой — как газовый или для нагнетания воды, газа, воздуха в пласт и других целей, то в этом разделе все показатели по объекту, дающему нефть, учитываются как по одной нефтяной скважине.

Раздел II. Баланс календарного времени фонда нефтяных скважин

26. Состав показателей этого раздела характеризует общее (суммарное) время эксплуатации и простоев всех нефтяных скважин и в том числе введенных в эксплуатацию новых.

Данные о балансе календарного времени эксплуатационного фонда нефтяных скважин формируются на основе первичного учета, который должен вестись ежемесячно по каждой скважине с момента зачисления ее в эксплуатационный фонд и до момента выбытия из него. Учет ведется в скважино-часах, по 24 ч за каждые сутки пребывания скважины в эксплуатационном фонде.

27. Календарное время эксплуатационного фонда нефтяных скважин слагается из:

календарного времени действующего фонда нефтяных скважин;

календарного времени фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода при помесячном учете времени работы и простоев скважин (бездействующих);

календарного времени фонда нефтяных скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, принятых на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти.

Сумма времени по всем этим слагаемым должна равняться календарному времени эксплуатационного фонда за отчетный период.

28. Календарное время действующего фонда нефтяных скважин учитывается по каждой скважине с момента (дата и час) ввода ее в эксплуатацию до выбытия ее из действующего фонда в бездействующий или за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, нагнетательные, контрольные и т.д.).

29. За полный календарный месяц (но не скважино-месяц) пребывания скважины в действующем фонде должно учитываться соответственно 720, 744, 672 или 696 ч, в зависимости от числа дней в данном календарном месяце.

30. Скважины, дававшие нефть и остановленные в одном месяце и вновь возвращенные в эксплуатацию в том же или в следующем месяце, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. Все календарное время за оба эти месяца по таким скважинам должно полностью учитываться в балансе календарного времени действующего фонда и распределяться по видам работ и простоев, независимо от продолжительности простоя (более или менее 30 дней) и от числа дней эксплуатации в каждом месяце (по одному дню или более).

Например, скважина давала нефть 1 марта, со 2 марта по 28 апреля стояла из-за ремонтных работ, с 29 апреля возвращена в эксплуатацию.

В этом случае на конец марта и апреля скважина числится в действующем фонде, и все календарное время этих месяцев полностью включается в баланс календарного времени действующего фонда, хотя скважина простояла подряд 58 дней. В балансе календарного времени действующего фонда по этой скважине будет показано (в часах):

Отчетный месяц	Время эксплуатации	Время простоев (ремонтные работы)	Календарное время действующего фонда
Март	24	720	744
Апрель	48	672	720

31. По скважинам, в которых одновременно эксплуатируются на нефть два или более объекта (одновременно-раздельная эксплуатация), календарное время действующего фонда учитывается не по объектам, а по скважине, т.е. за каждые сутки начисляется только 24 скважино-часа календарного времени.

Если один объект в скважине эксплуатируется на нефть, а другой — на газ или для нагнетания в пласт воды, газа и других целей, то по объекту, эксплуатирующемуся на нефть, календарное время учитывается как по одной нефтяной скважине.

32. Календарное время действующего фонда нефтяных скважин включает в себя:

время эксплуатации нефтяных скважин;

время проведения всех видов ремонтно-изоляционных работ в скважинах, время воздействия на призабойную зону скважин, ремонта и смены наземного и подземного эксплуатационного оборудования;

время проведения исследовательских, опытных и экспериментальных работ в нефтяных скважинах;

время проведения работ по ликвидации аварий с наземным и подземным оборудованием скважин;

время проведения работ по ликвидации на скважинах последствий стихийных бедствий;

время освоения скважин после проведения указанных работ;

время простоев нефтяных скважин независимо от их причин.

33. Время проведения всех видов ремонтных работ и работ по ликвидации аварий, время всех простоев нефтяных скважин включается в календарное время действующего фонда только в период пребывания нефтяных скважин в действующем фонде.

34. Из всего календарного времени действующего фонда нефтяных скважин в отчете отражается только: время эксплуатации и время простоев.

35. Время эксплуатации включает в себя время работы по извлечению из скважин нефти (жидкости) и время накопления жидкости при работе скважины на режиме периодической эксплуатации.

36. Время простоев включает в себя время всех простоев нефтяных скважин независимо от причин простоя, т.е. простои скважин до начала или во время проведения всех видов ремонтных, исследовательских, опытных и экспериментальных работ, работ по ликвидации аварий с наземным и подземным оборудованием скважин, работ по ликвидации на скважинах последствий стихийных бедствий, отсутствия потребителя, а также простои скважин в связи с ремонтом и остановкой (независимо от их причин) объектов сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти и газа и др.

37. Календарное время фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, учитывается ежемесячно по всем скважинам, пребывавшим в течение месяца в этом фонде, с момента перевода их в этот фонд до момента выбытия из него независимо от характера работ, проводившихся в скважинах и причин их простоя.

При этом под «последним месяцем отчетного периода» следует понимать последний месяц при ежемесячном учете фонда, а не последний месяц, по которому представляется отчет.

38. Календарное время фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, учитывается:

либо с момента выбытия скважины из действующего фонда, т.е. с 1 числа того месяца отчетного года, в котором скважина полностью простояла и не эксплуатировалась ни одного дня и который непосредственно следует за месяцем остановки скважины;

либо с момента ввода скважины в нефтяной фонд из числа нагнетательных, контрольных, законсервированных и т.п. при условии, что скважина ранее уже эксплуатировалась на нефть;

либо с 1 января отчетного года, если до 1 января скважина уже выбыла из действующего фонда.

Моментом выбытия скважины из фонда скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, является:

либо дата ввода скважины в эксплуатацию;

либо дата перевода скважины за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, в ликвидацию, в нагнетательные, контрольные и т.п.), оформленная соответствующими документами.

39. Календарное время фонда нефтяных скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, учитывается ежемесячно по всем нефтяным скважинам, пребывавшим в течение месяца в эксплуатационном фонде в группе «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения» с момента зачисления в этот фонд до момента выбытия из него, независимо от характера работ, проводившихся в скважинах, и причин их простоя.

Календарное время фонда нефтяных скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения учитывается:

либо с момента принятия нефтяных скважин от буровых организаций на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти и зачисления в этот фонд;

либо с 1 января отчетного года, если до 1 января скважина уже находилась в этом фонде.

Моментом выбытия скважин из фонда скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения, является:

либо дата ввода скважины в эксплуатацию;

либо дата перевода скважины за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, в нагнетательные, контрольные и т.п.), оформленная соответствующими документами.

40. Скважины, принятые от буровых организаций и предназначенные для эксплуатации на йодобромную и техническую воду как нагнетательные, контрольные и т.п., к эксплуатационному фонду нефтяных скважин не относятся, и время их освоения в этот раздел не включается.

41. Время освоения ранее эксплуатировавшихся на нефть скважин после проведения в них исследовательских, ремонтно-изоляционных работ или работ по ликвидации аварий и т.п. в календарное время освоения и ожидания освоения после бурения не включается, а учитывается соответственно либо в календарном времени действующего фонда нефтяных скважин, либо в календарном времени фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода.

42. Календарное время эксплуатационного фонда новых нефтяных скважин приводится только по новым нефтяным скважинам, введенным в эксплуатацию в отчетном периоде с начала года.

43. По скважинам, принятым из бурения в эксплуатационной фонд (в группу «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения») и не введенным в эксплуатацию в отчетном периоде, календарное время по строке «в том числе новых» приводится только после ввода их в эксплуатацию.

Например (пример условный):

скважина № 1 принята в эксплуатационный фонд 20 декабря предыдущего года, введена в эксплуатацию 10 января отчетного года, весь февраль давала продукцию, весь март (с 1 по 31) простаивала, с апреля дает продукцию;

скважина № 2 принята в эксплуатационный фонд 10 января и введена в эксплуатацию 20 марта текущего года.

В этих случаях в балансе календарного времени эксплуатационного фонда по строке «в том числе новых» по этим скважинам должно быть показано (в часах):

Отчетный месяц, № скважины	Календарное время эксплуатационного фонда	Календарное время действующего фонда	Календарное время скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода	Календарное время скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения
январь
№ 1	744	528	-	216
№ 2 февраль	-	-	-	-
№ 1	672	672	-	-
№ 2 март	-	-	-	-
№ 1 № 2 апрель	744 1944	- 288	744 -	- 1656
№ 1	720	720	-	-
№ 2 и т.д.	720	720	-	-

Раздел III. Ввод в действие скважин

44. В этом разделе приводятся данные о фактическом числе введенных в эксплуатацию новых и бездействовавших с прошлых лет нефтяных скважин и новых нагнетательных скважин за год.

45. Вводом новых скважин в эксплуатацию следует считать:

для нефтяных скважин — момент, когда принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти и зачисленная в эксплуатационный фонд нефтяная скважина освоена, подключена к промысловому нефтесборному коллектору, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию для добычи нефти. С этого момента скважина находится в действующем фонде, и ведется ежесуточный учет показателей ее работы в документах первичного учета;

для нагнетательных скважин — момент, когда скважина, принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, и зачисленная в эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, освоена, подключена к соответствующим сооружениям, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию по приему рабочего агента (для поддержания пластового давления или для других методов повышения нефтеотдачи пластов). С этого момента скважина находится в действующем фонде нагнетательных скважин и ведется ежесуточный учет показателей ее работы в документах первичного учета.

46. Из общего количества введенных в эксплуатацию новых нефтяных скважин выделяются скважины, принятые на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, из разведочного бурения в отчетном году или в предыдущие годы и введенные в эксплуатацию в отчетном периоде.

47. К нефтяным скважинам, введенным в эксплуатацию из бездействия, относятся те скважины, которые в отчетном периоде восстановлены из бездействия с прошлых лет, т.е. только те скважины, которые в прошлые годы эксплуатировались на нефть, но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в бездействующем фонде.

Скважины, введенные в эксплуатацию на нефть из фонда газовых, нагнетательных, контрольных, законсервированных, ликвидированных и т.п. относятся к скважинам, введенным из бездействия только в том случае, если в прошлые годы они эксплуатировались на нефть, были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в бездействующем фонде нефтяных скважин.

Нефтяные скважины, остановленные в декабре предыдущего года и на 1 января отчетного года находившиеся в действующем фонде, а также нефтяные скважины, выбывшие в бездействующий фонд в отчетном году, после ввода их в эксплуатацию в данном отчете не показываются как введенные из бездействия, независимо от продолжительности бездействия в течение отчетного года.

48. Из общего числа введенных в эксплуатацию новых нагнетательных скважин выделяются скважины, введенные в эксплуатацию после отработки на нефть. К ним следует относить скважины, которые в соответствии с проектом бурились как нагнетательные, но после бурения введены в отчетном году во временную эксплуатацию на нефть (как нефтяные), а затем в этом же году переведены в нагнетательные.

Скважины, переведенные в отчетном году в нагнетательные из числа введенных во временную эксплуатацию на нефть (как нефтяные) в предыдущие годы, сюда не включаются.

49. При вводе в эксплуатацию скважины, в которой одновременно эксплуатируются объекты разного назначения (один — на нефть, другой — на газ или для нагнетания в пласт рабочего агента), в этом разделе показывается ввод одной скважины — только нефтяной.

Раздел IV. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с применением методов искусственного воздействия на пласт

50. Показатели этого раздела характеризуют объемы и эффективность проведенных в отчетном году работ по искусственному воздействию на пласт на разрабатываемых нефтяных месторождениях методами поддержания пластового давления (законтурного, внутриконтурного, площадного, очагового, барьерного и др.) путем закачки в пласт воды, а также с применением физико-химических и термических методов увеличения нефтеизвлечения.

51. По строке «Закачка воды» следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением методов поддержания пластового давления (законтурного, внутриконтурного и др.), включая гидродинамические методы и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

52. К гидродинамическим методам воздействия относятся нестационарное (циклическое) заводнение, заводнение с изменением направления фильтрации потоков, форсированный отбор жидкости и оптимизация перепадов давления, барьерное и площадные системы заводнения на газонефтяных залежах, ступенчато-термальное заводнение. Сюда следует относить также вовлечение в разработку непланируемых запасов путем разделения объектов, бурения дополнительных скважин и усиления системы заводнения.

53. По строке «Новые методы» следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением физико — химических и термических методов увеличения нефтеизвлечения и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

54. По строке «Физико-химические» следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением физико — химических методов, и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

К физико-химическим методам относится закачка в пласт ПАВ и композиций на их основе, полимеров, щелочи, серной кислоты, двуокиси углерода, пенных систем и других вытесняющих агентов.

Сюда следует относить закачку в пласт углеводородного газа, а также закачку широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которая используется как подушка для закачки газа высокого давления.

55. По строке «термические» следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением термических методов, и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

К термическим методам относится закачка в пласт горячей воды, пара высокого давления, внутрипластовое горение (ВВГ) и другие методы теплового воздействия на пласт в целях увеличения его нефтеотдачи.

56. Объем добычи нефти с применением методов искусственного воздействия на пласт по каждому методу (закачка воды и в том числе гидродинамические методы, физико-химические, термические) определяется как сумма объемов фактической добычи нефти за год по всем объектам (месторождение, участок, площадь, пласт), разрабатываемым в отчетном году с применением соответствующего метода, независимо от величины полученного эффекта.

В случаях, когда на одном объекте применяются два или более метода искусственного воздействия на пласт (например, закачка воды и физико-химические методы), фактический объем добычи нефти по методам искусственного воздействия на пласт распределяется геологической службой юридического лица, осуществляющего добычу нефти расчетным путем.

При этом объем добычи нефти из пластов, разрабатываемых с применением закачки воды и новых методов увеличения нефтеизвлечения, должен быть равен объему добычи, приведенному по строке «Всего», и не должен превышать объема добычи нефти юридическим лицом в целом.

57. Увеличение (прирост) добычи нефти за счет применения методов искусственного воздействия на пласт по каждому методу определяется геологической службой юридического лица, осуществляющего добычу нефти, расчетным путем по соответствующим методикам.

Прирост добычи нефти показывается в расчете на отчетный год по сравнению с вариантом разработки объекта без применения данного метода воздействия на пласт.

Раздел V. Фонд скважин на конец отчетного периода

58. Состав показателей этого раздела характеризует наличие и состояние фонда скважин на конец отчетного периода, а также число скважин, принятых из бурения и из газового фонда за период с начала года. В нем отражается весь фонд скважин, числившихся на балансе юридического лица, осуществляющего добычу нефти, по всем нефтяным месторождениям (кроме газовых скважин) на конец отчетного периода. В этом же разделе приводится число скважин, ликвидированных после эксплуатации и непосредственно после бурения (эксплуатационного и разведочного), находящихся в ожидании ликвидации и др.

Скважины нефтяных месторождений, эксплуатируемые только на газ, а также скважины газовых и газоконденсатных месторождений в отчете по форме № 1-ТЭК (нефть) не учитываются.

Учет фонда скважин по назначению и состоянию ведется ежемесячно на основе документов первичного учета: суточных рапортов о работе и простое скважин, актов о принятии скважин на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, и о вводе их в эксплуатацию, документов о консервации и ликвидации скважин и т.п. По окончании каждого месяца эти документы обобщаются и фиксируется состояние всех скважин на конец месяца.

При составлении отчета по форме № 1-ТЭК (нефть) данные ежемесячного учета группируются в соответствии с показателями этой формы.

Скважины, в которых одновременно эксплуатируются для одной цели (для добычи нефти или для закачки в пласт рабочего агента) два или более объекта, учитываются в соответствующем эксплуатационном фонде как одна скважина.

Скважины, в которых объекты одновременно эксплуатируются для разных целей (для добычи нефти и для добычи газа или для добычи нефти и для закачки в пласт рабочего агента), учитываются только в эксплуатационном фонде нефтяных скважин как одна скважина.

59. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин подразделяется на три основные группы:

действующие;

не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующие);

осваиваемые и ожидающие освоения после бурения.

Сумма этих трех групп скважин должна быть равна эксплуатационному фонду нефтяных скважин.

60. К действующим скважинам относятся нефтяные скважины, которые давали продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней эксплуатации в этом месяце.

Действующие скважины в свою очередь подразделяются на две группы:

дающие нефть и газ;

остановленные в последнем месяце отчетного полугодия из числа давших добычу в этом месяце.

61. К скважинам, дающим нефть и попутный газ, следует относить те скважины, которые на конец последнего дня отчетного периода давали нефть и попутный газ или только нефть, включая скважины, находившиеся на накоплении жидкости (при режиме периодической эксплуатации).

62. К скважинам, остановленным в последнем месяце отчетного периода, следует относить те скважины, которые давали продукцию в этом месяце (хотя бы несколько часов), а на конец последнего дня отчетного периода простаивали по любой причине: из-за ремонтных работ, ликвидации аварий, проведения опытно-экспериментальных или исследовательских работ, из-за отключения электроэнергии, отсутствия потребителя и др.

63. К скважинам, не дававшим продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд), следует относить нефтяные скважины, не дававшие нефть в течение всего этого календарного месяца.

64. К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, следует относить продуктивные скважины, принятые на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, от буровых организаций и зачисленные в эксплуатационный фонд нефтяных скважин для последующей эксплуатации на нефть, по которым на конец отчетного периода еще не оформлены акты о вводе в эксплуатацию.

Скважины, переведенные из фонда нагнетательных, контрольных, законсервированных, ликвидированных и других в эксплуатационный фонд нефтяных скважин и находящиеся на конец отчетного периода в освоении, показываются по строке «Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения» только в том случае, если ранее они никогда на нефть не эксплуатировались.

Скважины, переведенные из других категорий, эксплуатировавшиеся ранее на нефть и находящиеся на конец отчетного периода в освоении или ожидании освоения после проведения в них ремонтно-изоляционных, опытно-исследовательских, и других восстановительных работ, в этой группе не показываются, а учитываются в бездействующем фонде соответственно по строке «Не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд)».

Нефтяные скважины, принятые юридическим лицом, осуществляющим добычу нефти, от буровых организаций и с момента принятия оформленные в консервацию, в число осваиваемых и ожидающих освоения в течение всего периода консервации не включаются.

65. Из общего числа скважин, находящихся на конец отчетного периода в освоении и ожидании освоения, выделяются скважины, находящиеся в работах по освоению. К ним относятся скважины, в которых в последний день отчетного периода велись работы по освоению, или они находились в простое в период проведения этих работ.

66. Из всего эксплуатационного фонда нефтяных скважин выделяются телемеханизированные скважины, т.е. все нефтяные скважины, обеспеченные контролем дебита через телемеханизированные измерительные установки, независимо от состояния самих скважин — действующие, простаивающие, бездействующие.

67. В группе «Водозаборные и дающие йодобромную и техническую воду» показывается весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и с прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании.

В эту группу следует включать как специально пробуренные, так и старые, полностью обводнившиеся нефтяные скважины, вода из которых используется для нужд бурения, для капитального ремонта скважин, поддержания пластового давления, осуществления других методов интенсификации добычи нефти и прочих промышленных нужд, а также скважины, вода из которых используется органами здравоохранения для лечебно-профилактических и санитарно-гигиенических целей, при условии, что эти скважины находятся на балансе юридического лица, осуществляющего добычу нефти.

68. Скважины, находящиеся на балансе жилищно-коммунальных организаций (управлений, отделов), организаций бытового обслуживания (бани, прачечные и т.п.) и профилакториев, в отчетах по форме № 1-ТЭК (нефть) не показываются.

Колодцы, предназначенные для отбора подрусловой речной воды (так называемые «подрусловые скважины»), вне зависимости от целей использования этой воды в отчетах по форме № 1-ТЭК (нефть) не показываются.

69. В группе «Нагнетательные» показывается весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и с прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании.

Нагнетательными скважинами следует считать скважины, предназначенные для нагнетания в них рабочего агента (воды, газа, воздуха, пара, ПАВ и т.д.) в целях осуществления поддержания пластового давления в нефтяных месторождениях или других методов интенсификации добычи нефти.

70. Действующими следует считать те скважины, которые работали на конец последнего дня отчетного периода, т.е. принимали рабочий агент, а также те простаивающие скважины, которые работали в последнем месяце отчетного периода (хотя бы несколько часов), т.е. действующие нагнетательные скважины определяются по той же методике, как и действующие нефтяные скважины.

Сюда относятся также нагнетательные скважины, участвующие в циклической закачке и находящиеся в технологическом простое, при условии, что они не требуют ремонта.

71. По показателю «Контрольные» приводится весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании.

Контрольными (пьезометрическими, наблюдательными) следует считать скважины, которые используются специально для измерения, контроля и наблюдения за продвижением контурных вод, за изменением давления в пласте, за взаимодействием эксплуатирующихся и нагнетательных скважин и т.п. Нефтяные скважины, простаивающие из-за высокого газового фактора и по другим причинам, в число контрольных не включаются.

72. По показателю «Поглощающие скважины для сброса сточных вод и прочие» приводится весь эксплуатационных фонд этих скважин, как действующих, так и простаивающих.

Поглощающими следует считать все скважины, через которые производится сброс в непродуктивные горизонты сточных вод, загрязненных промышленными и бытовыми отходами, независимо от первоначального использования (назначения) этих скважин.

Прочими следует считать все остальные скважины юридического лица, осуществляющего добычу нефти, используемые для производственных целей и не относящиеся к эксплуатационному фонду нефтяных, водозаборных, дающих йодобромную и техническую воду, нагнетательных, контрольных и поглощающих.

73. По показателю «Находящиеся в консервации» включаются те скважины, на которые имеется разрешение о консервации, оформленное в соответствии с действующим положением.

В этой группе показываются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причины консервации: нефтяные, водозаборные, нагнетательные, контрольные и т.д., включая скважины, принятые от буровых организаций в состоянии консервации или законсервированные с момента принятия их от буровых организаций.

Если после окончания срока консервации скважина не подлежит ликвидации, она должна быть переведена в соответствующий эксплуатационный фонд в зависимости от ее назначения.

74. Из числа находящихся в консервации выделяются в том числе нефтяные скважины, на которые имеется разрешение о консервации, оформленное в соответствии с действующим положением.

75. В показатель «Находящиеся в ожидании ликвидации» следует включать скважины, решение о ликвидации которых принято и согласовано с соответствующими организациями, а также те скважины, в которых на конец отчетного периода проводятся работы по ликвидации.

76. В показатель «Ликвидированные после эксплуатации» следует включать все эксплуатировавшиеся ранее и ликвидированные с начала разработки нефтяных месторождений скважины, ликвидация которых оформлена в соответствии с действующим положением о порядке ликвидации нефтяных и газовых скважин и списании затрат на их сооружение, и на которых закончены все ликвидационные работы.

77. В показатель «Ликвидированные после бурения» следует включать все эксплуатационные и разведочные скважины, не бывшие в эксплуатации и ликвидированные после бурения (включая технически неудачные, а также скважины, ликвидированные в соответствии с инструкцией о порядке ликвидации и консервации нефтяных и газовых скважин, и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России 19 августа 1994 г. № 51), за все время существования юридического лица, осуществляющего добычу нефти:

на разрабатываемых площадях;

площадях, прекращенных разработкой;

площадях, находящихся в разведке;

площадях, прекращенных разведкой.

Сюда же включаются и ликвидированные после бурения скважины, находящиеся на площадях, принятых Роскомнедрами и другими организациями.

В отдельных случаях, когда юридическое лицо, осуществляющее добычу нефти, не может учесть все ликвидированные разведочные скважины, учет этих скважин должно вести акционерное общество (объединение). В сводном отчете акционерного общества (объединения) число ликвидированных после бурения скважин в этом случае должно показываться дробью: в числителе — по сумме данных юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, в знаменателе — весь фонд ликвидированных после бурения скважин.

78. Общий фонд скважин определяется как сумма эксплуатационных фондов скважин всех назначений, а также законсервированных, ожидающих ликвидации и ликвидированных после эксплуатации и бурения.

При правильном учете общий фонд скважин на конец отчетного периода должен быть равен сумме общего фонда скважин на начало отчетного года и числа скважин, принятых в течение отчетного периода из бурения и газового фонда.

Если в течение отчетного периода были приняты скважины от других юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, или, наоборот, были переданы другим юридическим лицам, а также в газовый фонд, то это число скважин должно быть показано в соответствующем примечании для обеспечения проверки общего фонда скважин.

79. По строке «Принято скважин из бурения с начала года» показываются все скважины, принятые юридическим лицом, осуществляющим добычу нефти, в течение отчетного периода от всех буровых организаций систем Минтопэнерго России, Роскомнедр и других организаций и зачисленные либо в соответствующий эксплуатационный фонд по своему назначению, либо оформленные в консервацию, ожидающие ликвидации и ликвидированные после бурения (включая технически неудачные), а также скважины, ликвидированные в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации нефтяных и газовых скважина и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России 19 августа 1994 г. № 51.

Принятыми из бурения являются все скважины, по которым соответствующие акты (приемки — сдачи, о ликвидации и т.п.) оформлены в отчетном периоде.

80. В число скважин, принятых из газового фонда, включаются все газовые скважины независимо от их назначения (эксплуатационный фонд газовых скважин, контрольные, законсервированные, ликвидированные и т.п.), переведенные в нефтяной фонд из газового фонда.

Сюда включаются также газовые скважины независимо от их назначения, поступившие на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, от других юридических лиц.

81. Показатели этой справки характеризуют движение (изменение) эксплуатационного фонда нефтяных скважин в отчетном году. Число скважин, прибывших в эксплуатационный фонд нефтяных скважин и выбывших из него, за отчетный год определяется как сумма месячных движений скважин.

Кратковременные переводы скважин внутри одного месяца учитывать не следует.

82. К скважинам, прибывшим в эксплуатационный фонд нефтяных скважин, относятся все скважины, зачисленные в отчетном году в эксплуатационный фонд нефтяных скважин из числа принятых от всех буровых организаций систем Минтопэнерго России, Роскомнедр и других организаций, из других фондов (групп) скважин (газовых, водозаборных, нагнетательных, контрольных, поглощающих, находящихся в консервации и ожидании ликвидации, ликвидированных), а также от других юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, и ведомств.

83. К скважинам, выбывшим из эксплуатационного фонда нефтяных скважин, относятся все скважины, переведенные в отчетном году в другие фонды (группы) скважин (газовые, водозаборные, нагнетательные, контрольные, поглощающие, находящиеся в консервации и ожидании ликвидации, ликвидированные), а также переданные другим юридическим лицам, осуществляющим добычу нефти, и ведомствам.

Раздел VI. Ресурсы и добыча нефтяного (попутного) газа

84. Состав показателей этого раздела характеризует фактические объемы извлеченного вместе с нефтью нефтяного (попутного) газа (ресурсы), его использование, а также газ, сожженный в факелах.

Все данные приводятся за год в целом, в тысячах кубических метров, в целых числах.

85. Объем извлеченного на поверхность растворенного в нефти попутного газа (ресурсы) определяются расчетным путем по каждому объекту разработки и месторождению, исходя из количества добытой нефти и газовых факторов, определяемых в соответствии с действующей инструкцией.

86. Добыча нефтяного (попутного) газа определяется по объему фактической его реализации за отчетный период и слагается:

из расхода собственного газа на нужды промысла;

технических потерь собственного газа при очистке, осушке и транспортировке;

сдачи собственного газа газоперерабатывающим заводам, организациям РАО «Газпром», прочим внешним потребителям, бурению и прочим своим организациям.

87. В объем добычи нефтяного (попутного) газа не включаются:

природный газ, закачиваемый в скважину как рабочий агент для газлифтной (эрлифтной) эксплуатации и извлекаемый вместе с нефтью. Этот объем природного газа в случае его добычи данным юридическим лицом учитывается в отчете по форме № 2-ТЭК (газ);

нефтяной газ, сожженный в факелах.

88. В графе «Расход газа на собственные нужды разработки месторождения» показывается фактический расход нефтяного (попутного) газа непосредственно:

• на нужды энергетических установок (используемого как топливо газомоторных, газотурбинных и иных установок, для промысловых котельных и печей);

- на технологические нужды, предусмотренные проектным решением разработки месторождения (для установок для подготовки нефти, на закачку в пласт для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов и расхода газа (не улавливаемого) как рабочего агента при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин и др.).

(п. 88 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

89. В графе «Технологические потери при добыче газа» показываются технологические потери нефтяного (попутного) газа, технологически связанные с принятой схемой и технологией месторождения.

(п. 89 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

90. В графе «Сожжено в факелах» показывается количество нефтяного (попутного) газа, сожженного в факелах. Его количество определяется средствами измерения и регистрации.

(п. 90 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

Раздел VII. Движения нефти (включая газовый конденсат)

91. Этот раздел представляет собой баланс нефти юридического лица, осуществляющего добычу нефти (газового конденсата), где величина приходной части (остаток на начало отчетного года + добыто + поступило от других организаций) должна равняться величине расходной части (расход на производственно-технические нужды + потери + сдано — всего + остаток на начало отчетного года).

92. По строке «Добыто» указывается количество добытой и учтенной субъектом хозяйственной деятельности нефти.

(п. 92 в ред. Приказа Росстата от 11.08.2016 № 414)

93. По строке «Расход на производственно-технические нужды» показывается расход цехами юридического лица, осуществляющего добычу нефти, своей и покупной нефти и газового конденсата непосредственно на нужды добычи за период с начала отчетного года, а именно: расход на топливо для промысловых котельных, печей, установок по подготовке нефти; безвозвратный расход на текущий (подземный) ремонт скважин; расход нефти промысловыми мастерскими, обслуживающими исключительно нужды добычи и т.п.

Нефть, израсходованная на нефтяные ванны, прогрев забоев горячей нефтью и т.п., извлекаемая из скважин после проведения операции, не должна учитываться как нефть, израсходованная на производственно-технические нужды.

Нефть, расходуемая на капитальный ремонт скважин, должны учитываться как товарная нефть, отпущенная своему цеху или управлению капитального ремонта скважин, и в расход на производственно-технические нужды не включается.

Нефть, израсходованная на нужды бурения, отпущенная жилищно — коммунальному хозяйству и другим непромышленным цехам, организациям и подразделениям юридического лица, осуществляющего добычу нефти, в расход на производственно-технические нужды также не включается.

94. По строке «Отпущено прочим своим предприятиям и организациям» показывается весь отпуск за период с начала отчетного года остальным организациям юридического лица, осуществляющего добычу нефти, неучтенный в строке «Расход на производственно-технические нужды» и «Отпущено бурению», а именно: управлению (цеху) капремонта скважин только для капитального ремонта скважин (расход на текущий подземный ремонт учитывается по строке «Расход на производственно-технические нужды»); жилищно — коммунальному хозяйству для отопления жилых домов, а также для бань, прачечных и т.п.; капитальному строительству; заводам и другим промышленным предприятиям своего объединения; транспорту и другим непромышленным цехам, организациям и подразделениям юридического лица, осуществляющего добычу нефти, и акционерного общества (объединения) (клуб, детский сад и т.п.).

В том случае, когда нефть или газовый конденсат поступают на газоперерабатывающий завод своего акционерного общества (объединения), в строке «Отпущено прочим своим предприятиям и организациям» включается только то количество нефти или газового конденсата, которое израсходовано газоперерабатывающим заводом на производственно-технические нужды или потеряно в процессе подготовки или переработки нефти или газового конденсата (т.е. осталось на заводе).

95. По строке «Потери — всего» показываются все нормируемые потери нефти и газового конденсата при сборе, транспортировке и подготовке. Списание потерь оформляется соответствующими актами.

96. По строке «Остаток нефти на конец отчетного периода» показываются все фактические остатки нефти и газового конденсата, в том числе и по вновь введенным в отчетном году нефтепроводам и емкостям.

Фактические остатки нефти у юридического лица, осуществляющего добычу нефти, на конец каждого отчетного периода определяются по данным замеров постоянной комиссией, назначаемой руководителем этого юридического лица.

При этом учитываются товарные, технологические и «мертвые» (немобильные) остатки нефти и газового конденсата.

Нефть, сданная другим организациям и находящаяся во вновь введенных емкостях юридического лица, осуществляющего добычу нефти, на ответственном хранении, в фактические остатки нефти по этому юридическому лицу не включается.

Раздел VIII. Подготовка нефти (включая газовый конденсат)

97. Показатели этого раздела характеризуют объемы поступившей на подготовку жидкости, подготовленной для сдачи потребителям нефти и потери нефти при подготовке.

Если газовый конденсат проходит подготовку одновременно с нефтью, его объем следует включать в соответствующие показатели этого раздела в зависимости от способа подготовки.

Сюда включается также нефть, поступившая на подготовку со стороны (от других юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, от АК «Транснефть» и от других организаций).

Все данные в разделе приводятся в целом за отчетный год, в тоннах, в целых числах.

98. По строке «Поступило жидкости на установки по подготовке нефти» следует показывать количество всей жидкости, прошедшей в течение отчетного года через технологические установки по подготовке нефти, как собственной добычи, так и поступившей со стороны (некондиционная сырая нефть, газовый конденсат).

В случаях, когда жидкость проходит последовательно через несколько технологических установок (две и более), по этой строке следует показывать объем жидкости, поступившей на первую установку.

99. По строке «Получено нефти с установок» следует показывать количество чистой нефти (нетто), полученной из жидкости, поступившей на установки по подготовке нефти.

В тех случаях, когда жидкость (сырая нефть) проходит через несколько технологических установок (две и более), по этой строке следует показывать то количество нефти, которое доведено до товарной кондиции и подлежит сдаче потребителям, т.е. не подвергается дальнейшей обработке.

Широкая фракция и нестабильный бензин, полученные при стабилизации нефти, сюда не включаются.

100. По строке «Подготовлено нефти другими способами (трубная деэмульсация, простой, отстой и др.» следует показывать то количество нефти (нетто), которое подготавливается для сдачи ее потребителям другими способами, и не подвергается дальнейшей обработке в специальных технологических установках.

Объемы нефти, прошедшие частичную деэмульсацию, по строке «Подготовлено нефти другими способами (трубная деэмульсация, простой, отстой и др.» не показываются.

101. По строке «Потери нефти при подготовке» следует показывать фактические потери нефти за год как при подготовке ее в специальных технологических установках, так и при подготовке другими способами.

Если на установки по подготовке нефти поступает сырье от сторонних организаций, то потери показываются дробью: в числителе — общие потери, т.е. потери при подготовке добытой нефти и поступившей со стороны, в знаменателе — потери при подготовке только нефти, поступившей со стороны.

102. Если добытая нефть после ее подготовки на установках этого же юридического лица повторно обрабатывается на установках другого юридического лица, но входящего в состав того же акционерного общества (объединения), что и юридическое лицо, начавшее подготовку этой нефти, то в отчете акционерного общества (объединения) следует показывать:

по строкам «Поступило жидкости на установки по подготовке нефти» и «Потери нефти при подготовке» общий (суммарный) — объем жидкости, поступившей на установки и общие потери нефти при ее подготовке;

по строке «Получено нефти с установок» — только то количество нефти, которое доведено до товарной кондиции и подлежит сдаче потребителям.

103. Настоящая Инструкция вводится в действие начиная с отчета за 1996 год.

С введением настоящей Инструкции отменяется действие на территории Российской Федерации Инструкции по составлению полугодового и годового отчетов по эксплуатации нефтяных скважин по формам № 2-ТЭК (нефть), № 1-ТЭК (нефть), утвержденной Миннефтепромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 11 июля 1988 года.

---