--- title: "Приказ Росстата от 18.01.2012 N 5" number: "5" issuer: "Федеральная служба государственной статистики" issued_on: 2012-01-18 status: утратил силу canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-5-2012-rosstat-federalnaya-sluzhba" --- ## Приказ Росстата от 18.01.2012 N 5 # Приказ Росстата от 18.01.2012 N 5 "Об утверждении статистического инструментария для организации Роснедрами федерального статистического наблюдения за состоянием и изменением запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти" > [!WARNING] > Документ утратил силу с отчета за 2016 год в связи с изданием [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-844-2016#p100007) Росстата от 21.12.2016 N 844, которым с этого же срока вводится новая [форма N 6-ГР](https://bukva.ai/docs/prikaz-844-2016#p100005). **МИНИСТЕРСТВО ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ** **ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАТИСТИКИ** ## ПРИКАЗ от 18 января 2012 г. N 5 **ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СТАТИСТИЧЕСКОГО ИНСТРУМЕНТАРИЯ** **ДЛЯ ОРГАНИЗАЦИИ РОСНЕДРАМИ ФЕДЕРАЛЬНОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО** **НАБЛЮДЕНИЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ И ИЗМЕНЕНИЕМ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА,** **КОНДЕНСАТА, ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ, СЕРЫ, ГЕЛИЯ, АЗОТА,**
**УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА, ПРИМЕСЕЙ ВАНАДИЯ И НИКЕЛЯ В НЕФТИ**
В соответствии с [п. 5.5](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-420-2008#p100032) Положения о Федеральной службе государственной статистики, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 2 июня 2008 г. N 420, и во исполнение Федерального [плана](https://bukva.ai/docs/rasporyazhenie-671-r-2008#p101424) статистических работ приказываю: 1. Утвердить представленную Федеральным агентством по недропользованию прилагаемую годовую форму федерального статистического наблюдения N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти" с [указаниями](#p100031) по ее заполнению для сбора и обработки данных в системе Роснедр и ввести ее в действие с отчета за 2011 год. 2. Установить предоставление данных по указанной в [п. 1](#p100006) настоящего приказа форме федерального статистического наблюдения по адресам и в сроки, установленные в форме. 3. С введением указанного в [п. 1](#p100006) настоящего приказа статистического инструментария признать утратившим силу Постановление Госкомстата России от 18.06.1999 N 44 с изменениями от 23.05.2002 N 124 и от 03.09.2002 N 173 в части утверждения формы федерального статистического наблюдения [N 6-гр](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-44-1999-goskomstat-rossii#p100005). Временно исполняющий обязанности руководителя Росстата **М.А.ДИАНОВ** | ФЕДЕРАЛЬНОЕ СТАТИСТИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ | | --- | | КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ ГАРАНТИРУЕТСЯ ПОЛУЧАТЕЛЕМ ИНФОРМАЦИИ | | --- | ```text ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Нарушение порядка представления статистической информации, а равно │ │ представление недостоверной статистической информации влечет │ │ ответственность, установленную статьей 13.19 Кодекса Российской │ │ Федерации об административных правонарушениях от 30.12.2001 N 195-ФЗ, │ │ а также статьей 3 Закона Российской Федерации от 13.05.92 N 2761-1 "Об │ │ ответственности за нарушение порядка представления государственной │ │ статистической отчетности" │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ``` | ВОЗМОЖНО ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ | | --- | ```text ┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ СВЕДЕНИЯ О СОСТОЯНИИ И ИЗМЕНЕНИИ ЗАПАСОВ │ │ нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, │ │ углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти │ │ за 20__ г. │ └─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ```
Предоставляют:Сроки предоставленияФорма N 6-ГР
пользователи недр - субъекты предпринимательской деятельности, в том числе участники простого товарищества, юридические лица, ведущие геологическое изучение недр, поиски и оценку месторождений, разведку и добычу полезных ископаемых - по объектам недропользования: - ФГУ НПП "Росгеолфонд"; - территориальному геологическому фонду в субъекте Российской Федерации территориальный орган Роснедр, - по нераспределенному фонду недр:10 февраля после отчетного периодаПриказ Росстата: Об утверждении форм от 18.01.2012 N 5 О внесении изменени (при наличии) от ________ N ___ от ________ N ___
Годовая
10 февраля после
- ФГУ НПП "Росгеолфонд";отчетного
- территориальному геологическому фонду в субъекте Российской Федерациипериода
Наименование отчитывающейся организации _________________________________
Почтовый адрес __________________________________________________________
Код формы поКод
ОКУДотчитывающейся организации по ОКПО
1234
0609024
Коды по ОКЕИ: [169](https://bukva.ai/docs/klassifikator-ok-015-94#p100242) - тыс. т; [159](https://bukva.ai/docs/klassifikator-ok-015-94#p100073) - млн. куб. м; [114](https://bukva.ai/docs/klassifikator-ok-015-94#p100227) - тыс. куб. м
N п/пСубъект Федерации. Распределенный, нераспределенный фонд. Степень освоения (разрабатываемые, подготовленные для промышленного освоения, разведываемые, законсервированные). Наименование и тип месторождения. Тип залежи. Адрес месторождения. Продуктивные отложения. Коллектор (карбонатный, терригенный). Глубина залегания, м. Номер лицензии и дата регистрации. Вид газаПараметры пласта: а) площадь нефтегазоносности, тыс. м2; б) нефтегазонасыщенная толщина (общая/эффективная), м; в) открытая пористость; г) нефтегазонасыщенность; д) коэффициент извлечения нефти, газа и конденсата; е) проницаемость, мкм2 (для нефти); ж) пересчетный коэффициент (для нефти); з) текущее пластовое давление на 1 января ____ г., МПа (для газа); и) газосодержание, м3/т (для растворенного газа)Качественная характеристика: нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, N2, CO2Годы: а) открытия; б) ввода в разработку; в) консервации; г) добыча/ потери с начала разработки; д) добыча/потери на дату утверждения запасов; е) степень выработанности, %; ж) обводненность, %; з) темп отбора, %; и) закачано в пласт с начала разработкиКатегории запасов: A, B, A +Запасы на 1 январяИзменение запасов за 20__ г. в результатеЗапасы на 1 января 20__ г. (для нефти и конденсата геологические/извлекаемые)Запасы на 1 января 20__ г., (заполняется для этана, пропана, бутанов, серы, N2, CO2, гелия)Утвержденные запасыОрган, утвердивший запасы, год утверждения и N протокола
B, C1, A + B + C1, C220__ г. (для нефти и конденсата геологические/извлекаемые)добычи потерьразведки (+, -)переоценки (+, -) закачано в пластпередачи с баланса на баланс (+, -)на дату утвержденияостаток на 1 января 20__ г. по кат. A + B + C1
(для нефти и конденсата геологические/извлекаемые)(для нефти и конденсата геологические/ извлекаемые)
12345678910111213141516
Должностное лицо, ответственное за
предоставление статистической информации (лицо, уполномоченное предоставлять статистическую информацию от имени юридического лица) ____________ ____________ _________ (должность) (Ф.И.О.) (подпись) ____________ "__" _______ 20__ год (номер (дата составления контактного документа) телефона) ### Указания по заполнению формы федерального статистического наблюдения 1. Форму федерального статистического наблюдения N 6-ГР о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти предоставляют: - пользователи недр - субъекты предпринимательской деятельности, в том числе участники простого товарищества, юридические лица, ведущие геологическое изучение недр, поиски и оценку месторождений, разведку и добычу полезных ископаемых, - по объектам недропользования (далее именуются - респонденты); - территориальный орган Роснедр - по нераспределенному фонду недр. Респонденты предоставляют указанную форму в целом (включая обособленные подразделения, в том числе расположенные на территории других субъектов Российской Федерации) в территориальный геологический фонд по месту проводимых поисковых, геологоразведочных и добычных работ и ФГУ НПП "Росгеолфонд". В случае, когда респондент не осуществляет деятельность по месту своего нахождения, форма предоставляется по месту фактического осуществления им деятельности. Первичные статистические данные предоставляются респондентами в сроки, указанные на бланке формы. 2. Данные приводятся за отчетный год в тех единицах измерения, которые указаны в форме и настоящих указаниях. 3. Руководитель юридического лица назначает должностных лиц, уполномоченных предоставлять сведения по форме от имени юридического лица. 4. В адресной части формы указывается полное наименование отчитывающейся организации в соответствии с учредительными документами, зарегистрированными в установленном порядке, а затем в скобках - краткое наименование. По строке "Почтовый адрес" указывается наименование субъекта Российской Федерации, юридический адрес с почтовым индексом; если фактический адрес не совпадает с юридическим, то указывается также фактический почтовый адрес. Респондент проставляет в кодовой части формы код Общероссийского классификатора предприятий и организаций (ОКПО) на основании Уведомления о присвоении кода ОКПО, направляемого (выдаваемого) организациям территориальными органами Росстата. 5. Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа (сухого), конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти в соответствии с формой N 6-ГР (нефть, газ, компоненты) составляются пользователями недр на основании данных о запасах, прошедших государственную экспертизу, на 1 января следующего за отчетным года. 6. Перспективные ресурсы нефти, газа и конденсата категории C3 приводятся в отдельной таблице, прилагаемой к форме N 6-ГР. 7. В форме N 6-ГР месторождения группируются в пределах суши по республикам, краям, областям, автономным округам, недропользователям; 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, газовой шапки). 8. По степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти, газа и компонентов подразделяются по двум основным категориям: - распределенный фонд недр - участки недр, месторождения, участки, залежи, пласты, на которые получены лицензии на разведку и добычу или на геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых; - нераспределенный фонд недр - участки недр, месторождения, участки, залежи, пласты, на которые не выданы лицензии на разведку и добычу или геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых. По участкам недр, на которые выданы лицензии на геологическое изучение, поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, форму N 6-ГР представляют владельцы лицензий. Внутри распределенного и нераспределенного фондов недр месторождения располагаются по степени их промышленного освоения в следующем порядке: - разрабатываемые (на разрабатываемых месторождениях выделяются неразрабатываемые горизонты, залежи, пласты, на которых в отчетном году не было добычи нефти или газа); - подготовленные для промышленного освоения; - разведываемые; - законсервированные. К разрабатываемым относятся месторождения нефти и газа, на которых осуществляется добыча полезного ископаемого в соответствии с техническим проектом на разработку месторождения углеводородного сырья, согласованным и утвержденным в установленном законодательством порядке. 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 добыча при проведении геологоразведочных работ, а также пробная эксплуатация единичных поисковых и разведочных скважин для изучения технологии добычи полезного ископаемого. Эти месторождения относятся к другим группам освоения в соответствии с принятыми критериями их выделения: к подготовленным для промышленного освоения или разведываемым. Добыча в таких случаях учитывается по каждому месторождению, где она ведется, и при подведении итогов включается в общее количество добытого сырья по пользователю недр, области, краю, республике и России в целом. К подготовленным для промышленного освоения относятся месторождения, запасы которых и ТЭО КИН прошли государственную экспертизу, но добыча не ведется. 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. К законсервированным относятся месторождения, на которых прекращена добыча полезных ископаемых. Перевод разрабатываемых месторождений в консервацию осуществляется в соответствии с действующей "Инструкцией о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами [(РД 07-291-99)](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-33-1999-gosgortehnadzor-rossii#p100009)", утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 2 июня 1999 г. N 33, согласованной МПР России, Минтопэнерго России, Минэкономики России, Госкомэкологии России, Государственной архивной службой России и зарегистрированной Минюстом России 25 июня 1999 г. (N 1816). 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 пользователям недр, должно относиться к одной (более высокой) степени промышленного освоения. 9. Сведения о запасах нефти, газа и компонентов располагаются в порядке категорий: A, B, A + B, C1, A + B + C1, C2. Запасы категории C2 даются отдельной строкой и с запасами других категорий не суммируются. Не допускается показывать наличие и изменение геологических запасов суммарно по категориям (например, A + B, B + C1) без указания запасов по каждой категории в отдельности. 10. Пользователь недр, заполняющий форму N 6-ГР, должен представлять ее в законченном виде с подведением всех итогов по объектам учета, категориям запасов и по группам промышленного освоения. 11. В графе 2 для всех полезных ископаемых и компонентов указывается степень промышленного освоения месторождений; 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. 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 Стратиграфическим кодексом России, утвержденным 18 октября 2005 г. Бюро Межведомственного стратиграфического комитета России; - 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. 12. Заполнение формы N 6-ГР по нефти. #### 12.1 В графе 3 указываются параметры пласта для каждого объекта учета запасов: а) площадь нефтегазоносности в тыс. кв. м каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1; б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1. Общая нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина всех пород, слагающих продуктивный пласт, от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне. Эффективная нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина прослоев-коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне. Нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) категорий A + B + C1 рассчитывается как средневзвешенная по площади; в) открытая пористость в долях единицы; г) нефтенасыщенность в долях единицы; д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы; е) проницаемость в кв. мкм = $\frac{\text{мД}}{1000}$ ; ж) пересчетный коэффициент в долях единицы; з) - для нефти не заполняется. Параметры пласта, кроме "д", приводятся для каждой категории (A, B, C1 и C2) и по сумме категорий A + B + C1. Для месторождения в целом заполняется только один параметр - площадь нефтегазоносности, определенной по карте сводных контуров всех залежей месторождения. #### 12.2 В графе 4 дается качественная характеристика нефти: а) плотность в г/куб. см; б) вязкость в пластовых условиях в мПа x с (равна вязкости в сП); в) содержание серы в %; г) содержание парафина в %; д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание); е) пластовая температура в °C; ж) температура застывания нефти в °C. Качественная характеристика нефти приводится раздельно для запасов категорий A + B + C1 и категории C2. #### 12.3 В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия месторождения (залежи); б) год ввода месторождения (залежи) в разработку; в) год консервации месторождения; г) добыча с начала разработки, включая и добычу за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом. Добыча нефти приводится в сумме по категориям A + B + C1; д) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом; 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, где начальные извлекаемые запасы равны сумме накопленной добычи и текущих запасов; 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 % (начальных (Тнач.)/текущих (Ттек.)) рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного года (Д) к начальным извлекаемым запасам (темп отбора начальных запасов) и добыча отчетного года плюс текущие извлекаемые запасы (З) на конец отчетного года по сумме категорий A + B + C1 (темп отбора текущих запасов). $\text{Тнач}. = \frac{\text{Д}}{\text{З} + \text{Нд}}$ ; $\text{Ттек}. = \frac{\text{Д}}{\text{З} + \text{Д}}$ , где: Тнач. - темп отбора начальных запасов; Ттек. - темп отбора текущих запасов; Д - добыча за отчетный год; З - извлекаемые запасы на конец отчетного года по сумме категорий A + B + C1; Нд - накопленная добыча на конец отчетного года. 12.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с "Временной [классификацией](https://bukva.ai/docs/prikaz-126-2001-mpr-rossii-ministerstvo#p100252) запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126. Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с [п. 9](#p100063). 12.5. В графе 7 приводятся геологические/извлекаемые запасы нефти по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с соответствующими запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Нефть", за прошедший год. 12.6. В числителе в графе 8 приводятся сведения о добыче нефти за отчетный год по каждой залежи, а также по месторождению и пользователю недр по сумме категорий A + B + C1. Сведения о добыче в целом по пользователю недр должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности [N 1 - ТЭК (нефть)](https://bukva.ai/docs/prikaz-414-2016#p102746), представляемой в Росстат. В знаменателе в графе 8 приводятся потери при добыче, сборе и промысловой подготовке нефти. 12.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате геологоразведочных 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, подтвержденные проведенной государственной экспертизой запасов; - увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения, подтвержденное проведенной государственной экспертизой запасов; - увеличение или уменьшение запасов, 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. #### 12.8 В графе 10 приводится изменение запасов в результате переоценки. В этой графе отражаются: - изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства дополнительных геологоразведочных работ; - списанные с баланса пользователя недр запасы, не подтвердившиеся в результате разработки, выявившей новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенные толщины, пористость, проницаемость и пр.). 12.9. В графе 11 указываются запасы нефти: переданные с баланса одного пользователя недр на баланс другого, в случае переоформления лицензии, а также за счет геологоразведочных работ или переоценки, осуществленных одним из пользователей недр, что подтверждено результатами госэкспертизы запасов. По этой же графе осуществляется перевод запасов из одной группы промышленного освоения в другую. В этой же графе отражаются запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда недр пользователю недр, в соответствии с полученной лицензией и наоборот. 12.10. В графе 12 указываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных 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 (графа 7), 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. #### 12.11 Графа 13 в форме N 6-ГР по нефти не заполняется. 12.12. В графе 14 даются сведения о запасах нефти на дату их утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной экспертизы запасов и ТЭО КИН. 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 (ВКЗ СССР, ГКЗ СССР, ГКЗ, ЦКЗ МПР России, ЦКЗ Роснедра, ГКЗ Роснедра) утверждения. 12.13. В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов категорий A + B + C1 на месторождениях всех групп промышленного освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержденных 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 категорий A, B и C1. 12.14. 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. 12.15. В графе 16 указывается орган, утвердивший запасы, год утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по отдельным залежам. 12.16. При заполнении формы N 6-ГР обязательным является выделение месторождений и объектов учета. Для каждого объекта учета должны быть проставлены все предусмотренные формой данные. Параметры пласта и характеристика нефти проставляются также в случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов. При заполнении формы N 6-ГР следует контролировать соответствие начальных геологических и извлекаемых запасов подсчетным параметрам. 13. Заполнение формы N 6-ГР по газу (сухому). #### 13.1 В графе 3 указываются параметры пласта - для свободного газа и газа газовой шапки: а) площадь газоносности в тыс. кв. м каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1; б) газонасыщенная толщина в метрах каждой категории запасов (A, B, C1 и C2) и в сумме категорий A + B + C1; в) открытая пористость в долях единицы; г) газонасыщенность в долях единицы; д) коэффициент извлечения газа (при его утверждении, в долях единицы); е) текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года в МПа. Для растворенного в нефти газа указывается: ж) газосодержание в куб. м/т в пластовых условиях. #### 13.2 В графе 4 дается качественная характеристика газа: а) плотность газа по воздуху (величина безразмерная); б) низшая теплотворная способность в кДж; в) содержание тяжелых углеводородов без C5 + высшие в мольных % (в пояснительной записке к форме N 6-ГР содержание тяжелых углеводородов (этана, пропана, бутанов) указывается в % и в г/куб. м.); г) текущее содержание стабильного конденсата в г/куб. м; д) содержание сероводорода в мольных %; е) содержание азота в мольных %; ж) содержание углекислого газа в мольных %; з) пластовая температура в °C. #### 13.3 В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия месторождения (залежи); б) год ввода месторождения (залежи) в разработку; в) год консервации месторождения; 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 начальных/текущих запасов в % в соответствии с формулой, приведенной в [п. 12.3](#p100102) (включая потери газа при добыче); и) объем закачанного в пласт газа с начала разработки; ж) для газа не заполняется. 13.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с действующей классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с [п. 9](#p100063). 13.5. В графе 7 приводятся запасы газа (без C5 + высшие) по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Газ" за прошедший год. В знаменателе в графе 7 указываются извлекаемые запасы газа (при их утверждении). 13.6. В графе 8 в числителе показывается добыча, а в знаменателе - потери газа за отчетный год. При этом имеется в виду добыча и потери (всего) газа за вычетом конденсата (C5 + высшие). В добычу газа включается только то количество газа, которое было утилизировано пользователем недр (передано потребителю, использовано на собственные нужды), остальная часть извлеченного из недр газа относится к потерям. Сведения о добыче и потерях даются отдельной строкой по каждой залежи, месторождению в целом и пользователю недр по каждой категории (A, B, C1) в отдельности и по сумме категорий A + B + C1. Сведения о добыче и потерях в целом по пользователю недр должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности по добыче газа [N 2 - ТЭК (газ)](https://bukva.ai/docs/prikaz-235-2008#p101776), представляемой в Росстат. 13.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов газа в результате геологоразведочных работ. Принципы отражения изменения запасов по этой графе изложены [п. 12.7](#p100123). 13.8. В графе 10 в числителе приводится изменение запасов газа в результате переоценки. Принципы отражения изменения запасов по этой графе изложены [п. 12.8](#p100130). В знаменателе отражается объем газа, закачанного в пласт. Количество использованного для этих целей газа учитывается как увеличение запасов газа газовой шапки. 13.9. В графе 11 указываются запасы газа: переданные с баланса одного пользователя недр на баланс другого, в случае переоформления лицензии, а также за счет геологоразведочных работ или переоценки, осуществленных одним из пользователей недр, что подтверждено результатами госэкспертизы запасов. По этой же графе осуществляется перевод запасов из одной группы промышленного освоения в другую. 13.10. В графе 12 приводятся запасы газа по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных данных как по 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 геологоразведки (графа 9), переоценки и закачки газа (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12. #### 13.11 Графа 13 в форме N 6-ГР по газу не заполняется. 13.12. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями [пп. 12.12](#p100139) - [12.15](#p100144). При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы газа. 14. Заполнение формы N 6-ГР по конденсату. #### 14.1 В графе 3 приводится только коэффициент извлечения конденсата. #### 14.2 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, %. #### 14.3 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. 14.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с действующей "Временной [классификацией](https://bukva.ai/docs/prikaz-126-2001-mpr-rossii-ministerstvo#p100340) запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126. Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с [п. 9](#p100063). 14.5. В графе 7 приводятся геологические/извлекаемые запасы конденсата по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с соответствующими запасами в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Конденсат" за прошедший год. 14.6. В графе 8 в числителе показывается добыча конденсата, в знаменателе - потери. Потери состоят из нормируемых, ненормируемых потерь и из остаточных концентраций C5 + высшие, поступивших в составе газа в газопровод. Нормируемые потери указываются рядом с общей суммой в скобках. 14.7. В графах 9, 10, 11 показываются изменения (увеличение или уменьшение) геологических и извлекаемых запасов конденсата в результате геологоразведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены [пп. 12.7](#p100123) - [12.9](#p100134). 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 N 6-ГР по газу. 14.8. 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 геологоразведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12. 14.9. В графе 13 приводятся геологические/извлекаемые запасы газа на 1 января следующего за отчетным года в соответствии с формой N 6-ГР по газу. 14.10. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями [пп. 12.12](#p100139) - [12.15](#p100144). 15. Заполнение формы N 6-ГР по этану, пропану, бутанам. 15.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится одновременно по всем трем компонентам. #### 15.2 Графа 3 не заполняется. #### 15.3 В графе 4 отражается: а) содержание этана, пропана, бутанов в газе (сухом) в г/куб. м по категориям A + B + C1 и категории C2 в расчете на запасы газа без C5 + B; б) азота; в) сероводорода; г) углекислого газа в % мол. #### 15.4 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) 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; е), ж), з) не заполняются; и) объем компонентов в составе газа, закачанного в пласт с начала разработки. 15.5. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с действующей "Временной [классификацией](https://bukva.ai/docs/prikaz-126-2001-mpr-rossii-ministerstvo#p100340) запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126. 15.6. В графе 7 запасы этана, пропана, бутанов по состоянию на 1 января отчетного года должны соответствовать запасам, приведенным в государственных балансах запасов полезных ископаемых Российской Федерации: "Этан", "Пропан", "Бутан". 15.7. В графе 8 в числителе отражается последовательно добыча этана, пропана, бутанов, в знаменателе - потери. В добычу входит количество этана, пропана, бутанов, направленное в составе газа на переработку 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, но не использованном для извлечения компонентов газе (использованных как топливо). Количество компонентов, использованных как топливо, показывается рядом с суммой потерь в скобках. 15.8. В графах 9 - 11 приводится изменение (увеличение или уменьшение) запасов этана, пропана, бутанов в результате разведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены [пп. 12.7](#p100123) - [12.9](#p100134). Количество списываемых запасов этана, пропана, бутанов должно соответствовать списанию запасов включающего их газа (сухого) и быть обосновано расчетами, которые приводятся в записке к отчету. 15.9. В графе 12 приводятся запасы этана, пропана, бутанов по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных 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. 15.10. В графе 13 приводятся по состоянию на 1 января следующего за отчетным года запасы газа в соответствии с формой N 6-ГР по газу. 15.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями [пп. 12.12](#p100139) - [12.15](#p100144). При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов. 16. Заполнение формы N 6-ГР по неуглеводородным компонентам (гелию, азоту, углекислому газу). 16.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится последовательно по каждому компоненту. 16.2. 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 газоносности в тыс. кв. м; б) газонасыщенную толщину (общую/эффективную) в метрах; в) открытую пористость в долях единицы; г) газонасыщенность в долях единицы. #### 16.3 В графе 4 дается качественная характеристика газа (сухого) - содержание: а) гелия; б) азота; в) сероводорода; г) углекислого газа в объемных %. Сведения о содержании азота имеют важное значение при оценке промышленной значимости месторождения, так как свидетельствуют об обогащенности гелием того азотно-гелиевого концентрата, из которого в конечном итоге и извлекается гелий. Данные о содержании сероводорода указывают на возможность комплексного использования газового сырья и, кроме того, на необходимость тщательной очистки в связи с его высокой корродирующей способностью, что может привести к выводу из строя гелиевых установок. Другие данные по химическому составу, не отраженные в графе 4, приводятся в обязательном порядке в пояснительной записке: среди них содержание CO; CH4; C2H6; C3H8; C3H10; C5H12 + высшие, N, а также сероорганических соединений (меркаптанов). #### 16.4 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, 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; и) объем гелия (азота, углекислого газа), закачанного в пласт с начала разработки. 16.5. В графе 6 указываются категории запасов гелия (азота, углекислого газа) с учетом степени изученности газа. Учет и суммирование запасов по категориям в форме N 6-ГР производится в соответствии с [п. 9](#p100063). 16.6. В графе 7 приводятся запасы гелия (азота, углекислого газа) на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации: "Гелий, Азот, Углекислый газ", за прошедший год. 16.7. 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, но не использованном для извлечения компонентов газе; - 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. 16.8. В графах 9 - 11 приводится изменение (увеличение или уменьшение) запасов гелия, азота, углекислого газа в результате разведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены [пп. 12.7](#p100123) - [12.9](#p100134). 16.9. В графе 12 отражается 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 и закачки в пласт (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 12. 16.10. В графе 13 указываются запасы газа, содержащего неуглеводородные компоненты, на 1 января следующего за отчетным года. 16.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями [пп. 12.12](#p100139) - [12.15](#p100144). При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов. 17. Заполнение формы N 6-ГР по сере в газовых и нефтяных месторождениях. 17.1. Заполнение формы N 6-ГР 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. 17.2. В графе 3 показывается вид полезного ископаемого, в котором содержится сера. 17.3. В графе 4 дается качественная характеристика серы: содержание серы в нефти и конденсате - в весовых %; в газе - г/куб. м. #### 17.4 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. 17.5. В графе 6 указываются категории запасов серы с учетом степени изученности газа и нефти. Учет и суммирование запасов по категориям по форме N 6-ГР производится в соответствии с [п. 9](#p100063). 17.6. В графе 7 приводятся запасы серы на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации "Сера" за прошедший год. 17.7. 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, но не использованных для извлечения серы нефти и газе; - потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах; - потери, связанные с потерями нефти и газа при добыче; - технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках. 17.8. В графах 9 - 11 указывается увеличение или уменьшение запасов серы в результате разведочных работ в соответствии с изменениями запасов основного полезного ископаемого. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены [пп. 12.7](#p100123) - [12.9](#p100134). 17.9. 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. 17.10. В графе 13 указываются извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, содержащие серу, на 1 января следующего за отчетным года. 17.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями [пп. 12.12](#p100139) - [12.15](#p100144). При этом в графах 14 и 15 показываются только извлекаемые запасы серы. 18. Заполнение формы N 6-ГР по примесям ванадия и никеля в нефти. 18.1. Заполнение формы N 6-ГР проводится последовательно по каждому компоненту. 18.2. В графе 3 приводятся отдельные параметры залежи, имеющие значение при разработке запасов нефти с примесями ванадия/никеля. 18.3. В графе 4 дается качественная характеристика ванадиесодержащей/никелесодержащей нефти и среднее содержание ванадия/никеля в нефти в г/т. #### 18.4 В графе 5 приводятся следующие данные: а) год открытия месторождения или залежи. Учет запасов примесей ванадия/никеля должен производиться одновременно. В случае расхождения во времени начала учета запасов нефти и запасов примесей ванадия/никеля 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 нефть - в числителе, на примеси ванадия/никеля - в знаменателе, если они извлекаются; в) суммарное извлечение запасов примесей ванадия/никеля 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 примесей ванадия/никеля на дату утверждения запасов по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности. 18.5. В графе 6 указываются категории запасов примесей ванадия/никеля с учетом степени изученности нефти. Учет и суммирование запасов по категориям в форме N 6-ГР производится в соответствии с [п. 9](#p100063). 18.6. В графе 7 приводятся запасы примесей ванадия/никеля в тоннах на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации: "Примеси ванадия в нефти", "Примеси никеля в нефти", за прошедший год. 18.7. В графе 8 в числителе показывается добыча примесей ванадия/никеля, в знаменателе - потери. В добычу входит ванадий/никель, полученный на извлекающих установках. В потери включаются: - потери в добытой, но не использованной для извлечения ванадия/никеля нефти; - технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках. 18.8. В графах 9 - 11 приводится изменение (увеличение или уменьшение) запасов примесей ванадия/никеля в результате разведочных работ, переоценки и передачи. Принципы отражения изменения запасов по этим графам изложены [пп. 12.7](#p100123) - [12.9](#p100134). 18.9. В графе 12 отражается количество запасов в на 1 января следующего за отчетным года (т). 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 примесей ванадия/никеля, числящихся на 1 января отчетного года (графа 7), вычитается количество добытых и потерянных (графа 8) примесей ванадия/никеля, 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. 18.10. В графе 13 указываются запасы нефти, содержащей примеси ванадия/никеля, на 1 января следующего за отчетным года. 18.11. При заполнении граф 14 - 16 следует руководствоваться положениями [пп. 12.12](#p100139) - [12.15](#p100144). При этом в графе 15 показываются только извлекаемые запасы этих компонентов. ### ПОЯСНИТЕЛЬНЫЕ ЗАПИСКИ К ФОРМЕ N 6-ГР 1. К каждой форме "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа" по форме N 6-ГР должна быть приложена краткая пояснительная записка. 2. Пояснительные записки, представляемые пользователями недр, объектами деятельности которых являются не единичные месторождения, а группы месторождений, должны содержать следующие разделы: 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.
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.
В этом же разделе 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 категории C3, не подтвердившихся на них. Движение ресурсов категории C3 приводится в виде таблицы.
В этом же разделе должен быть показан фактический прирост запасов нефти, газа и конденсата по организации в целом и по отдельным месторождениям, приведены сведения о том, какие месторождения и залежи открыты в отчетном году, какое количество площадей и перспективных ресурсов категории C3 на них переведены в запасы категорий C1 и C2, какие месторождения закончены разведкой и переданы для промышленного освоения.
#### 2.3 Краткую характеристику месторождений, которые включаются в форму N 6-ГР впервые, в том числе:
2.3.1. Наименование месторождения, расстояние до ближайших населенных пунктов, железнодорожных станций и нефтегазопроводов.
2.3.2. С какого времени известно месторождение, когда и кем оно открыто, когда и кем проводились геологоразведочные или другие работы.
2.3.3. Экономическая характеристика месторождения и района (особенности, транспортные условия, энергетические ресурсы и т.д.).
2.3.4. Геологическое строение района и месторождения (стратиграфия, литология и тектоника).
2.3.5. Характеристика нефтеносных и газоносных залежей (литологический состав, глубина залегания, дебит, режим, проницаемость, пластовое давление, температура, вязкость нефти и воды в пластовых условиях).
##### 2.3.6 Степень разведанности месторождения; объем выполненных работ.
2.3.7. 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 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.
2.4. Движение запасов по ранее известным месторождениям, в том числе характеристику потерь, принятые и рекомендуемые мероприятия по рациональному использованию запасов.
Кроме пояснительной записки к форме N 6-ГР прилагается обзорная карта района работ пользователя недр, 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, с указанием лицензионных участков.
--- ## Вложения - [$125328_6GRS.XLS](https://bukva.ai/docs/prikaz-5-2012-rosstat-federalnaya-sluzhba/attachments/%24125328_6GRS.XLS)