ЗВІТНИЙ БАЛАНС
запасів корисних копалин
(Форма № 6-ГР)

ІНСТРУКЦІЯ
із заповнення форми звітності № 6-ГР (нафта, природний газ, конденсат, етан, пропан, бутани, гелій) (річна)
«Звітний баланс запасів корисних копалин за 20___ рік»

І. Загальні положення

1. Ця Інструкція встановлює порядок складання звітності за формою № 6-ГР (нафта, природний газ, конденсат, етан, пропан, бутани, гелій) (річна) «Звітний баланс запасів корисних копалин за 20___ рік» (далі - форма 6-ГР) з метою здійснення обліку запасів і ресурсів нафти, природного газу та наявних у них корисних компонентів (далі - вуглеводні), отримання систематизованої інформації про їх кількість, якість, ступінь геологічної та техніко-економічної вивченості і рівень промислового освоєння, а також відомостей про видобуток і втрати нафти, природного газу та наявних у них корисних компонентів для прийняття управлінських рішень щодо забезпеченості економіки України достовірними та вірогідними запасами вуглеводневої сировини.

2. Терміни у цій Інструкції вживаються у значеннях, наведених у таких нормативно-правових актах:

Кодекс України про надра;

Закон України «Про нафту і газ»;

Положення про Державну службу геології та надр України, затверджене постановою Кабінету Міністрів України від 30 грудня 2015 року № 1174;

Положення про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затверджене постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 року № 58;

Порядок державного обліку родовищ, запасів і проявів корисних копалин, затверджений постановою Кабінету Міністрів України від 31 січня 1995 року № 75;

Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затверджена постановою Кабінету Міністрів України від 05 травня 1997 року № 432 (із змінами);

Інструкція із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затверджена наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 10 липня 1998 року № 46, зареєстрована в Міністерстві юстиції України 24 липня 1998 року за № 475/2915;

Положення про порядок техніко-економічного обґрунтування кондицій для підрахунку запасів родовищ нафти і газу, затверджене наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин при Міністерстві охорони навколишнього природного середовища України від 27 листопада 2006 року № 316, зареєстроване в Міністерстві юстиції України 28 грудня 2006 року за № 1383/13257.

3. Форму 6-ГР до 05 лютого наступного за звітним року до Держгеонадр подають користувачі надр, визначені абзацом п'ятнадцятим статті 1 Закону України «Про нафту і газ», що здійснюють користування надрами на підставі та в межах ділянки (родовища) нафтогазоносних надр, визначеної спеціальним дозволом на користування нафтогазоносними надрами (далі - користувачі надр).

Форма 6-ГР подається в паперовому та електронному вигляді.

4. Текстова частина форми 6-ГР та додатки до неї, передбачені пунктом 14 цього розділу, заповнюються українською мовою. Форма 6-ГР оформлюється на аркушах паперу формату А3 (297 х 420 мм).

5. Форма 6-ГР підписується користувачем надр та завіряється печаткою (за наявності).

Особи, які підписали форму 6-ГР, відповідають за правильність та достовірність наведених у ній відомостей.

У формі 6-ГР вказуються контактні телефони та адреса електронної пошти користувача надр.

6. Державний облік запасів корисних копалин здійснюється відповідно до Порядку державного обліку родовищ, запасів і проявів корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 31 січня 1995 року № 75.

7. Держгеонадра здійснює контроль за своєчасним поданням користувачами надр форми 6-ГР, перевіряє відповідність зазначених відомостей вимогам цієї Інструкції та інших нормативно-правових актів, надає методичну допомогу з питань складання форми 6-ГР, вживає заходів для інформаційно-технічного забезпечення, інформаційно-аналітичного супроводження робіт щодо звітності про стан запасів корисних копалин, їх зміни та ведення електронної бази державного балансу запасів корисних копалин.

8. Запаси вуглеводнів підлягають відображенню у формі 6-ГР згідно з Класифікацією запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 05 травня 1997 року № 432, та Інструкцією із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затвердженою наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 10 липня 1998 року № 46, зареєстрованою в Міністерстві юстиції України 24 липня 1998 року за № 475/2915.

9. Якщо на підставі спеціальних дозволів на користування надрами на родовищі одночасно виконують геологорозвідувальні роботи декілька користувачів надр, форма 6-ГР складається окремо кожним користувачем надр по своїй ділянці нафтогазоносних надр із зазначенням величини приросту запасів, отриманих кожним користувачем надр.

10. У формі 6-ГР відображається списання запасів чи переведення їх із групи балансових до групи умовно балансових, позабалансових згідно з Положенням про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 року № 58.

11. У формі 6-ГР зазначаються відомості щодо кожного об'єкта (одного або декількох продуктивних покладів, які характеризуються близькими геолого-геофізичними властивостями і розробляються або можуть розроблятися спільно однією мережою свердловин).

Якщо нафтогазовий поклад родовища частково виходить за межі площі, визначеної спеціальним дозволом на користування надрами, запаси вуглеводнів відображаються в цілому за покладом (родовищем) у випадку, коли суміжна ділянка не надана в користування.

12. Відображення у формі 6-ГР запасів нафти, конденсату, етану, пропану, бутанів, азоту здійснюється в тис. т; природного газу - в млн м3; гелію, вуглекислого газу - в тис. м3 (з точністю до цілих одиниць з дотриманням математичних правил заокруглення).

13. Форма 6-ГР подається з підбиттям всіх підсумків за об'єктами, кодами класів і за групами фактично досягнутого ступеня промислового освоєння.

14. До форми 6-ГР додаються:

пояснювальна записка, складена згідно з вимогами цієї Інструкції;

документи про списання запасів, передбачені Положенням про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 року № 58;

матеріали (звіти) з приросту і зміни запасів вуглеводнів за звітний рік;

оглядова карта району, на яку наносяться всі родовища, перспективні площі і структури; родовища і площі, на яких проводяться геологорозвідувальні роботи; родовища і площі, де отримано приріст запасів;

довідки про обсяги річного видобутку вуглеводнів по свердловинах;

у разі підтвердження приросту запасів:

результати затвердженого приросту запасів;

основні результати проведених геологорозвідувальних робіт і виконання державного замовлення з приросту запасів нафти, природного газу і конденсату щодо родовищ, що розвідуються і розробляються;

інформація про стан забезпеченості балансовими запасами нафти і природного газу.

15. У пояснювальній записці відображається така інформація:

характеристика загального стану запасів державного фонду родовищ і його резерву та ступінь їх вивченості;

стан запасів та ступінь розвіданості вуглеводнів;

для корисних компонентів - також стан запасів газу, який їх вміщує;

розподіл балансових запасів за стратиграфічними комплексами, глибинами, типами колекторів, сірчистістю (вміст сірки в відсотках: малосірчисті - до 0,5, сірчисті - 0,51-2, високосірчисті - більше 2), густиною (менше 0,87 г/см - легкі, 0,87-0,9 г/см - середньої густини, більше 0,9 г/см - важкі нафти), в'язкістю (більше 30 мПас - високов'язкі нафти) і проникністю колекторів, а також виділення запасів газу газових шапок та нафти нафтових облямівок;

розподіл балансових запасів за ступенем промислового освоєння із зазначенням кількості запасів, що знаходяться у розробці, підготовлених до промислового освоєння, які знаходяться в розвідці і консервації;

відомості про обсяг виконаних розвідувальних та експлуатаційних робіт і їх практичне значення для виконання державного замовлення приросту запасів вуглеводнів за звітний рік;

головні показники виконаних робіт у натуральному і грошовому еквіваленті з розвідувального (опорного, параметричного, пошукового, розвідувального, структурного) та експлуатаційного буріння;

відомості щодо виконання обсягів геофізичних робіт, підготовки структур до глибокого буріння, про введення площ і структур до глибокого буріння, а також про виведення структур із глибокого буріння із зазначенням кількості підтверджених перспективних ресурсів;

фактичне виконання державного замовлення з приросту запасів вуглеводнів користувача надр у цілому й на окремих родовищах;

відомості щодо родовища і покладів, відкритих у звітному році;

кількість площ і перспективних ресурсів, включених до державного балансу запасів корисних копалин, які передано до промислового освоєння;

вид буріння (розвідувального або експлуатаційного), за рахунок якого отримано приріст запасів. Якщо державне замовлення з приросту запасів не виконане, дається аналіз причин невиконання;

відомості щодо геолого-економічної ефективності роботи підприємства (витрати на одиницю підготовлених запасів у гривнях, приріст запасів на один метр глибокого розвідувального буріння);

рух запасів щодо кожного родовища (покладу), які відображаються у формі 6-ГР, у тому числі характеристика втрат під час видобутку, прийняті та рекомендовані заходи з раціонального використання вуглеводнів;

нові дані про геологічну будову родовища;

характеристика виявлених або оконтурених покладів нафти чи природного газу, їх протяжність, товщина, форма, характеристика пластів колекторів;

характеристика зміни контурів раніше виявлених покладів у зв'язку з проведеними розвідувальними роботами;

фізичні властивості і хімічний склад нафти, природного газу, конденсату і пластових вод;

приріст запасів за різними кодами класів і переведення їх у вищий код класу із зазначенням, за рахунок якого коду класу це переведення виконано;

аналіз зміни вірогідних запасів кодів класів 121, 122 за родовищами;

аналіз зміни запасів за родовищами з невизначеним промисловим значенням коду класу 332;

аналіз причин списання запасів щодо кожного родовища (покладу) разом з актами на списання, оформленими у встановленому порядку;

річний видобуток нафти, природного газу та наявних у них корисних компонентів, вміст компонентів (у г/м3 або відсотках) у видобутому із покладу природному газі;

характеристика втрат нафти, природного газу і наявних у них корисних компонентів;

заходи щодо зменшення втрат.

Щодо родовищ, які відображаються у формі 6-ГР вперше, у пояснювальній записці відображається така інформація:

стисла характеристика кожного родовища, яке включається в державний баланс запасів корисних копалин вперше або запаси якого затверджені у встановленому законодавством порядку у звітному році;

найменування родовища, відстань до найближчого населеного пункту, залізничної станції чи нафтогазопроводу;

з якого часу стало відомо про родовище, коли і ким воно відкрито, коли і ким проводились геологорозвідувальні чи інші роботи, коли і ким затверджувались запаси;

економічна характеристика родовища і району (особливість, транспортні умови, енергетичні ресурси тощо);

геологічна будова району і родовища (стратиграфія, літологія і тектоніка);

характеристика нафтоносних і газоносних покладів (літологічний склад, глибина залягання, дебіт, режим, проникність, пластовий тиск, температура, в'язкість нафти і води в пластових умовах);

ступінь розвіданості родовища, обсяги виконаних робіт;

фізичні властивості і хімічний склад нафти, газу і води;

характеристика конденсату (вміст у газі, вміст метанових, нафтенових і ароматичних вуглеводнів, смол, асфальтенів, густина, температура початку і кінця кипіння, коефіцієнт вилучення).

Характеризуючи склад пластового газу, слід зазначити молярний відсотковий вміст метану, етану, пропану, ізобутану, нормального бутану, пентанів і вищих, азоту, вуглекислого газу, сірководню, сіркоорганічних сполук (меркаптанів);

зміна концентрацій корисних компонентів за площею і розрізом;

найменування лабораторій, де проводився аналіз пластового газу;

склад відсепарованого газу.

16. Форма 6-ГР заповнюється на підставі таких первинних документів:

спеціальний дозвіл на користування надрами;

проект розробки родовища;

матеріали геологічних звітів та протоколів затвердження (апробації) запасів;

проект дослідно-промислової розробки;

технологічний проект (схема) промислової розробки родовища (покладу);

акти про списання запасів вуглеводнів;

дані облікової геолого-маркшейдерської документації.

II. Порядок складання форми 6-ГР за видами вуглеводневої продукції

1. При заповненні форми 6-ГР для вуглеводнів відображаються такі дані:

графи 1, 5-32, 34-46 заповнюються однаково для всіх вуглеводнів як щодо родовища в цілому, так і для кожного продуктивного покладу;

графа 2 заповнюється окремо для нафти, природного газу, конденсату та наявних у них корисних компонентів для кожного продуктивного покладу;

графа 3 заповнюється тільки для нафти і природного газу щодо кожного продуктивного покладу;

графа 4 заповнюється окремо для нафти, природного газу, конденсату та наявних у них корисних компонентів відповідно до якісної характеристики флюїду;

графа 6 містить відомості про категорії розвіданості запасів згідно з Інструкцією із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затвердженою наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 10 липня 1998 року № 46, зареєстрованою в Міністерстві юстиції України 24 липня 1998 року за № 475/2915;

графи 8-14, 18-24, 26-32, 35-41, 43-45 містять у колонках відомості про кількість запасів вуглеводнів відповідно до кодів класів та за рядками їх відповідності зверху вниз графі 6 за категоріями розвіданості.

По родовищу показуються сума загальних запасів за кодами класів, сумарно видобуток та втрати при видобутку.

При заповненні форми 6-ГР обов'язковим є відокремлення родовищ і покладів. Для кожного родовища і покладу повинні бути наведені всі передбачені формою дані.

При заповненні форми 6-ГР необхідно контролювати відповідність початкових загальних і балансових запасів підрахунковим параметрам.

Під назвою «Звітний баланс запасів корисних копалин за 20___ рік» необхідно вказати найменування корисної копалини (нафта, природний газ, конденсат, етан, пропан, бутани, гелій).

2. У графі 1 вказується номер за порядком родовищ та кожного покладу (далі - об'єкт).

3. У графі 2 вказуються:

1) нафтогазовий регіон (Східний, Західний, Південний);

2) область;

3) ступінь промислового освоєння родовища (ділянки) (розробляється, підготовлено до промислового освоєння, розвідується, законсервовано).

Родовища належать до таких, що розробляються, якщо:

ведеться промисловий видобуток нафти або газу і компонентів, що входять до їх складу;

ведеться промисловий видобуток нафти або газу не на всіх його ділянках, покладах, пластах;

одночасно з промисловим видобутком на деяких ділянках, покладах, пластах ведуться геологорозвідувальні роботи.

Родовища належать до таких, що розвідуються, якщо:

здійснено відкриття нового родовища, але дослідно-промислову розробку (пробну експлуатацію) ще не розпочато;

здійснюється видобуток при випробуванні під час проведення геологорозвідувальних робіт;

здійснюється дослідно-промислова розробка (пробна експлуатація) свердловин.

Видобуток вуглеводнів у цих випадках враховується по кожному родовищу за ступенем промислового освоєння і включається до загальної кількості видобутої сировини по підприємствах, областях, акваторіях морів, Автономній Республіці Крим і Україні в цілому.

До підготовлених до промислового освоєння належать родовища, запаси яких затверджені у встановленому законодавством порядку, але ще не введені в промислову розробку.

До законсервованих родовищ належать ті, на яких проведено роботи з консервації згідно з чинними нормативними документами.

Якщо на родовищі є ділянки (поклади, пласти) з різним ступенем промислового освоєння і розвідки, то в цілому це родовище у формі 6-ГР враховується за найвищим ступенем промислового освоєння;

4) назва і тип родовища (покладу) (якщо існують декілька найменувань, поряд з основним у дужках наводяться інші), група складності;

5) місце розташування;

6) вік продуктивних відкладів (найменування зверху вниз: система - відділ - ярус; глибина залягання - покрівля - контакт (газ - нафта - вода), у метрах);

7) колектор (карбонатний, теригенний);

8) глибина залягання, м;

9) спеціальний дозвіл на користування надрами (номер, дата) та вид користування надрами;

10) належність до Державного фонду родовищ (далі - ДФР) чи його резерву (резерв ДФР);

11) для природного газу, конденсату, етану, пропану, бутанів, азоту, вуглекислого газу і гелію вказується вид газу:

вільний - В;

газова шапка - ГШ;

розчинений у нафті - Р.

4. У графі 3 для кожного об'єкта вказуються параметри пласта, а саме:

1) для нафти (наводиться для кожного об’єкта):

площа нафтоносності кожного об'єкта (тис. м2);

нафтонасичена товщина (загальна/ефективна) кожного об'єкта (м).

Загальна нафтонасичена товщина об'єкта - сумарна товщина всіх порід, що утворюють продуктивний пласт, від покрівлі верхнього проникного прошарку до водонафтового контакту або до підошви нижнього проникного прошарку у безконтактній зоні.

Ефективна нафтонасичена товщина об'єкта - сумарна товщина прошарків-колекторів від покрівлі верхнього проникного прошарку до водонафтового контакту чи до підошви нижнього пропластка, що проникний у безконтактній зоні.

Нафтонасичена товщина (загальна/ефективна) за кодами класів запасів підраховується як середньозважена за іншими площами;

відкрита пористість (у частках одиниці) (коефіцієнт пористості);

нафтонасиченість (у частках одиниці) (коефіцієнт нафтонасиченості);

коефіцієнт вилучення нафти (у частках одиниці);

проникність (у мкм = мД/1000).

Для порових колекторів проникність визначається за даними вивчення керна і геофізичними дослідженнями.

Для тріщинних, порово-тріщинно-кавернозних колекторів проникність визначається за гідродинамічними дослідженнями:

перерахунковий коефіцієнт усадки нафти (у частках одиниці);

пластовий тиск (початковий і поточний) (МПа);

газовміст у поверхневих умовах (м/т);

2) для природного газу вказуються параметри пласта - для вільного газу і газових шапок:

площа газоносності об'єкта (тис. м2);

газонасичена товщина (загальна/ефективна) кожного об'єкта (м);

відкрита пористість (коефіцієнт пористості) (у частках одиниці);

газонасиченість (коефіцієнт газонасиченості) (у частках одиниці);

коефіцієнт вилучення газу (у частках одиниці);

проникність (мкм2) не заповнюється;

перерахунковий коефіцієнт (для нафти) (частка одиниці) не заповнюється;

пластовий тиск (початковий і поточний) станом на 01 січня наступного за звітним року (МПа);

3) для розчиненого у нафті газу вказуються лише:

коефіцієнт вилучення розчиненого газу (у частках одиниці);

пластовий тиск (початковий/поточний) станом на 01 січня наступного за звітним року (МПа);

газовміст у поверхневих умовах (для розчиненого газу) (м3/т);

4) для конденсату вказується коефіцієнт вилучення конденсату;

5) для етану, пропану, бутанів графа 3 не заповнюється;

6) для гелію зазначаються окремі параметри покладу, які мають значення при розробці запасів гелію:

пластовий тиск (початковий/поточний) станом на 01 січня наступного за звітним року (МПа);

газовміст у поверхневих умовах (для розчиненого газу) (м3/т).

5. У графі 4 наводиться якісна характеристика:

1) для нафти:

густина (г/см);

в'язкість у пластових умовах (мПас) (дорівнює в'язкості в сП);

вміст сірки (у відсотках);

вміст парафіну (у відсотках);

вміст смол і асфальтенів (сумарний вміст) (у відсотках);

пластова температура (початкова/поточна) (град. С);

температура застигання нафти (град. С);

2) для природного газу:

густина газу щодо повітря (у частках одиниці);

нижча теплотворна здатність (кДж/м3);

вміст важких вуглеводнів без С5+вищі (у відсотках);

початковий/поточний вміст стабільного конденсату (г/м3);

вміст сірководню (у відсотках);

вміст азоту (у відсотках);

вміст вуглекислого газу (у відсотках);

пластова температура (початкова/поточна) (град. С).

У пояснювальній записці до форми 6-ГР вміст важких вуглеводнів (етану, пропану, бутанів) вказується у відсотках і в г/м3:

3) для конденсату:

густина (г/см3);

початковий/поточний вміст стабільного конденсату (г/м3);

вміст сірки (у відсотках);

вміст твердих парафінів (у відсотках);

4) для етану, пропану, бутанів та гелію вміст етану (пропану, бутанів) у газі (г/м3) у розрахунку на запаси газу без С3+вище для незатверджених запасів - межі вмісту або середній вміст;

5) вміст у газі гелію (у відсотках);

вміст у газі азоту (у відсотках);

вміст у газі сірководню (у відсотках);

вміст у газі вуглекислого газу (у відсотках).

6. У графі 5 наводяться відомості про родовище (ділянку):

рік відкриття родовища (покладу) / рік постановки (прийняття) родовища (покладу) на облік у Державному балансі запасів корисних копалин;

рік введення родовища (покладу) у дослідно-промислову розробку / рік введення родовища (покладу) у промислову розробку;

1) для конденсату - рік введення родовища (покладу) у дослідно-промислову розробку: у чисельнику на газ, у знаменнику на конденсат / рік введення родовища (покладу) у промислову розробку згідно з наказом (у чисельнику на газ, у знаменнику на конденсат);

2) для етану (пропану, бутанів) та гелію - рік введення родовища (покладу) у дослідно-промислову розробку: у чисельнику на газ чи нафту, у знаменнику на компоненти (гелій) / рік введення родовища (покладу) у промислову розробку згідно з наказом (у чисельнику на газ чи нафту, у знаменнику - на компоненти (гелій));

рік консервації родовища;

сума видобутку та втрат з початку розробки, включаючи видобуток за звітний рік по кожному покладу і разом по родовищу. Сума видобутку та втрат при видобутку нафти наводиться за сумою кодів класів 111, 121 та 122;

сума видобутку та втрат на дату затвердження запасів по кожному покладу окремо і разом по родовищу;

ступінь виробленості родовища і кожного покладу окремо визначається як відношення видобутку з початку розробки до початкових балансових запасів станом на 01 січня наступного за звітним року (у відсотках);

3) для етану ( пропану, бутанів) та гелію не заповнюється;

обводненість (у відсотках) розраховується для родовища і кожного покладу як відношення кількості видобутої води (у тоннах) до загальної кількості видобутої рідини (у тоннах) за рік (для нафти);

4) для природного газу, конденсату, етану (пропану, бутанів) та гелію не заповнюється;

темп відбору запасів (початковий/поточний) розраховується для родовища і кожного покладу як відношення видобутку звітного року до початкових балансових (початковий темп відбору) і до поточних балансових (поточний темп відбору) запасів на початок звітного року (у відсотках);

5) для етану ( пропану, бутанів) та гелію не заповнюється.

7. У графах 7-14 наводяться відповідно загальні, балансові, умовно балансові і позабалансові запаси вуглеводнів, а також запаси, промислове значення яких не визначено (для природного газу без С5+вищі), на 01 січня звітного року згідно із запасами у Державному балансі запасів корисних копалин за видом вуглеводнів за попередній рік перед звітним роком.

Загальні - у графі 7, балансові - у графах 8-10, умовно балансові - у графі 11, позабалансові - у графах 12, 13 та запаси з невизначеним промисловим значенням - у графі 14.

При підрахунку позабалансових запасів необхідно зазначити причини віднесення їх до цієї групи (економічні, технологічні тощо). Причини зміни позабалансових запасів наводяться у пояснювальній записці.

8. У графі 15 відображаються відомості про видобуток за звітний рік.

Для етану (пропану, бутанів) враховується кількість вуглеводнів, отриманих на газохімічному комплексі (установці), а для гелію - кількість, отримана на видобувних установках.

9. У графі 16 відомості про втрати нафти під час видобутку за звітний рік (втрати і виробничо-технологічні витрати нафти) обліковуються відповідно до Порядку ведення обліку нормативних втрат і виробничо-технологічних витрат нафти, природного газу та газового конденсату під час їх видобування, підготовки до транспортування та транспортування, затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 18 травня 2005 року № 224, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 08 червня 2005 року за № 636/10916.

Відомості про видобуток і втрати при видобутку повинні відповідати категорії і коду класу запасів, з яких проводився видобуток.

Відомості про видобуток і втрати при видобутку даються по кожному покладу, разом по родовищу і підприємству за категоріями і кодами класів 111, 121, 122.

10. У графах 17-24 вказуються зміни (збільшення чи зменшення) запасів вуглеводнів за результатами геологорозвідувальних робіт (якщо розвідки чи розробки - ставиться «*»), а саме:

запаси, виявлені в результаті буріння на нових родовищах (покладах), на яких вперше отримані промислові припливи вуглеводнів у свердловинах і щодо яких запаси нафти вперше ставляться на облік у Державному балансі запасів корисних копалин;

збільшення чи зменшення облікованих запасів за результатами розвідувального або експлуатаційного буріння;

збільшення чи зменшення запасів у результаті затвердження (апробації);

зміни запасів у зв'язку з переведенням їх із одного коду класу до іншого за результатами розвідувального або експлуатаційного буріння.

Інформація щодо збільшення чи зменшення запасів, що відбулося, за результатами геологорозвідувальних робіт, включаючи камеральні, або за даними розробки родовищ враховується під час оцінки рівня виконання користувачем надр державного замовлення з приросту запасів і розкривається більш докладно у звіті про приріст запасів вуглеводнів.

Відображаються зміни (збільшення чи зменшення) запасів вуглеводнів за результатами переоцінки, передачі їх з балансу одного підприємства на баланс іншого, переведення із балансових до умовно балансових, позабалансових чи до запасів, промислове значення яких не визначено, або навпаки до балансових (зазначити, якщо переоцінка, - «**», якщо передача, - «***»):

зняті з обліку чи переведені до умовно балансових, позабалансових запасів або до запасів, промислове значення яких не визначено, що числяться на балансі нафтогазовидобувних підприємств, які визнані нерентабельними для відпрацювання внаслідок зміни економічних, технологічних і гірничо-геологічних умов;

зняті з обліку запаси, визнані недоцільними для відпрацювання з техніко-економічних причин, обґрунтованих при проведенні геолого-економічної оцінки (далі - ГЕО);

зміни запасів (збільшення чи зменшення), підрахованих у зв'язку з переглядом будови пласта (покладу) без проведення додаткових геологорозвідувальних робіт;

зміни запасів (збільшення чи зменшення) у зв'язку з передачею їх з балансу одного користувача надр на баланс іншого.

У пояснювальній записці до форми 6-ГР необхідно вказати, у зв'язку з чим відбулися зміни запасів, відображені у графах 17 - 24.

У графах 17-24 вказуються запаси нафти, списані (ставиться виноска «****») з балансу користувача надр як непідтверджені згідно з Положенням про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 року № 58.

11. У графах 25-32 вказуються відповідно загальні, балансові, умовно балансові і позабалансові запаси вуглеводнів, а також запаси, промислове значення яких не визначено на початок наступного за звітним року.

Дані наводяться як за кожним кодом класу запасів окремо за покладами, так і разом по родовищу.

Перевірка здійснюється таким чином: від запасів вуглеводнів, облікованих на початок звітного року (у кожній з граф 7-10), віднімається кількість вуглеводнів, видобутих (з втратами) із надр за звітний рік (сума граф 15, 16), до різниці додаються (або віднімаються) запаси вуглеводнів, отриманих за результатами розвідки, переоцінки передачі з балансу на баланс і списання непідтверджених запасів (графи 17-20).

Кількість запасів конденсату, що списується, повинна відповідати списанню запасів газу, що їх вміщує, обґрунтовуватися розрахунками, оформлюватися актом, узгоджуватись відповідно до вимог Положення про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27 січня 1995 року № 58. Приріст запасів конденсату розраховується за складом пластового газу в тих запасах газу, приріст яких відображений у формі 6-ГР.

12. Графа 36 для нафти та природного газу не заповнюється.

Для конденсату, етану (пропану, бутанів) наводяться загальні запаси газу, вуглеводневих компонентів (гелію) станом на 01 січня наступного за звітним року відповідно до форми 6-ГР.

13. У графах 34-41 вказуються відповідно загальні, балансові, умовно балансові і позабалансові запаси вуглеводнів, а також запаси, промислове значення яких не визначено, на дату їх затвердження за родовищами та окремими покладами.

За наявності декількох протоколів затвердження запасів родовища враховуються відомості останнього (за датою) протоколу затвердження.

14. У графах 42-45 вказуються відповідно залишки загальних і балансових (за кодами класів) запасів вуглеводнів від затверджених на початок наступного за звітним року.

Залишок запасів визначається шляхом віднімання від затверджених запасів вуглеводнів запасів, списаних (після їх затвердження) у результаті видобутку та втрат під час видобутку вуглеводнів, розвідки, переоцінки або непідтвердження.

Залишок затверджених запасів вуглеводнів не може перевищувати запаси, які вказуються у графах 25-28 на початок наступного за звітним року.

15. У графі 46 вказуються дата затвердження (апробації) запасів, номер протоколу затвердження (апробації) щодо родовища і окремих покладів.