Документ предоставлен КонсультантПлюс
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО СТАТИСТИКЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 29 мая 1996 г. N 44
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИЙ
ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО
СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Список изменяющих документов
(в ред. Приказов Росстата от 23.09.2008 N 235,
от 14.10.2009 N 226)
Государственный комитет Российской Федерации по статистике постановляет:
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 N 1-ТЭК (нефть));
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией газовых скважин (форма N 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: N 2-ТЭК (нефть), N 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 N 2-ТЭК (газ)), утвержденной Мингазпромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 24 мая 1989 года.
Первый заместитель Председателя
Госкомстата России
В.В.ДАЛИН
Утверждена
Постановлением
Госкомстата России
от 29 мая 1996 г. N 44
Согласована
Минтопэнерго России
Данная Инструкция применяется при заполнении формы N 2-ТЭК (газ), утвержденной Приказом Росстата от 23.09.2008 N 235.
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЗАПОЛНЕНИЮ ФОРМЫ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО
СТАТИСТИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
(ФОРМА N 2-ТЭК (ГАЗ))
1. Статистическую информацию по эксплуатации газовых скважин по форме N 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 N 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 N 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
Апрель
|
24
48
|
720
672
|
744
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 N 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 N 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):
┌───────┬────────────┬────────────┬───────────────┬──────────────┐
│Отчет- │Календарное │Календарное │Календарное │ Календарное │
│ный ме-│время экс- │время дейст-│время скважин, │время скважин,│
│сяц, N │плуатацион- │вующего │не дававших │находящихся в │
│скважи-│ного фонда │фонда │продукцию в │ ожидании │
│ны │ │ │последнем ме- │ освоения │
│ │ │ │сяце отчетного │ и освоении │
│ │ │ │периода │после бурения │
├───────┼────────────┼────────────┼───────────────┼──────────────┤
│январь │ │ │ │ │
│N 1 │ 744 │ 528 │ - │ 216 │
│N 2 │ - │ - │ - │ - │
│февраль│ │ │ │ │
│N 1 │ 672 │ 672 │ - │ - │
│N 2 │ - │ - │ - │ - │
│март │ │ │ │ │
│N 1 │ 744 │ - │ 744 │ - │
│N 2 │ 1944 │ 288 │ - │ 1656 │
│апрель │ │ │ │ │
│N 1 │ 744 │ 744 │ - │ - │
│N 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. N 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 N 2-ТЭК (газ)), утвержденной Мингазпромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 24 мая 1989 года.
Управление статистики
производства промышленной
продукции и инноваций
Утверждена
Постановлением
Госкомстата России
от 29 мая 1996 г. N 44
Согласована
Минтопэнерго России
Данная Инструкция применяется при заполнении формы N 1-ТЭК (нефть), утвержденной Приказом Росстата от 14.10.2009 N 226.
ИНСТРУКЦИЯ
|
