В соответствии с пунктом 3 статьи 119 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

отчетный баланс запасов нефти (форма 1);
отчетный баланс запасов природных горючих газов (форма 2);
отчетный баланс запасов конденсата (форма 3);
отчетный баланс запасов попутных компонентов (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе) (форма 4);
отчетный баланс запасов серы в нефтяных месторождениях (форма 5);
отчетный баланс запасов гелия (форма 6);
отчетный баланс запасов ванадия (V2 О5) (форма 6-1);
отчетный баланс запасов угля (форма 7);
отчетный баланс запасов твердых полезных ископаемых (форма 8);
отчетность по мониторингу недр месторождений углеводородов (форма І-МН(УВС);
отчетность по мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых (форма 2-МН (ТПИ));
отчетность по мониторингу подземных вод (форма 3-МН (ПВ).

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Республики Казахстан от 27 июня 2005 года № 638 «Об утверждении специальных форм геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр, базирующейся на материалах первичного учета» (САПП Республики Казахстан, 2005 г., № 27, ст. 331).

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов нефти за ____ год (форма 1)
Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть,
недро­поль­зо-
ва­тель,
сте­пень
осво­е­ния,
ме­сто­рож­де­ние,
го­су­дар­ствен-
ный но­мер, тип
ме­сто­рож­де­ния,
уча­сток,
про­дук­тив­ные
от­ло­же­ния;
за­лежь,
кол­лек­тор
(К, КТ, ТК),
глу­би­на
за­ле­га­ния м,
код за­ле­жи
№
кон­трак­та
(ли­цен­зии)
и да­та
вы­да­чи
Па­ра­мет­ры
пла­ста:
а) пло­щадь
неф­те­нос­но­сти
тыс. м2.;
б) мощ­ность
об­щая, м.;
в) мощ­ность
эф­фек­тив­ная,
м.;
г) от­кры­тая
по­ри­стость;
д) неф­те-
на­сы­щен­ность;
е)
ко­эф­фи­ци­ент
из­вле­че­ния;
ж)
про­ни­ца­е­мость
MKM".з)пе­ре­счет­ный
ко­эф­фи­ци­ент
Ка­че­ствен­ные
ха­рак­те-
ри­сти­ки:
а)плот­ность,
г/см3
б) вяз­кость
мпас;
в)со­дер­жа­ние
се­ры %;
г)со­дер­жа­ние
па­ра­фи­на %;
д)
со­дер­жа­ние
смол и
ас­фаль­те­нов;
е) пла­сто­вая
тем­пе­ра­ту­ра
С0
ж)
тем­пе­ра­ту­ра
за­сты­ва­ния
неф­ти
а) год
от­кры­тия;
б) год
раз­ра­бот­ки;
в) год
кон­сер­ва­ции;
г) до­бы­ча с
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­ча на
да­ту
утвер­жде­ния
ГКЗ;
е) сте­пень
вы­ра­бот­ки %;
ж) об­вод-
нен­ность %;
з) тем­пы
от­бо­ра %
1
2
3
4
5
6
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые за­па­сы
на 01.01. г.
Из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­со­в__ за год в ре­зуль­та­те
А+В+С1
С2
а) до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ния за­па­сов
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
7
8
9
10
11
12
(продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01. ______ го­да
Ба­лан­со­вые за­па­сы,
утвер­жден­ные ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­ба-
лан­со-
вые
на да­ту
утвер­жде­ния
Год
утвер­жде-
ния, но­мер
про­то­ко­ла
А
В
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
"__" ___________ __ г.              Руководитель предприятия
Исполнитель _________               Главный геолог

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов природных горючих газов _____ за год (форма 2)
Запасы в млн.м3 геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть,
недро­поль-
зо­ва­тель,
сте­пень
осво­е­ния,
ме­сто­рож-
де­ние,
го­су­дарс-
твен­ный
но­мер, тип
ме­сто­рож-
де­ния,
уча­сток,
про­дук­тив-
ные
от­ло­же­ния,
за­лежь,
кол­лек­тор,
(К, КТ,
ТК),
глу­би­на
за­ле­га­ния
м, код
за­ле­жи
№
кон­трак­та
(ли­цен-
зии) и
да­та
вы­да­чи
Па­ра­мет­ры
пла­ста:
а) пло­щадь
га­зо­но-
сно­сти
тыс.м2;
б)мощ­ность
об­щая, м;
б1)мощ­ность
неф­те­на­сы-
щен­ной
тол­щи
эф­фек­тив-
но­сти, м;
в) ко­эф­фи-
ци­ент
от­кры­той
по­ри­сто­сти;
г) га­зо­на-
сы­щен­ность
min-max;
д) ко­эф­фи-
ци­ент
из­вле­че­ния;
е)пла­сто­вое
дав­ле­ние
мкм2;
ж) га­зо­со-
дер­жа­ние,
м3/т
Ка­че­ствен­ные
ха­рак­те­ри-
сти­ки:
а) плот­ность
в воз­ду­хе
г/см3;
б) низ­шая
теп­ло­твор­ная
спо­соб­ность
Кдж;
в)со­дер­жа­ние
тя­же­лых
уг­ле­во­до­ро-
дов %;
г)со­дер­жа­ние
ста­биль­но­го
кон­ден­са­та;
г/м3;
д)со­дер­жа­ние
се­ро­во­до­ро­да
%;
е)со­дер­жа­ние
азо­та %;
ж)со­дер­жа­ние
уг­ле­кис­ло­го
га­за %;
з)пла­сто­вая
тем­пе­ра­ту­ра
С0
Го­ды:
а) от­кры­тия;
б) вво­да в
раз­ра­бот­ку;
в)кон­сер­ва­ции
;
г) до­бы­чи с
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­чи
на да­ту
утвер­жден­ных
за­па­сов ГКЗ
Вид га­за:
а)
рас­тво­рен­ный;
б) га­зо­вая
шап­ка;
в) сво­бод­ный
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые за­па­сы
на 01.01. _____ г.
из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­сов
за ________ год в ре­зуль­та­те
Год
А+В+С1
С2
а) до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ния
за­па­сов
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
8
9
10
11
12
13
(продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01. ________ го­да
ба­лан­со­вые
За­ба­лан­со­вые
А
В
A+B
С1
A+B+C1
С2
14
15
16
17
18
19
20
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые за­па­сы, утвер­жден­ные ГКЗ
на да­ту утвер­жде­ния
год утвер­жде­ния, но­мер
про­то­ко­ла
A+B
А+В+С1
С2
21
22
23
24
«__» __________ г.                    Руководитель предприятия
Исполнитель ___________               Главный геолог _________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов конденсата за год (форма 3)
Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть,
недро­поль­зо-
ва­тель,
сте­пень
осво­е­ния
ме­сто­рож­де­ния
, госдарст-
вен­ный но­мер,
тип, уча­сток,
про­дук­тив­ные
от­ло­же­ния,
за­лежь,
кол­лек­тор
(К, Т, КТ,
ТК), глу­би­на
за­ле­га­ния, м;
код за­ле­жи
№
кон­трак­та
(ли­цен-
зии) и
да­та
вы­да­чи
а) год
от­кры­тия;
б) год
вво­да в
раз­ра­бот­ку
на газ;
в) год
вво­да в
раз­ра­бот­ку
на
кон­ден­сат;
г) до­бы­ча с
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­ча
на да­ту
утвер­жден-
ных
за­па­сов ГКЗ
Вид
га­зо­но­си­те­ля
а) га­зо­вая
шап­ка;
б) сво­бод­ный
Ба­лан­со­вые
за­па­сы на
01.01.____ г.
(га­зо­но­си­те­ля)
млн. м3
Ка­че­ствен­ные
ха­рак­те­ри­сти­ки:
а) плот­ность
г/см3;
б) на­чаль­ное
со­дер­жа­ние
ста­биль­но­го
кон­ден­са­та
г/см3;
в) те­ку­щее
со­дер­жа­ние
ста­биль­но­го
кон­ден­са­та
г/см3;
г) со­дер­жа­ние
се­ры %;
д) со­дер­жа­ние
па­ра­фи­на %;
е) ко­эф­фи­ци­ент
из­вле­че­ния
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые за­па­сы
кон­ден­са­та
на 01.01._________ г.
Из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­сов за _____ год
а) до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ния
за­па­сов
А+В+С1
С2
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
9
10
11
12
13
14
(продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01. _______ г.
Ба­лан­со­вые за­па­сы, утвер­жден­ные ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­ба­лан­со­вые
на да­ту утвер­жде­ния
год утвер­жде­ния,
но­мер про­то­ко­ла
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
15
16
17
18
19
20
21
22
23
«__» __________ ____ г.             Руководитель предприятия
Исполнитель                         Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов попутных компонентов за ____ год (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе) (форма 4)
Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть,
недро­поль­зо-
ва­тель,
сте­пень
осво­е­ния,
ме­сто­рож-
де­ние,
го­су­дар-
ствен­ный
но­мер и тип,
уча­сток,
про­дук­тив­ные
от­ло­же­ния,
за­лежь,
кол­лек­тор
(К, Т, КТ,
ТК), глу­би­на
за­ле­га­ния, м,
код за­ле­жи
№
кон­трак­та
(ли­цен­зии)
и да­та
вы­да­чи
а) год
от­кры­тия;
б) год вво­да
в раз­ра­бот­ку
на газ;
в) год вво­да
в раз­ра­бот­ку
на кон­ден­сат;
г) до­бы­ча
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­ча на
да­ту
утвер­жден­ных
за­па­сов ГКЗ
Вид
га­за­но­си­те­ля
а)
рас­тво­рен­ный;
б) га­зо­вая
шап­ка;
в) сво­бод­ный
Ба­лан­со­вые
за­па­сы на
01.01.
____ г.
(га­за­но­си-
те­ля) млн.
м
Со­дер­жа­ние, %
а) эта­на,
про­па­на,
бу­та­нов в
ука­зан­ном
ви­де га­за
б) азо­та
в)се­ро­во­до­ро­да
г) уг­ле­кис­ло­го
га­за
A+B+C1
С2
1
2
3
4
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые за­па­сы
кон­ден­са­та на
Из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­сов за
год _____ в ре­зуль­та­те:
01.01.___ г.
а) до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ние за­па­сов
А+В+С1
С2
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
9
10
11
12
13
14
(продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01.____ г.
Ба­лан­со­вые за­па­сы,
утвер­жден­ные ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­ба­лан­со­вые
на да­ту
утвер­жде­ния
год утвер­жде­ния,
но­мер про­то­ко­ла
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
15
16
17
18
19
20
21
22
23
«__» ______ _____ г.                  Руководитель предприятия
Исполнитель _________                 Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов серы в нефтяных месторождениях за _____ год (форма 5)
Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть,
недро­поль­зо­ва-
тель, сте­пень
осво­е­ния,
ме­сто­рож­де­ние,
го­су­дар­ствен­ный
но­мер и тип
ме­сто­рож­де­ния,
уча­сток,
про­дук­тив­ные
от­ло­же­ния,
за­лежь,
кол­лек­тор
(К, ТК, КТ),
глу­би­на
за­ле­га­ния, м,
код за­ле­жи
№
кон­трак­та
(ли­цен­зии)
и да­та
вы­да­чи
а) год
от­кры­тия;
б) год вво­да в
раз­ра­бот­ку на
газ;
в) год
кон­сер­ва­ции;
г) до­бы­ча с
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­ча на
да­ту
утвер­жден­ных
за­па­сов ГКЗ
Вид но­си­те­ля
а) нефть;
б) газ;
б1) рас­тво-
рен­ный;
б2) га­зо­вая
шап­ка;
63) сво­бод­ный
в) кон­ден­сат
Ба­лан­со­вые
за­па­сы на
01.01. ___ г.
(но­си­те­ля)
нефть, тыс.т
газ, млн. м3 кон­ден­сат
тыс.т.
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Со­дер­жа­ние,
%:
в неф­ти,%
в га­зе, г/м3
в
кон­ден­са­те,
%
Ба­лан­со­вые
за­па­сы се­ры
на 01.01. __ г.
Из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­сов за ___ год в ре­зуль­та­те
А+В+С1
С2
а) до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ния
за­па­сов
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
8
9
10
11
12
13
14
((продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01. ___ го­да
Ба­лан­со­вые за­па­сы,
утвер­жден­ные ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­ба­лан-
со­вые
на да­ту утвер­жде­ния
но­си­тель се­ра
год
утвер­жде­ния,
но­мер
про­то­ко­ла
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
15
16
17
18
19
20
21
22
23
«___» _______ ____ г.               Руководитель предприятия
Исполнитель ________               Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов гелия год (форма 6)
Запасы в тыс. м3 геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть,
недро­поль­зо­ва-
тель, сте­пень
осво­е­ния,
ме­сто­рож­де­ние,
го­су­дар­ствен­ный
но­мер и тип,
уча­сток,
про­дук­тив­ные
от­ло­же­ния,
за­лежь,
кол­лек­тор
(К, ТК, КТ);
глу­би­на
за­ле­га­ния, м,
код за­ле­жи
№ ли­цен­зии
(кон­тракт
а) и да­та
вы­да­чи
а) год
от­кры­тия;
б) год вво­да
в раз­ра­бот­ку
на газ;
в) год
кон­сер­ва­ции;
г) до­бы­ча с
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­ча на
да­ту
утвер­жден­ных
за­па­сов ГКЗ
Вид
но­си­те­ля
Ба­лан­со­вые
за­па­сы на
01.01.
_____ г.
(но­си­те­ля)
млн. м3
Со­дер­жа­ние
в %:
а) ге­лия;
б) азо­та;
в) се­ро-
во­до­ро­да;
г)
уг­ле­кис­ло­го
га­за
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые
за­па­сы ге­лия
на 01.01. ____ г.
Из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­сов за ____ год
в ре­зуль­та­те
до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ние
за­па­сов
А+В+С1
С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
9
10
11
12
13
14
(продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01. ___ го­да
Ба­лан­со­вые за­па­сы, утвер­жден­ные ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­ба­лан­со-
вые
на да­ту утвер­жде­ния
год утвер­жде­ния,
но­мер про­то­ко­ла
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
15
16
17
18
19
20
21
22
23
«___» ________ ______ г.            Руководитель предприятия
Исполнитель _________               Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов ванадия (V 2 О 5) за ___ год (форма 6-1)
Запасы в тоннах, геологические
извлекаемые
№
п/п
Об­ласть, ре­ги­он,
недро­поль­зо­ва­тель,
сте­пень осво­е­ния,
ме­сто­рож­де­ние,
го­су­дар­ствен­ный
но­мер и тип,
уча­сток,
про­дук­тив­ные
от­ло­же­ния, за­лежь,
кол­лек­тор
(К, ТК, КТ);
глу­би­на за­ле­га­ния,
м, код за­ле­жи
№
кон­трак­та
(ли­цен­зии)
и да­та
вы­да­чи
а) год
от­кры­тия;
б) год вво­да
в раз­ра­бот­ку
на газ;
в) год
кон­сер­ва­ции;
г) до­бы­ча с
на­ча­ла
раз­ра­бот­ки;
д) до­бы­ча на
да­ту
утвер­жден­ных
за­па­сов ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­па­сы
на _____ г.
(ис­ко­па­е­мо­го
но­си­те­ля)
Со­дер­жа­ние
ва­на­дия.
г/т (V2O5)
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
1 6
7
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые
за­па­сы ва­на­дия
на 01.01. ____ г.
Из­ме­не­ния ба­лан­со­вых за­па­сов за ___ год в ре­зуль­та­те
до­бы­чи
раз­вед­ки
пе­ре­оцен­ки
пе­ре­да­чи
спи­са­ние за­па­сов
А+В+С1
С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
8
9
10
11
12
13
(продолжение таблицы)
За­па­сы на 01.01. ____ го­да
Ба­лан­со­вые за­па­сы, утвер­жден­ные
ГКЗ
Ба­лан­со­вые
за­ба­ла-
нсо­вые
на да­ту утвер­жде­ния
год
утвер­жде­ния,
но­мер
про­то­ко­ла
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
14
15
16
17
18
19
20
21
22
«___» _______ ______ г.             Руководитель предприятия
Исполнитель __________              Главный геолог ________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов угля за _______ год (форма 7)
Единица измерения запасов
№
п/п
Об­ласть,
пред­при­я­тие,
ме­сто­рож­де­ние,
бас­сейн,
уча­сток, по­ле,
шах­та, раз­рез
го­ри­зонт,
пласт,
№ ли­цен­зии
(кон­трак­та)
и да­та вы­да­чи
а) сте­пень
осво­е­ния, год;
б) го­до­вая
про­ект­ная
и про­из­вод-
ствен­ная
мощ­ность
пред­при­я­тия,
шах­ты, раз­ре­за;
в) глу­би­на
под­сче­та
за­па­сов;
г) мак­си­маль­ная
глу­би­на
раз­ра­бот­ки
(фак­ти­че­ская),
м;
д) глу­би­на
за­ле­га­ния
го­ри­зон­та
пла­ста, м;
е) мощ­ность
по­лез­ной
тол­щи;
ж) ко­эф­фи­ци­ент
вскры­ши, м;
з) мощ­ность и
объ­ем тор­фов м.
а)Тип по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го,
сорт, мар­ка,
тех­но­ло­ги­че­ская
груп­па;
б) сред­нее
со­дер­жа­ние
по­лез­ных
ком­по­нен­тов и
вред­ных
при­ме­сей (вы­ход
по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го);
в) влаж­ность %;
г) удель­ная
теп­ло­та
сго­ра­ния,
МДж/кг;
д) вы­ход смо­лы
Ка­те­го­рии
за­па­сов
А
В
А+В
А+В+С,
С2
за­ба­лан­со-
вые
За­па­сы на
01.01.____ г.
Ба­лан-
со­вые
За­ба-
лан­со-
вые
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Из­ме­не­ние ба­лан­со­вых за­па­сов за год _____ в ре­зуль­та­те
До­бы­чи
Раз­вед­ки
Пе­ре­оцен­ки
Спи­са­ния
За­па­сов
Из­ме­не­ния тех­ни­че­ских
гра­ниц и дру­гие при­чи­ны
8
9
10
11
12
(продолжение таблицы)
Со­сто­я­ние за­па­сов
на 01.01.____ г.
Ба­лан­со­вые за­па­сы,
утвер­жден­ные ГКЗ
или ТКЗ
1) про­ект­ные
по­те­ри при до­бы­чи,
%;
2) разу­бо­жи­ва­ние,
%;
3) про­мыш­лен­ные
за­па­сы уг­ля и
го­рю­чих слан­цев,
А+В+С1:
а) всей шах­ты
(раз­ре­за);
б) дей­ству­ю­щих
го­ри­зон­тов.
Обес­пе­чен­ность
пред­при­я­тия в го­дах
ба­лан­со­вы­ми за­па­са­ми
ка­те­го­рии А+В+С1:
а) все­ми за­па­са­ми;
б) в про­ект­ных
кон­ту­рах от­ра­бот­ки по
уг­лю и го­рю­чим
слан­цам про­мыш­лен­ны­ми
за­па­са­ми А+В+С1
в) всей шах­ты,
раз­ре­за;
г) дей­ству­ю­щих
го­ри­зон­тов
Ба­лан-
со­вые
За­ба­лан-
со­вые
а) все­го;
б)год утвер­жде­ния,
но­мер про­то­ко­ла;
в)груп­па слож­но­сти
13
14
15
16
17
«___» _________ ______ г.             Руководитель предприятия
Исполнитель __________                Главный геолог _________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетный баланс запасов твердых полезных ископаемых за ____ год (форма 8)
Единица измерения запасов
№
п/п
Об­ласть,
пред­при­я­тие,
ме­сто­ро-
жде­ние,
уча­сток,
ме­сто­по­ло-
же­ние,
№ кон­трак­та
(ли­цен­зии) и
да­та вы­да­чи.
а) Сте­пень
осво­е­ния,
год;
б) го­до­вая
про­ект­ная
мощ­ность
пред­при­я­тия;
в) глу­би­на
под­сче­та
за­па­сов;
г)
мак­си­маль­ная
глу­би­на
раз­ра­бот­ки
(фак­ти­че­ская)
, м;
д)ко­эф­фи­ци­ент
вскры­ши.
а) Тип
по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го,
сорт, мар­ка,
тех­но­ло­ги­чес-
кая груп­па;
б) сред­нее
со­дер­жа­ние
по­лез­ных
ком­по­нен­тов и
вред­ных
при­ме­сей
(вы­ход
по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го).
Ка­те­го­рии
за­па­сов
А
В
А+В
A+B+C1
С2
За­ба­лан-
со­вые
За­па­сы
на 1 ян­ва­ря
____ г.
Ба­лан-
со­вые
За­ба­лан-
со­вые
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Из­ме­не­ние ба­лан­со­вых за­па­сов за год в ре­зуль­та­те
Со­сто­я­ние
за­па­сов на 1
ян­ва­ря ___ го­да
до­бы­чи
раз­вед­ки
(+ или -)
пе­рео-
цен­ки
спи­са­ние
непод­твер-
див­ших­ся
за­па­сов
из­ме­не­ние
тех­ни­чес-
ких гра­ниц
и дру­гие
при­чи­ны
ба­лан-
со­вые
за­ба-
лан­со­вые
8
9
10
11
12
13
14
(продолжение таблицы)
Ба­лан­со­вые за­па­сы, утвер­жден­ные
ГКЗ или ТКЗ
Обес­пе­чен­ность пред­при­я­тия в
го­дах ба­лан­со­вы­ми за­па­са­ми
ка­те­го­рии A+B+C1 из рас­че­та
про­ект­ной мощ­но­сти по­терь при
до­бы­че и разу­бо­жи­ва­ния:
а) все­ми за­па­са­ми;
б) в про­ект­ных кон­ту­рах
от­ра­бот­ки
а) все­го:
б)да­та утвер­жде­ния,
№ про­то­ко­ла;
в) груп­па слож­но­сти
1) про­ект­ные по­те­ри
при до­бы­чи, в %;
2) разу­бо­жи­ва­ние, %
15
16
17
«___» _______ _____ г.             Руководитель предприятия
Исполнитель _______                Главный геолог

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетность по мониторингу недр месторождений углеводородов (форма 1 - МН УВС)
Таблица 1. Общие сведения
Недро­поль­зо­ва­тель
№ Кон­трак­та.
Ли­цен­зии
Тип по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го.
Ком­по­нен­ты
На­зва­ние
ме­сто­рож­де­ния
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Ме­сто­на­хож­де­ние
(об­ласть, рай­он)
Неф­те­га­зо­нос­ная
про­вин­ция,
об­ласть
Пло­щадь
гео­ло­ги­че­ско­го
(гор­но­го)
от­во­да
Год на­ча­ла
раз­ра­бот­ки,
мас­штаб
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Сте­пень
осво­ен­но­сти, %
Глу­би­на за­ле­га­ния
ре­зер­ву­а­ра, м
Спо­соб
от­ра­бот­ки
ме­сто­рож­де­ния
Фонд сква­жин,
скв.
9
10
11
12
Таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр
На­зва­ние
Про­грам­мы
Год
раз­ра­бот­ки
и утверж-
де­ния
Про­грам­мы
Ком­па­ния-
раз­ра­бот­чик
Про­грам­мы
Ви­ды
мо­ни­то-
рин­га,
про­во­ди­мо­го
в со­от­вет-
ствии с
Про­грам­мой*
Срок
ре­а­ли-
за­ции
Про­грам-
мы, лет
Да­та
на­ча­ла
ре­а­ли-
за­ции
Про­грам­мы
1
2
3
4
5
6
* Виды мониторинга недр на месторождениях углеводородов:
Геодинамический мониторинг (таблицы 3.1; 3.1.1; 3.1.2; 3.1.3; 3.1.4)
Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг (таблица 3.2;
3.2.1; 3.2.2)
Геохимический мониторинг (таблица 3.3; 3.1)
Таблица 3.1 Геодинамический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№
п/п
Пе­ри­од
наб­лю-
де­ний
Вид
из­ме­ре­ний
Наб­лю-
да­тель­ная
сеть
При­ме­ня-
емая
ап­па­ра­ту­ра
Точ­ность
из­ме­ре­ний
Ком­па­ния
ис­пол­ни-
тель ра­бот
1
2
3
4
5
6
7
Ни­ве­ли­ро-
ва­ние
№ и дли­на
про­фи­ля,
км;
ко­ли­че­ство
пунк­тов,
пункт
мм/км
GPS
из­ме­ре­ния
ко­ли­че­ство
пунк­тов,
пункт
мм
Гра­ви­ме-
три­че­ские
из­ме­ре­ния
ко­ли­че­ство
пунк­тов,
пункт
мик­ро­галл
Сей­смо­ло­ги-
чес­кие
ко­ли­че­ство
пунк­тов,
пункт
Таблица 3.1.1 Результаты наблюдений
Нивелирование
Год
ра­бот
№
про­фи­ля
№ ре­пе­ра
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
Вер­ти­каль­ные
дви­же­ния
зем­ной
ко­ры, мм/год
се­вер­ная
ши­ро­та
во­сточ-
ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
6
Таблица 3.1.2 Результаты наблюдений
GPS измерения
Год
ра­бот
№ пунк­та
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная дол­го­та
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Вер­ти­каль­ные
дви­же­ния зем­ной
ко­ры, мм/год
Го­ри­зон­таль­ные дви­же­ния
зем­ной ко­ры, мм/год
Ази­мут
го­ри­зон­таль­ных
дви­же­ний зем­ной
ко­ры, гра­ду­сы
5
6
7
Таблица 3.1.3 Результаты наблюдений
Гравиметрические измерения
Год
ра­бот
№ пунк­та
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
Из­ме­не­ния
зна­че­ний
си­лы тя­же­сти,
мкГал/год
се­вер­ная
ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
Таблица 3.1.4 Результаты наблюдений
Сейсмологические наблюдения
Да­та
№
пунк­та
Вре­мя со­бы­тия
в оча­ге
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Глу­би­на в
эпи­цен­тре, км
Маг­ни­ту­да
Еди­ни­ца из­ме­ре­ния
6
7
8
Таблица 3.2 Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№ п/п
Пе­ри­од
на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­ная сеть
1
2
3
4
Из­ме­ре­ния пла­сто­во­го и
за­бой­но­го дав­ле­ний и
тем­пе­ра­тур
Ко­ли­че­ство сква­жин
про­мыс­ло­вых,
ко­ли­че­ство сква­жин
на­блю­да­тель­ных,
про­дук­тив­ные
го­ри­зон­ты
Из­ме­ре­ния на
уста­но­вив­ших­ся ре­жи­мах
филь­тра­ции (ИД, КВД, КПД)
Из­ме­ре­ние де­би­тов/
при­е­ми­сто­стей
Кон­троль устье­вых
па­ра­мет­ров
Из­ме­ре­ния ме­то­да­ми ГИС
(ГК, ГГК, НК, ННК, АК,
шу­мо­мет­рия,
элек­тро­маг­ни­то­мет­рия,
ре­зи­сти­ви-мет­рия, СИК и
др)
(продолжение таблицы)
При­ме­ня­е­мая
ап­па­ра­ту­ра и ме­то­ды
Точ­ность
из­ме­ре­ний
Ком­па­ния-
ис­пол­ни­тель ра­бот
5
6
7
Таблица 3.2.1 Результаты наблюдений
Промыслово-геофизический мониторинг (методы ГИС)
Да­та
№ и тип
сква­жи­ны
Ко­ор­ди­на­ты
сква­жи­ны
На­блю­да­е­мый
Го­ри­зонт
Ин­тер­вал
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
Ма­но­мет­рия
Тер­мо­мет­рия
Рас­хо­до­мет­рия
Пла­сто­вое
дав­ле­ние
За­бой­ное
дав­ле­ние
Тем­пе­ра­ту­ра
Объ­ем
при­то­ка
жид­ко­сти в
ствол
сква­жи­ны
Объ­ем
по­гла­ще­ния
жид­ко­сти
(на­бл.)
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­не­ний и об­ра­бот­ки
Со­став и струк­ту­ра жид­ко­сти
Удель­ное элек­три­че­ское
со­про­тив­ле­ние
Плот-
ность
Ди­элек­три-
чес­кая
по­сто­ян­ная
Про­во­ди-
мость
(элек­три-
чес­кое
со­про­ти-
вле­ние)
Неф­те­нос-
ной ча­сти
Во­до­нос-
ной ча­сти
По­ло­же­ние
ВНК (ГНК)
11
12
13
14
15
16
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
Аку­сти­че­ский ка­ро­таж
Ра­дио­хи­ми­че­ский ме­тод
ка­ро­та­жа
По­ри-
стость
кол­лек-
то­ра
Сцеп­ле­ние
це­мен­та с
об­сад­ной
ко­лон­ной
Сцеп­ле­ние
це­мен­та с
гор­ной
по­ро­дой
Дан­ные ГК
в про­цес­се
стро­и­тель-
ства
сква­жи­ны
Дан­ные ГК в
про­цес­се
экс­плуа-
та­ции
сква­жи­ны
Ано­ма­лия
ра­дио­ак-
тив­но­сти
17
18
19
20
21
22
(продолжение таблицы)
По­рис-
тость
Про­ни-
цае-
мость
Тол­щи­на
Охват пла­стов про­цес­сом раз­ра­бот­ки
Ха­рак­тер
на­сы-
ще­ния
кол­лек-
то­ра
Ко­эф­фи-
ци­ент
дей­ству-
ющей
тол­щи­ны
Ко­эф­фи-
ци­ент
про­дук­ти-
вно­сти
Ко­эф­фи­ци­ент
неф­те­от­да­чи
23
24
25
26
27
28
29
Таблица 3.2.2 Результаты наблюдений
Гидродинамический мониторинг
Да­та
№ и тип
сква­жи­ны
Ко­ор­ди­на­ты
сква­жи­ны
На­блю­да­е­мый
го­ри­зонт
Ин­тер­вал
пер­фо­ра­ции, м
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
На­коп­лен­ная
до­бы­ча, т/год
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
Вид
ис­сле­до-
ва­ния
Пла­сто­вое
дав­ле­ние,
МПа
За­бой­ное
дав­ле­ние,
МПа
Тем­пе­ра­ту­ра,
оС
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
Де­бит, т/сут
Ко­эф­фи­ци­ент
про­дук­тив-
но­сти
м3/сут*МПа
Про­ни­ца-
емость
мкм2
Пье­зо­про­вод-ность, м2/с
Гид­ро­про­вод-
ность, мкм2*
м/Мпа*с
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
СКИН-
фак­тор
Тип
те­че­ния
в пла­сте
Мо­дуль
те­че­ния
в
пла­сте
Тип
мо­де­ли
пла­ста
Ко­эф­фи-
ци­ент
при­е­мис-
то­сти
пла­ста
Об­водне-
нность,
%
Вы­во­ды по
из­ме­ре-
ни­ям
16
17
18
19
20
21
22
Таблица 3.3 Геохимический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№
п/п
Пе­ри­од
на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
Ко­ли­че­ство
сква­жин
При­ме­ня­е­мая
ап­па­ра­ту­ра
Ком­па­ния-
ис­пол­ни­тель
ра­бот
1
2
3
4
5
6
От­бор проб
во­ды, неф­ти,
га­за
Ла­бо­ра­тор­ные
ис­сле­до­ва­ния
Таблица 3.3.1 Результаты наблюдений
Да­та
№ сква­жи­ны
На­блю­да­е­мый
го­ри­зонт
Ин­тер­вал
опро­бо­ва­ния
№ про­бы
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Свой­ства пла­сто­вой неф­ти
Га­зо­со­дер­жа­ние
Объ­ем-
ный ко­эф-
фи­ци-
ент,
д.ед.
Усад-
ка, %
Плот-
ность
неф­ти в
пла­сто-
вых
ус­ло-
ви­ях,
г/см3
Плот-
ность
де­газ.
неф­ти
при 20
оС, г/
см3
Вяз-
кость
неф­ти
в плас-
то­вых
ус­ло-
ви­ях
МПа*с
Ко­эф-
фи­ци-
ент
сжи­ма-
емо­сти
*105
1/ат
Ко­эф-
фи­ци-
ент
раст-
во­ри-
мо­сти,
м3/м3
ат
Дав­ле-
ние
на­сы-
ще­ния,
МПа
м3/м3
м3/м3
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Свой­ства де­га­зи­ро­ван­ной неф­ти
Плот­но-
сть при
20оС, г/см3
Вяз­кость ки­не­ма­ти­че­ская,
мм2/с при тем­пе­ра­ту­ре, оС
Со­дер­жа­ние, % мас­со­вые
20
30
40
50
60
се­ры
па­ра-
фи­на
АСВ
ме­ха-ни-
чес-
ких
при-
ме­сей
хло­рис-
тых
со­лей
мг/л
ма­сел
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
(продолжение таблицы)
Свой­ства де­га­зи­ро­ван­ной неф­ти
Тем­пе­ра­ту­ра, 0С
Вы­ход фрак­ций, % объ­ем­ные до
тем­пе­ра­ту­ры, оС
Дав­ле­ние
на­сы­щен­ных
па­ров, кПа
Мо­ле­ку­ляр­ный
вес
За­сты-
ва­ния
вс-
пыш-
ки
на­ча­ла
ки­пе-
ния
180
200
220
260
300
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
(продолжение таблицы)
Ком­по­нент­ный со­став неф­тя­но­го и сво­бод­но­го га­за
Со­дер­жа­ние ком­по­нен­тов, % моль­ные
Удель-
ный
вес,
г/л
Уг­ле-
кис­лый
газ
Азот
Ме­тан
Этан
Про­пан
Изо-
бу­тан
Н-бу­тан
Изо-
пен­тан
Н-
пен­тан
Гек­сан+
выс­шие
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетность по мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых (форма 2 - МН (ТПИ))
Таблица 1. Общие сведения
Недро­поль­зо­ва­тель
№ Кон­трак­та.
Ли­цен­зии
Тип по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го.
Ком­по­нен­ты
На­зва­ние
ме­сто­рож­де­ния
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Ме­сто­на­хож­де­ние
(об­ласть, рай­он)
Ме­тал­ло­ге­ни­че­ская
зо­на, ком­плекс
Пло­щадь
гео­ло­ги­че­ско­го
(гор­но­го) от­во­да
Год на­ча­ла
раз­ра­бот­ки,
мас­штаб
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Сте­пень
осво­ен­но­сти, %
Глу­би­на за­ле­га­ния
про­дук­тив­ных
пла­стов, м
Спо­соб от­ра­бот­ки
ме­сто­рож­де­ния
Раз­ме­ры вы­ра­бо­ток,
мхм
9
10
11
12
Таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр
На­зва­ние
Про­грам­мы
Год
раз­ра­бот­ки
и
утвер­жде­ния
Про­грам­мы
Ком­па­ния-
раз­ра­бот-
чик
Про­грам­мы
Ви­ды
мо­ни­то­рин­га
,
про­во­ди­мо­го
в
со­от­ветст-
вии с
Про­грам­мой*
*
Срок
ре­а­ли­за­ции
Про­грам­мы,
лет
Да­та на­ча­ла
ре­а­ли­за­ции
Про­грам­мы
1
2
3
4
5
6
** Виды мониторинга недр на месторождениях твердых
полезных ископаемых:
Горно-технологический мониторинг (таблицы 3.1; 3.1.1)
Геодинамический мониторинг (таблицы 3.2; 3.2.1.1; 3.2.1.2; 3.2.1.3)
Геотехнический и геомеханический мониторинг (таблицы 3.3; 3.3.1.1;
3.3.1.2; 3.3.1.3; 3.1.4)
Геотехнический и геомеханический мониторинг (таблицы 3.3; 3.3.1.1;
3.3.1.2; 3.3.1.3; 3.1.4)
Таблица 3.1 Горно-технологический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№
п/п
Пе­ри­од
на­блю­де­ний
Вид
из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель-
ная сеть
При­ме­ня­е­мая
ап­па­ра­ту­ра
Точ­ность
из­ме­ре­ний
Ком­па­ния
ис­пол­ни­тель
ра­бот
1
2
3
4
5
6
7
Марк­шей­дер-
ские
из­ме­ре­ния
Раз­ме­ры
на­блю­да­е­мо­го
объ­ек­та,
дли­на
про­фи­лей
на­блю­де­ния,
глу­би­на и
т.п.
Таблица 3.1.1 Результаты наблюдений
Год
ра­бот
№ и на­зва­ние
объ­ек­та (участ­ка)
Гра­нич­ные ко­ор­ди­на­ты WGS-84
объ­ек­та (участ­ка)
Дан­ные по при­ро­сту
за­па­сов по­лез­но­го
ис­ко­па­е­мо­го
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Из­вле­ка­е­мое по­лез­ное
ис­ко­па­е­мое
Объ­ем
из­вле­ка­е­мых
гор­ных по­род,
тыс. т
Ход раз­ви­тия
гор­ных ра­бот
Крат­ность
под­ра­бот­ки, м/т
ко­ли­че­ство,
тыс. т
со­дер­жа­ние,
г/т
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Пло­щадь вы­ра­бот­ки
про­стран­ства, м2
Гор­ные вы­ра­бот­ки
Оцен­ка те­ку­ще­го
со­сто­я­ния объ­ек­та
(участ­ка)
со­сто­я­ние
креп­ле­ние
Сте­пень
раз­ру­шен­но­сти
эле­мен­тов, %
11
12
13
14
15
Таблица 3.2 Геодинамический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№ п/п
Пе­ри­од
на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­ная
сеть
При­ме­ня­е­мая
ап­па­ра­ту­ра
Точ­ность
из­ме­ре­ний
1
2
3
4
5
6
Ни­ве­ли­ро­ва­ние
№ и дли­на
про­фи­ля, км;
ко­ли­че­ство
пунк­тов, пункт
мм/км
GPS из­ме­ре­ния
ко­ли­че­ство
пунк­тов, пункт
мм
Сей­смо­ло-
ги­че­ские
ко­ли­че­ство
пунк­тов, пункт
Таблица 3.2.1.1 Результаты наблюдений
Нивелирование
Год ра­бот
№ про­фи­ля
№ ре­пе­ра
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная дол­го­та
1
2
3
4
5
(про­дол­же­ние таб­ли­цы)
Вер­ти­каль­ные дви­же­ния зем­ной ко­ры,
мм/год
Го­ри­зон­таль­ные
дви­же­ния зем­ной
ко­ры, мм/год
Ази­мут
го­ри­зон­таль­ных
дви­же­ний зем­ной
ко­ры, гра­ду­сы
6
7
8
Таблица 3.2.1.2 Результаты наблюдений
GPS измерения
Год ра­бот
№ пунк­та
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная дол­го­та
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Вер­ти­каль­ные дви­же­ния зем­ной
ко­ры, мм/год
Го­ри­зон­таль­ные
дви­же­ния зем­ной ко­ры,
мм/год
Ази­мут го­ри­зон­таль­ных
дви­же­ний зем­ной ко­ры,
гра­ду­сы
5
6
7
Таблица 3.2.1.3 Результаты наблюдений
Сейсмологические наблюдения
Да­та
№ пунк­та
Вре­мя со­бы­тия в
оча­ге
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Глу­би­на в эпи­цен­тре, км
Маг­ни­ту­да
Еди­ни­ца из­ме­ре­ния
6
7
8
Таблица 3.3 Геотехнический и геомеханический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№ п/п
Пе­ри­од на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­ная сеть
1
2
3
4
Ин­стру­мен­таль­ные
на­блю­де­ния за раз­ви­ти­ем
гео­ме­ха­ни­че­ских про­цес­сов
в мас­си­ве гор­ных по­род
м (дли­на) х
м (ши­ри­на) х
м (глу­би­на)
Ла­бо­ра­тор­ные на­блю­де­ния
за фи­зи­ко-ме­ха­ни­че­ским
со­сто­я­ни­ем гор­ных по­род
м (глу­би­на от­бо­ра)
(продолжение таблицы)
При­ме­ня­е­мая ап­па­ра­ту­ра
Точ­ность из­ме­ре­ний
Ком­па­ния-ис­пол­ни­тель ра­бот
5
6
7
Таблица 3.3.1.1 Результаты наблюдений
Изучение трещиноватости пород инструментальными методами
Год ра­бот
№ и на­зва­ние
объ­ек­та (участ­ка)
Гра­нич­ные ко­ор­ди­на­ты WGS-84 объ­ек­та
(участ­ка)
Ме­тод
из­ме­ре­ний
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Тип тре­щин
Раз­ме­ры тре­щин, см
Эле­мен­ты за­ле­га­ния тре­щин
дли­на
ши­ри­на
ази­мут про­сти­ра­ния
угол па­де­ния,
гра­дус
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Ин­тен­сив­ность
тре­щин, %
Фор­ма
по­верх­но­стей
сте­нок
Со­став по­род,
вме­ща­ю­щих
тре­щи­ны
За­пол­ни­тель
тре­щин
Оцен­ка те­ку­ще­го
со­сто­я­ния объ­ек­та
(участ­ка) по
тре­щи­но­ва­то­сти
11
12
15
16
17
Таблица 3.3.1.2 Результаты наблюдений
Изучение прочностных характеристик пород в массиве
Год
ра­бот
№ и на­зва­ние
объ­ек­та
(участ­ка)
Гра­нич­ные ко­ор­ди­на­ты WGS-84
объ­ек­та(участ­ка)
Глу­би­на
про­ве­де­ния
из­ме­ре­ний, м
Ме­тод
из­ме­ре­ний
се­вер­ная
ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
6
(продолжение таблицы)
Ме­ха­ни­че­ские ха­рак­те­ри­сти­ки
мо­дуль
де­фор­ма­ции,
Мпа
удель­ное
сцеп­ле­ние,
Мпа
угол
внут­рен­не­го
тре­ния,
гра­дус
со­про­тив­ле­ние
по­род сжа­тию,
Мпа
Кре­пость
по­род
(Про­то­дья-
ко­но­ва)
Оцен­ка
те­ку­ще­го
со­сто­я­ния
объ­ек­та
(участ­ка)
по свой­ствам
7
8
9
10
11
12
Таблица 3.3.1.3 Результаты наблюдений
Напряженное состояние массива горных пород гравиметрическими методами
Год
ра­бот
№ и
на­зва­ние
объ­ек­та
(участ-
ка)
Гра­нич­ные
ко­ор­ди­на-
ты WGS-84
объ­ек­та
(участ­ка)
Из­ме­не­ния
зна­че­ний
си­лы
Из­ме­не­ния
зна­че­ний
си­лы
Оцен­ка
те­ку­ще­го
со­сто­я­ния
объ­ек­та
се­вер­ная
ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
тя­же­сти,
мкГал/год
(участ­ка) по
из­ме­не­нию
си­лы
тя­же­сти
1
2
3
4
5
6
Таблица 3.3.1.4 Результаты наблюдений
Лабораторные измерения физико-механических свойств горных пород
(на образцах)
Год
ра­бот
№ и на­зва­ние
объ­ек­та
(участ­ка)
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84 от­бо­ра
об­раз­ца
Глу­би­на от­бо­ра
об­раз­ца, м
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Плот­ность ча­стиц,
(удель­ный вес),
г/см3
При­род­ная
влаж­ность, %
Ко­эф­фи­ци­ент
филь­тра­ции,
метр/сут­ки
По­ри­стость
, %
Ко­эф­фи­ци­ент
по­ри­сто­сти,
д.ед.
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Пол­ная
вла­го­ем­кость,
д.ед.
Ко­эф­фи­ци­ент
во­до­на­сы­ще­ния,
д.ед.
Ве­ли­чи­на
на­бу­ха­ния, %
Мо­дуль
де­фор­ма­ции,
МПа
Мо­дуль
объ­ем­ной
де­фор­ма­ции,
МПа
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Ко­эф­фи­ци­ент
Пуас­со­на
Угол
внут­рен­не­го
тре­ния, град.
Си­лы
сцеп­ле­ния,
Мпа
Лип­кость,
гс/см2
На­име­но­ва­ние
по­ро­ды
16
17
18
19
20
Таблица 3.4 Гидрологический и гидрогеологический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга
№
п/п
Пе­ри­од
на­блю­де-
ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­ная
сеть
При­ме­няе-
мая
ап­па­ра­ту­ра
Ком­па­ния-
ис­пол­ни­тель
ра­бот
1
2
3
4
5
6
На­блю­де­ния за
под­зем­ны­ми
во­да­ми в гор­ных
вы­ра­бот­ках
ко­ли­че­ство и
тип
во­до­пунк­тов,
ко­ли­че­ство
на­блю­да­е­мых
го­ри­зон­тов
На­блю­де­ния за
по­верх­ност­ны­ми
во­да­ми в
во­до­е­мах
Раз­мер
во­до­е­ма,
про­ис­хож­де­ние
во­до­е­ма
Таблица 3.4.1 Результаты наблюдений
Год
ра­бот
№ и на­зва­ние
объ­ек­та
(участ­ка)
Гра­нич­ные ко­ор­ди­на­ты WGS-84
объ­ек­та (участ­ка)
Тип
во­до­пунк­та
се­вер­ная ши­ро­та
во­сточ­ная дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Объ­ем от­бо­ра, м3
Объ­ем
за­ка­чи­ва­е­мых
вод, м3
Объ­ем утеч­ки
из пру­дов
от­стой­ни­ков,
на­ко­пи­те­лей
сточ­ных вод и
др.
со­ору­же­ний, м3
1 во­до­нос­ный
го­ри­зонт,
на­име­но­ва­ние
шахт­ных вод
дре­наж­ных
вод
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Глу­би­на за­ле­га­ния уров­ней
под­зем­ных вод во­до­нос­ных
го­ри­зон­тов, учав­ству­ю­щих в
об­вод­не­нии гор­ных
вы­ра­бо­ток, м
Глу­би­на за­ле­га­ния уров­ней под­зем­ных вод
го­ри­зон­тов смеж­ных с учав­ству­ю­щи­ми в
об­вод­не­нии гор­ных вы­ра­бо­ток, м
2 во­до­нос­ный
го­ри­зонт,
на­име­но­ва­ние
3 во­до­нос­ный
го­ри­зонт,
на­име­но­ва­ние
1 во­до­нос­ный
го­ри­зонт,
на­име­но­ва­ние
2 во­до­нос­ный
го­ри­зонт,
на­име­но­ва­ние
3 во­до­нос­ный
го­ри­зонт,
на­име­но­ва­ние
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Аб­со­лют­ная
от­мет­ка уров­ней
по­верх­ност­ных
вод, м
Рас­ход
по­верх­нос-
тных вод, м3
/сут
Рас­ход
род­ни­ков,
м3/сут
Тех­ни­че­ское
со­сто­я­ние
во­до­за­бор­ных
сква­жин
Тех­ни­че­ское
со­сто­я­ние
на­блю­да­тель-
ных сква­жин
16
17
18
19
20
Таблица 3.4.1.1 Результаты наблюдений
Физико-химические свойства подземных, поверхностных и шахтных вод
Год
ра­бот
№ и
на­зва­ние
объ­ек­та
(участ­ка)
Тип во­до­пунк­та
Ко­ор­ди­на­ты WGS-84 от­бо­ра
проб во­ды
се­вер­ная
ши­ро­та
во­сточ­ная
дол­го­та
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Тем­пе­ра­ту­ра,
оС
Плот­ность,
г/см3
Жест­кость
об­щая,
мэкв
Ми­не­ра­ли­за­ция,
г/л
рН
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Со­дер­жа­ние, % (мг­экв)
Кар­бо­нат-
ион, СО3
Гид­ро­кар­бо-
нат, НСО3
Хлор-
ион, Сl
Суль­фат-
ион, SО4
Каль­ций-
ион, Са
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Со­дер­жа­ние, % (мг­экв)
Маг­ний-ион, Мg
Na+K
NO3
Гу­мус
Же­ле­зо
16
17
18
19
20

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459
Отчетность по мониторингу подземных вод (форма 3-МН (ПВ))
Таблица 1. Сведения о водозаборе подземных вод
Ад­ми­ни-
стра-
тив­ная
об­ласть
Ад­ми­ни-
стра­ти-
вный
рай­он
На­и­ме-
но­ва­ние
ме­сто-
рож­де-
ния
Нед­ро-
поль­зо-
ва­тель,
во­до­поль-
зо­ва­тель
Но­мер
конт-
рак­та,
ли­цен­зии
, раз­ре-
ше­ния
На­и­ме-
но­ва­ние
во­до­за-
бо­ра
Ме­сто­по-
ло­же­ние,
ко­ор­ди-
на­ты
цен­тра
тя­же­сти
Гео­ло­ги-
чес­кий
ин­декс
экс­плу-
ати­ру-
емо­го
во­до-
нос­но­го
го­ри­зон-
та
Год
на­ча­ла
экс­плу-
ата­ции
Ко­ли-
че­ство
экс­плу-
ата­ци­он-
ных
сква­жин
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Схе­ма
во­до­за-
бор­но-
го
со­ору-
же­ния
За­яв­лен-
ная
по­треб-
ность,
тыс.м3
сут­ки
До­пус-
ти­мое
по­ни­же-
ние, м
От­чет­ный
год
Ко­ли-
че­ство
экс­плу-
ати­ру-
емых
сква­жин
Во­до-
от­бор
тыс.м3
/сут­ки
Во­до-
от­лив,
тыс.м3/
сут­ки
Ди­на­ми-
чес­кий
уро­вень
от-до, м
об­щая
ми­не­ра-
ли­за­ция
от-до,
г/л
Ком­по-
нен­ты
хи­ми­чес-
ко­го
со­ста­ва
с пре­вы-
ше­ни­ем
ПДК
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Таблица 2. Режим, уровень и температура подземных вод по водозаборным
и наблюдательным скважинам
Ад­ми­ни­стра-
тив­ная
об­ласть
На­име­но­ва­ние
на­блю­да-
тель­но­го по­ста
На­име­но­ва­ние
Недро­поль-
зо­ва­те­ля
Но­мер
на­блю­да-
тель­но­го
пунк­та
Год
Ме­сяц
(по­ряд­ко­вый
но­мер)
1
2
3
4
5
6
(продолжение таблицы)
За­ме­рен­ные уров­ни под­зем­ных вод (в мет­рах от по­верх­но­сти) или
тем­пе­ра­ту­ра (оС) Чис­ло ме­ся­ца
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
(продолжение таблицы)
За­ме­рен­ные уров­ни под­зем­ных вод (в мет­рах от по­верх­но­сти)
или тем­пе­ра­ту­ра (оС) Чис­ло ме­ся­ца
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
Таблица 3. Качество подземных вод по водозаборным скважинам
На­име­но­ва­ние
ком­по­нен­тов
Еди­ни­цы
из­ме­ре­ния
Зна­че­ния
ПДК
Ме­сто от­бо­ра про­бы
№ скв.
№ скв.
№ скв.
Во­до­за­бор
пер­вое по­лу­го­дие 201...г
да­та
от­бо­ра
да­та
от­бо­ра
да­та
от­бо­ра
сред­нее
за 1
по­лу­го­дие
1
2
3
4
5
6
7
За­пах
бал­лы
2
При­вкус
бал­лы
3
Цвет­ность
гра­дус
20(35)
Мут­ность
Ед-цы ЕМФ
2,6(3,5)
Во­до­род­ный
по­ка­за­тель
Ед-цы РН
6-9
Об­щая
ми­не­ра­ли­за­ция
(су­хой оста­ток)
мг/л
1000 (1500)
Жест­кость об­щая
мг-экв/л
7(10)
Окис­ля­е­мость
пер­ман­га­нат­ная
мг/л
5
Неф­те­про­дук­ты
(сум­мар­но)
мг/л
0,1
ПАВ,
ани­о­но­ак­тив­ные
мг/л
0,5
Фе­ноль­ный ин­декс
мг/л
0,25
Ал­лю­ми­ний
мг/л
0,5
Ба­рий
мг/л
0,1
Бе­рил­лий
мг/л
0,0002
Бор (сум­мар­но)
мг/л
0,5
Же­ле­зо (сум­мар­но)
мг/л
0,3(1,0)
Кад­мий (сум­мар­но)
мг/л
0,001
Мар­га­нец
(сум­мар­но)
мг/л
0,1 (0,5)
Медь (сум­мар­но)
мг/л
1,0
Мо­либ­ден
(сум­мар­но)
мг/л
0,25
Мы­шьяк (сум­мар­но)
мг/л
0,05
Ни­кель (сум­мар­но)
мг/л
0,1
Нит­ра­ты
мг/л
45
Ртуть (сум­мар­но)
мг/л
0,0005
Сви­нец (сум­мар­но)
мг/л
0,03
Се­лен (сум­мар­но)
мг/л
0,01
Строн­ций
(сум­мар­но)
мг/л
7,0
Гид­ро­кар­бо­на­ты
мг/л
Суль­фа­ты
мг/л
500
Хло­ри­ды
мг/л
350
Фто­ри­ды
мг/л
1,5
Хром+6
мг/л
0,05
Ци­а­ни­ды
мг/л
0,035
Цинк
мг/л
5,0
Тал­лий
мг/л
0,0001
Ли­тий
мг/л
0,03
Сурь­ма
мг/л
0,05
Се­реб­ро
мг/л
0,05
Ва­на­дий
мг/л
0,1
Ко­бальт
мг/л
0,1
Ам­ми­ак (по азо­ту)
мг/л
2,0
Хром+3
мг/л
0,5
Крем­ний
мг/л
10,0
Каль­ций
мг/л
Маг­ний
мг/л
На­трий
мг/л
200
Нит­рит-ион
мг/л
3,0
Фе­нол
мг/л
0,01
у-ГХЦГ(лин­дан)
мг/л
0,002
ДДТ (сум­ма
изо­ме­ров)
мг/л
0,002
2,4-Д
мг/л
0,03
Об­щая
ак­тив­ность
Бк/л
0,1
Об­щая
ак­тив­ность
Б к/л
1,0
(продолжение таблицы)
Ме­сто от­бо­ра про­бы
№ скв.
№ скв.
№ скв.
Во­до­за­бор
Во­до­за­бор
вто­рое по­лу­го­дие 201...г
за 201...г
да­та от­бо­ра
да­та от­бо­ра
да­та от­бо­ра
сред­нее за 2
по­лу­го­дие
сред­нее за год
8
9
10
11
12