В соответствии с подпунктом 13) статьи 19 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании» ПРИКАЗЫВАЮ:

2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан направление его копии на офицальное опубликование в периодических печатных изданиях и информационно-правовую систему «Әділет» республиканского государственного предприятия на праве хозяйственного ведения «Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан»;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий предусмотренных подпунктами 1), 2) и 3) пункта 2 настоящего приказа.

«СОГЛАСОВАН»
Министр энергетики
Республики Казахстан
_________В. Школьник
от 16 марта 2015 года

Приложение 1
к приказу Министра
по инвестициям и развитию
Республики Казахстан
от 27 февраля 2015 года № 254
Форма,
предназначенная для сбора
административных данных
Отчетный баланс запасов

8. Отчетности о состоянии недр по твердым полезным ископаемым.
Отчетность о состоянии недр по нефти
Отчетный период за _____ год
Индекс: 1-Н.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно, до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по нефти
за _____ год
запасы в тысячи тоннах, геологические
извлекаемые
№
п/п
Область, недропользователь, степень освоения, месторождение, государственный №, типместорождения, участок, продуктивныеотложения; залежь,коллектор (К, КТ, ТК), глубиназалегания м,код залежи
Параметры пласта:а) площадь
нефтеносности, тыс. м2 ;
б) мощность общая, м;в) мощность эффективная, м;г) открытая пористость;
д) нефтенасыщенность;е) коэффициентизвлечения;ж) проницаемость,мкм2 ;з) пересчетныйкоэффициент
Качественные характеристики:
а) плотность,г/см3 ;
б) вязкость, мПа*с;
в) содержание
серы, %;г)
содержание
парафина, %;
д) содержание
смол и асфальтенов;
е) пластоваятемпература,Co;
ж)
температура
застывания
нефти
а) годот
крытия;
б) годраз
работки;
в) годкон
сервации;
г) добыча
сначала
разработки;
д) добыча
надату
утверж
дения
ГКЗ;
е) степень
выработки, %;
ж)
обводне
нность,
%;
з) темпы
отбора, %
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Балансовые запасы на 01.01. ______ год
Изменения балансовых запасов за ___ год в результате
А+В+С1
С2
а) добычи б) потери
разведки
переоценки
передачи
списания
запасов
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
6
7
8
9
10
11
(продолжение таблицы)
Запасы на 01.01. ______ год
Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
балансовые
забалансовые
на дату утверждения
год утверждения,
номер
протокола
А
В
А+В
C1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+C1
С2
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: отчетность о состоянии недр по нефти заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной
длясбора административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетности о состоянии недр по нефти»
В графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе 2 формы указываются область, недропользователь, степень освоения, государственный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения; залежь, коллектор, глубина залегания и код залежи.
В графе 3 формы указываются параметры пласта: а) площадь нефтеносности тыс. м2 ; б) мощность общая, м; в) мощность эффективная, м; г) открытая пористость; д) нефтенасыщенность; е) коэффициент извлечения; ж) проницаемость, мкм2; з) пересчетный коэффициент.
В графе 4 формы указываются качественные характеристики: а) плотность, г/см3; б) вязкость, мПа*с; в) содержание серы %; г) содержание парафина %; д) содержание смол и асфальтенов; е) пластовая температура С0 ; ж) температура застывания нефти.
В графе 5 формы указываются, а) год открытия; б) год разработки; в) год консервации; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утверждения ГКЗ; е) степень выработки %; ж) обводненность %; з) темпы отбора %.
В графе 6 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__год по категории А+В+С1 .
В графе 7 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2 .
В графе 8 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате а) добычи, б) потери по категории А+В+С1 .
В графе 9 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате разведки по категории А+В+С1 .
В графе 10 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате переоценки или передачи с баланса на баланс по категории А+В+С1 .
В графе 11 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате списания запасов по категории А+В+С1 .
В графе 12 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А.
В графе 13 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории В.
В графе 14 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В.
В графе 15 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С1.
В графе 16 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 17 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2 .
В графе 18 формы указываются забалансовые запасы на 01.01.__ год.
В графе 19 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В.
В графе 20 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В+С1 .
В графе 21 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории С2 .
В графе 22 формы указываются номер и год утверждения протокола ГКЗ РК.
Отчетность о состоянии недр по горючему газу
Отчетный период за _____ год
Индекс: 2-Г.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно, до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по природным горючим газам
за_____ год
запасы в млн. м3 геологические
извлекаемые
№
Об­ласть,недро­поль­зо­ва­тель,сте­пе­ньо­сво­е­ния,
ме­сто­рож­де­ние,го­су­дар­стен­ный №,ти­п­ме­сто­рож­де­ния,уча­сток,про­дук­тив­ныеот­ло­же­ния,за­лежь,кол­лек­тор(К, КТ, ТК),глу­би­на­за­ле­га­ни­ям, код­за­ле­жи
Па­ра­мет­ры пла­ста:а) пло­щадь га­зо­нос­но­сти,тыс. м2 ;б) мощ­ность об­щая, м;б 1 ) мощ­ность неф­те­на­сы­щен­ной тол­щи эф­фек­тив­ная, м;в) ко­эф­фи­ци­ент от­кры­той по­ри­сто­сти;г) га­зо­на­сы­щен­ность, min-max;д) ко­эф­фи­ци­ент из­вле­че­ния;е) пла­сто­вое дав­ле­ние, мкм2 ;ж) га­зо­со­дер­жа­ние, м3 /т
Ка­че­ствен­ные ха­рак­те­ри­сти­ки:а) плот­ность в воз­ду­хе, г/см3 ;б) низ­шая теп­ло­твор­ная спо­соб­ность, Кдж;в) со­дер­жа­ни­е­тя­же­лых уг­ле­во­до­ро­дов, %;г) со­дер­жа­ние ста­биль­но­го кон­ден­са­та, г/м3;д) со­дер­жа­ние се­ро­во­до­ро­да, %;е) со­дер­жа­ние азо­та, %;ж) со­дер­жа­ние уг­ле­кис­ло­го га­за, %;з) пласт. тем­пе­ра­ту­ра, C0
Го­ды:а) от­кры­тия;б) год вво­да в раз­ра­бот­ку;в) год кон­сер­ва­ции;г) до­бы­ча с на­ча­ла раз­ра­бот­ки;д) до­бы­ча на да­ту­утвер­жде­ния ГКЗ
Вид га­заа) рас­тво­рен­ный;б) га­зо­вая шап­ка;в) сво­бод­ный
1
2
3
4
5
6
(продолжение таблицы)
Балансовые запасына 01.01. ______ год
Изменения балансовых запасов за _____ год в результате
A+B+C1
C2
а) добычиб) потерь
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 _______ год
балансовые
забалансовые
А
В
А+В
С1
А+В+С1
С2
13
14
15
16
17
18
19
(продолжение таблицы)
Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
на дату утверждения
Год утверждения,номер протокола
А+В
А+В+С1
С2
20
21
22
23
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по природным горючим газам заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной длясбора
административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр по горючему газу»
В графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе 2 формы указываются область, недропользователь, степень освоения, государственный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения; залежь, коллектор (К, КТ, ТК), глубина залегания и код залежи.
В графе 3 формы указываются параметры пласта: а) площадь газоносности, тыс. м2 ; б) мощность общая, м; б1 ) мощность нефтенасыщенной толщи эффективная, м; в) коэффициент открытой пористости; г) газонасыщенность min-max; д) коэффициент извлечения; е) пластовое давление, мкм2 ; ж) газосодержание, м3/т.
В графе 4 формы указываются качественные характеристики: а) плотность в воздухе, г/см3; б) низшая теплотворная способность, кДж; в) содержание тяжелых углеводородов, %; г) содержание стабильного конденсата, г/м3; д) содержание сероводорода, %; е) содержание азота, %; ж) содержание углекислого газа, %; з) пластовая температура, С0.
В графе 5 формы указываются а) год открытия; б) год ввода в разработку; в) год консервации; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утверждения ГКЗ.
В графе 6 формы указывается вид газа: а) растворенный; б) газовая шапка; в) свободный.
В графе 7 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+C1 .
В графе 8 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 9 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате а) добычи, б) потери по категории А+В+С1.
В графе 10 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате разведки по категории А+В+С1.
В графе 11 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате переоценки или передачи с баланса на баланс по категории А+В+С1.
В графе 12 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате списания запасов по категории А+В+С1.
В графе 13 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А.
В графе 14 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории В.
В графе 15 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В.
В графе 16 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С1.
В графе 17 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1 .
В графе 18 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2 .
В графе 19 формы указываются забалансовые запасы на 01.01.__ год.
В графе 20 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В.
В графе 21 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В+С1.
В графе 22 форм указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории С2 .
В графе 23 формы указываются год утверждения и номер протокола ГКЗ РК.
Отчетность о состоянии недр по конденсатам
Отчетный период за _____ год
Индекс: 3-К.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно, до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по конденсатам
за _____год
запасы в тысячи тоннах, геологические
извлекаемые
№
Область, недропользователь,степень освоения месторождения, госдуарственный № и тип месторождения, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор(К, Т, КТ, ТК), глубина залегания, м; код залежи
а) год открытия;б) год ввода в разработку на газ;в) год ввода в разработку на конденсат;г) добыча и потери с начала разработки;д) добыча и потери на дату утверждения
Вид газа-носителяа) газовая шапка;б) свободный
Балансовые запасы на 01.01. _____ год (газа-носителя), 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
(продолжение таблицы)
Балансовые запасы конденсатана 01.01. ______год
Изменения балансовых запасов за __________ год
A+B+C1
С2
а) добычи б)потери
разведки
переоценки передачи
списании запасов
А+В+C1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
8
9
10
11
12
13
(продолжение таблицы)
Запасы на 01.01. _______ год
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
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ _________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по конденсату заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной длясбора
административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр по конденсатам»
В графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе 2 формы указываются область, недропользователь, степень освоения, государственный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения месторождения; залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания и код залежи.
В графе 3 формы указываются а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год ввода в разработку на конденсат; г) добыча и потери с начала разработки; д) добыча и потери на дату утверждения.
В графе 4 формы указывается вид газа-носителя: а) газовая шапка; б) свободный.
В графе 5 формы указываются балансовые запасы на 01.01.____ год по категории А+В+С1 (газа-носителя), млн. м3.
В графе 6 Формы указываются балансовые запасы на 01.01.____ год по категории С2. (газа-носителя), млн. м3.
В графе 7 формы указываются 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.
В графе 8 формы указываются балансовые запасы конденсата на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 9 формы указываются балансовые запасы конденсата на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 10 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате а) добычи, б) потери по категории А+В+С1.
В графе 11 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате разведки по категории А+В+С1.
В графе 12 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате переоценки или передачи с баланса на баланс по категории А+В+С1.
В графе 13 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате списания запасов по категории А+В+С1.
В графе 14 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В.
В графе 15 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С1.
В графе 16 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 17 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 18 формы указываются забалансовые запасы на 01.01.__ год.
В графе 19 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В.
В графе 20 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В+С1.
В графе 21 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории С2.
В графе 22 формы указывается год утверждения и номер протокола ГКЗ РК.
Отчетности о состоянии недр по компонентам (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе)
Отчетный период за _____ год
Индекс: 4-ЭПБ Р/ЭПБ СВ.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц, представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно, до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по компонентам (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе)
за _______________ год
запасы в тысячи тоннах, геологические
извлекаемые
№
Область, недропользователь, степень освоения, месторождение, государственный № и тип месторождения, участок, продуктивные отложения месторождения, залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания, м, код залежи
а) год открытия;б) год ввода в разработку на газ;в) год ввода в разработку;г) добыча и потери с начала разработки;д) добыча и потери на дату утверждения
Вид газа-носителяа) растворенный;б) газовая шапка;в) свободный
Балансовые запасы на 01.01. _____ год(газа-носителя) млн. м3
Содержание, %а) этана, пропана, бутанов в указанном виде газаб) азотаг) сероводородав) углекислого газа
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Балансовые запасы на 01.01. ______ год
Изменения балансовых запасовза _______ год в результате:
A+B+Ci
С2
а)добычи б) потери
разведки
переоценкипередачи
списаниезапасов
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
А+В+С1
8
9
10
11
12
13
(продолжение таблицы)
Запасы на 01.01. _________ год
Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
балансовые
забалан-совые
на дату утверждения
годутверждения,номерпротокола
А+В
C1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по компонентам (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе) заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для
сбора административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр компонентам (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе)»
В графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе 2 формы указываются область, недропользователь, степень освоения, государственный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения; залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания и код залежи.
В графе 3 формы указываются а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год ввода в разработку; г) добыча и потери с начала разработки; д) добыча и потери на дату утверждения.
В графе 4 формы указывается вид газа-носителя: а) растворенный; б) газовая шапка; в) свободный.
В графе 5 формы указываются балансовые запасы на 01.01.____ год по категории А+В+С1 (газа-носителя), млн. м3.
В графе 6 формы указываются балансовые запасы на 01.01.____ год по категории С2. (газа-носителя), млн. м3.
В графе 7 формы указывается содержание %: а) этана, пропана, бутанов в указанном виде газа; б) азота; г) сероводорода; в) углекислого газа.
В графе 8 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 9 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 10 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате а) добычи, б) потери по категории А+В+С1.
В графе 11 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате разведки по категории А+В+С1.
В графе 12 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате переоценки или передачи с баланса на баланс по категории А+В+С1.
В графе 13 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате списания запасов по категории А+В+С1.
В графе 14 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В.
В графе 15 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С1.
В графе 16 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 17 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 18 формы указываются забалансовые запасы на 01.01.__ год.
В графе 19 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В.
В графе 20 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В+С1.
В графе 21 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории С2.
В графе 22 формы указываются номер и год утверждения протокола ГКЗ РК.
Отчетность о состоянии недр по сере
Отчетный период за _____ год
Индекс: 5-С.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно, до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов серы в нефтяных месторождениях
за __________ год
запасы в тысячи тоннах, геологические
извлекаемые
№
Об­ласть,недро­поль­зо­ва­тель,сте­пе­ньо­сво­е­ни­я­ме­сто­рож­де­ние,го­су­дар­ствен­ный № и тип,уча­сток,про­дук­тив­ныеот­ло­же­ния ме­сто­рож­де­ния,за­лежь, кол­лек­тор (К, Т, КТ, ТК),глу­би­на­за­ле­га­ния, м,код за­ле­жи
а) год от­кры­тия;б) год вво­дав раз­ра­бот­ку на газ;в) год­кон­сер­ва­ции;г) до­бы­ча ипо­те­рис на­ча­ла­раз­ра­бот­ки;д) до­бы­ча ипо­те­ри на­да­ту утвер­жде­ни­я ГКЗ
Вид­но­си­те­ляа) нефть;б) газ;б1) рас­тво­рен­ный;б2) га­зо­ва­я­шап­ка;б3) сво­бод­ный;в) кон­ден­сат
Ба­лан­со­вы­еза­па­сы на01.01. _____ год(но­си­те­ля)
Со­дер­жа­ние:в неф­ти, %,в га­зе, г/м3,в кон­ден­са­те, %
нефть втыс.т,
газ в млн.м3,кон­ден­сат в тыс.т.
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Балансовые запасы серына 01.01. ______ год
Изменения балансовых запасовза ___________ год в результате
А+В+С1
С2
а)добычи б)потери
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. ________ год
Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
балансовые
заба-лансо-вые
на датуутверждения носитель сера
годутверждения,номерпротокола
А+В
С1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по сере заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для
сбора административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр по сере»
В графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе 2 формы указываются область, недропользователь, степень освоения, государственный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения месторождения, залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания и код залежи.
В графе 3 формы указываются а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год консервации; г) добыча и потери с начала разработки; д) добыча и потери на дату утверждения ГКЗ.
В графе 4 формы указывается вид носителя а) нефть; б) газ: б1) растворенный; б2) газовая шапка; б3) свободный; в) конденсат.
В графе 5 формы указываются балансовые запасы носителя на 01.01.____ год по категории А+В+С1 (нефть в тыс. т, газ в млн. м3, конденсат в тыс. т).
В графе 6 формы указываются балансовые запасы носителя на 01.01.____ год по категории С2 (нефть в тыс. т, газ в млн. м3, конденсат в тыс. т).
В графе 7 формы указывается содержание: в нефти в процентах; в газе в г/м3; в конденсате в процентах.
В графе 8 формы указываются балансовые запасы серы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 9 формы указываются балансовые запасы серы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 10 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате а) добычи, б) потери по категории А+В+С1.
В графе 11 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате разведки по категории А+В+С1.
В графе 12 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате переоценки или передачи с баланса на баланс по категории А+В+С1.
В графе 13 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате списания запасов по категории А+В+С1.
В графе 14 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В.
В графе 15 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С1.
В графе 16 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 17 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 18 формы указываются забалансовые запасы на 01.01.__ год.
В графе 19 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В.
В графе 20 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В+С1.
В графе 21 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории С2.
В графе 22 формы указывается год утверждения протокола ГКЗ и номер РК.
Отчетности о состоянии недр по гелиям
Отчетный период за _____ год
Индекс: 6-Г.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно, до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по гелиям
за ____________ год
запасы в тысячи м3 геологические
извлекаемые
№
Областьнедропользователь, степень освоения месторождения, государственный № и тип месторождения, участок, продуктивные отложения, залежь, глубина залегания, м, коллектор (К, Т, КТ, ТК), код залежи
а) год открытия;б) годввода в разработкуна газ;в) годконсервации;г) добычаи потерис началаразработки;д) добычаи потерина датуутвержденияГКЗ
Видносителя
Балансовые запасына 01.01. ____ год(носителя), млн. м3
Содержание в %:а) гелия;б) азотав) сероводорода;г) углекислогогаза
А+В+С1
С2
1
2
3
4
5
6
7
(продолжение таблицы)
Балансовые запасыгелия на 01.01.____ год
Изменения балансовых запасов за _____ год в результате
А+В+С1
C1
добычи
потери
разведки
переоценкипередачи
списаниезапасов
А+В+С1
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. ________ год
Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
балансовые
заба-лансо-вые
на дату утверждения
годутверждения,номерпротокола
А+В
C1
А+В+С1
С2
А+В
А+В+С1
С2
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по гелиям заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для
сбора административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр по гелиям»
В графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе 2 формы указываются область, недропользователь, степень освоения, государственный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания и код залежи.
В графе 3 формы указываются а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год консервации; г) добыча и потери с начала разработки; д) добыча и потери на дату утверждения ГКЗ.
В графе 4 формы указывается вид носителя.
В графе 5 формы указываются балансовые запасы носителя на 01.01.____ год по категории А+В+С1.
В графе 6 формы указываются балансовые запасы носителя на 01.01.____ год по категории С2.
В графе 7 формы указывается содержание в %: а) гелия; б) азота; в) сероводорода; г) углекислого газа.
В графе 8 формы указываются балансовые запасы гелия на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 9 формы указываются балансовые запасы гелия на 01.01.__г по категории С2.
В графе 10 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате добычи по категории А+В+С1.
В графе 11 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате потери по категории А+В+С1.
В графе 12 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате разведки по категории А+В+С1.
В графе 13 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате переоценки или передачи с баланса на баланс по категории А+В+С1.
В графе 14 формы указываются изменения балансовых запасов за __ год в результате списания запасов по категории А+В+С1.
В графе 15 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В.
В графе 16 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С1.
В графе 17 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории А+В+С1.
В графе 18 формы указываются балансовые запасы на 01.01.__ год по категории С2.
В графе 19 формы указываются забалансовые запасы на 01.01.__ год.
В графе 20 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В.
В графе 21 формы указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории А+В+С1.
В графе 22 форм указываются балансовые запасы, на дату утверждения ГКЗ РК по категории С2.
В графе 23 формы указываются номер и год утверждения протокола ГКЗ РК.
Отчетности о состоянии недр по углю
Отчетный период за 20___ год
Индекс: 7-У.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок предоставления: ежегодно до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по углю
за __________ год
единица измерения запасов в тысячи тоннах
№
Об­ласть, пред­при­я­тие, ме­сто­рож­де­ние,
бас­сейн, уча­сток, по­ле, шах­та, раз­рез, го­ри­зонт, пласт, № ли­цен­зии (кон­трак­та) и да­та вы­да­чи
а) Сте­пень осво­е­ния, год;
б) го­до­вая про­ект­ная и про­из­вод­ствен­ная мощ­ность пред­при­я­тия, шах­ты, раз­ре­за;
в) глу­би­на под­сче­та за­па­сов;
г) мак­си­маль­ная глу­би­на раз­ра­бот­ки (фак­ти­че­ская), м;
д) глу­би­на за­ле­га­ния го­ри­зон­та, пла­ста, м;
е) мощ­ность по­лез­ной тол­щи, м;
ж) ко­эф­фи­ци­ентв­скры­ши,
м3/т или м3/м3;з) мощ­
ность 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 за­па­со­вА­ВА+ВА+В+С1,С2­за­ба­лан­со­вые
За­па­сы­на 01.01. ___ год
Ба­лан­со­вые
За­ба­лан­со­вые
А
Б
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Изменения балансовых запасов за __________год в результате
Добычи
Потерь
Разведки
Переоценки
(+ или -)
Списания
запасов
Изменения
технических
границ и др.причины
6
7
8
9
10
11
(продолжение таблицы)
Со­сто­я­ние за­па­сов­на 01.01.____ год
Ба­лан­со­вые за­па­сы,утвер­жден­ные ГКЗ или ТКЗ
1) про­ект­ныепо­те­ри при­до­бы­чи, %;2) разу­бо­жи­ва­ние,%; 3) про­мыш­лен­ны­еза­па­сы уг­ля и го­рю­чих­слан­цев,А+В+С1:а) всей шах­ты(раз­ре­за);б) дей­ству­ю­щих­го­ри­зон­тов
Обес­пе­чен­но­сть­пред­при­я­тия в го­дах­ба­лан­со­вы­ми за­па­са­ми­ка­те­го­рии А+В+С1:а) все­ми за­па­са­ми;б) в про­ект­ны­х­кон­ту­рах от­ра­бот­ки­по уг­лю и го­рю­чим­слан­цам про­мыш­лен­ны­ми­за­па­са­ми А+В+С1в) всей шах­ты, раз­ре­за;г) дей­ству­ю­щих го­ри­зон­тов
Ба­лан­со­вые
За­ба лан­со­вые
а) все­го;б) да­та утвер­жде­ния и
№ про­то­ко­ла;в) груп­паслож­но­сти
12
13
14
15
16
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по углю заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для
сбора административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр по углю»
В графе А формы указывается порядковый номер проекта.
В графе Б формы указываются область, предприятие, месторождение, бассейн, участок, поле, шахта, разрез, горизонт, пласт, № лицензии (контракта) и дата выдачи.
В графе 1 формы указываются: а) степень освоения, год; б) годовая проектная и производственная 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, м3/т или м3/ м3; з) мощность и объем торфов, м.
В графе 2 формы указываются: 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.
В графе 3 формы указываются категории запасов по действующей классификации А, В, А+В, А+В+С1, С2 и забалансовые запасы.
В графе 4 формы приводятся данные об общем количестве балансовых запасов на 1 января отчетного года.
В графе 5 формы приводятся данные об общем количестве забалансовых запасов на 1 января отчетного года.
В графе 6 формы указывается изменение балансовых запасов за 20___ год в результате: добычи.
В графе 7 формы указывается изменение балансовых запасов за 20___ год в результате: потерь при добыче.
В графе 8 формы указывается изменение балансовых запасов за 20___ год в результате: разведки.
В графе 9 формы указывается изменение балансовых запасов за 20___ год в результате: переоценки.
В графе 10 формы указывается изменение балансовых запасов за 20___ год в результате: списания запасов.
В графе 11 формы указывается изменение балансовых запасов за 20___ год в результате: изменения технических границ и другие причины.
В графе 12 формы указывается состояние балансовых запасов на 01.01.__ год.
В графе 13 формы указывается состояние забалансовых запасов на 01.01.__ год.
В графе 14 формы указывается балансовые запасы, утвержденные ГКЗ или ТКЗ а) всего; б) дата утверждения и № протокола; в) группа сложности.
В графе 15 формы указываются: 1) проектные потери при добычи, %; 2) разубоживание, %; 3) промышленные запасы угля и горючих сланцев, А+В+С1: а) всей шахты (разреза); б) действующих горизонтов;
В графе 16 формы указывается 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.
Отчетности о состоянии недр по твердым полезным ископаемым
Отчетный период 20___ год
Индекс: 8-ТПИ.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетный баланс запасов по твердым полезным ископаемым
за _________год
единица измерения запасов____
№
Об­ласть,пред­при­я­тие,ме­сто­рож­де­ние,уча­сток,ме­сто­по­ло­же­ние,№ ли­цен­зии(кон­трак­та)и да­та­вы­да­чи
а) сте­пе­ньо­сво­е­ния,год;б) го­до­ва­я­про­ект­на­я­мощ­но­сть­пред­при­я­тия;в) глу­би­на­под­сче­та­за­па­сов;г) мак­си­маль­ная глу­би­на­раз­ра­бот­ки(фак­ти­че­ская), м;д) ко­эф­фи­ци­ентв­скры­ши, м3/т или м3/ м3
а) тип­по­лез­но­го­ис­ко­па­е­мо­го,сорт, мар­ка,тех­но­ло­ги­че­ская груп­па;б) сред­не­е­со­дер­жа­ние­по­лез­ны­х­ком­по­нен­то­ви вред­ны­х­при­ме­сей(вы­ход по­лез­но­го­ис­ко­па­е­мо­го)
Ка­те­го­ри­и­за­па­со­вА­ВА+ВA+B+C1С2­за­ба­лан­со­вые
А
Б
1
2
3
(продолжение таблицы)
Запасы на 01.01.____год
Балансовые
Забалансовые
добычи
потерь при добыче
разведки
4
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Изменение балансовых запасовза ___год в результате
Состояние запасовна 01.01.___ год
переоценки
(+ или -)
списания неподтвердившихся запасов
изменения технических границ и др. причины
Балансовые
Забалансовые
9
10
11
12
13
(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 и № протокола;в) группа сложности
1) проектные потери при добыче, %;2) разубоживание, %.
14
15
16
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности о состоянии недр по твердым полезным ископаемым заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для
сбора административных данных
«Отчетный баланс запасов»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность о состоянии недр по твердым полезным ископаемым»
В графе А формы указывается порядковый номер месторождения.
В графе Б формы указываются область, предприятие, месторождение, участок, местоположение, № лицензии (контракта) и дата выдачи.
В графе 1 формы указываются а) степень освоения, год, б) годовая проектная мощность предприятия, в) глубина подсчета запасов, г) максимальная глубина разработки (фактическая), м, д) коэффициент вскрыши, м3/т или м3/м3.
В графе 2 формы указываются а) тип полезного ископаемого, сорт, марка, технологическая группа, б) среднее содержание полезных компонентов и вредных примесей (выход полезного ископаемого).
В графе 3 формы указываются категории запасов А, В, А+В, А+В+С1, С2, забалансовые.
В графе 4 формы указываются: Запасы на 01.01._____ год: балансовые.
В графе 5 формы указываются: Запасы на 01.01._____ год: забалансовые.
В графе 6 формы указываются: изменения балансовых запасов за ________ год в результате добычи.
В графе 7 формы указываются: изменения балансовых запасов за ________ год в результате потерь при добыче.
В графе 8 формы указываются: изменения балансовых запасов за ________ год в результате потерь при добыче разведки.
В графе 9 формы указываются: изменения балансовых запасов за ________ год в результате переоценки.
В графе 10 формы указываются: изменения балансовых запасов за ________ год в результате списания неподтвердившихся запасов.
В графе 11 формы указываются: изменения балансовых запасов за ________ год в результате изменения технических границ и др. причины.
В графе 12 формы указывается: состояние запасов на 01.01. ______ год: балансовые запасы.
В графе 13 формы указывается: состояние запасов на 01.01. ______ год: забалансовые запасы.
В графе 14 формы указываются: балансовые запасы, утвержденные ГКЗ или ТКЗ: а) всего; б) дата утверждения и № протокола; в) группа сложности.
В графе 15 формы указываются: балансовые запасы, утвержденные ГКЗ или ТКЗ: 1) Проектные потери при добычи, %; 2) разубоживание.
В графе 16 формы указывается: обеспеченность предприятия в годах балансовыми запасами категории А+В+С1 из расчета проектной мощности потерь при добыче и разубоживания: а) всеми запасами; б) в проектных контурах отработки.

Приложение 2
к приказу Министра
по инвестициям и развитию
Республики Казахстан
от 27 февраля 2015 года № 254
Форма,
предназначенная для сбора
административных данных
Отчетность по мониторингу
1. Отчетность по мониторингу по недрам месторождений углеводородов.
2. Отчетность по мониторингу по недрам твердых полезных ископаемых.
3. Отчетность по мониторингу по недрам подземных вод.
Отчетность по мониторингу по недрам месторождений углеводородов
Отчетный период 20___ год
Индекс: форма 1-МН.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетность по мониторингу по недрам месторождений углеводородов за 20___ год
Таблица 1. Общие сведения
Недропользователь
№ Контракта илилицензии
Тип полезногоископаемого,компоненты
Названиеместорождения
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Ме­сто­на­хож­де­ние(об­ласть, рай­он)
Неф­те­га­зо­нос­на­я­про­вин­ция,об­ласть
Пло­ща­дь­гео­ло­ги­че­ско­го(гор­но­го)от­во­да
Год на­ча­ла­раз­ра­бот­ки,мас­штаб
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Степеньосвоенности, %
Глубина залеганиярезервуара, м
Способотработкиместорождения
Фонд скважин,скважины
9
10
11
12
таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр
Название программы
Год разработкии утверждения Программы
Компания разработчик Программы
Виды мониторинга, проводимого в соответствии с Программой*
Срок реализации Программы, лет
Датаначала реализации Программы
1
2
3
4
5
6
Виды мониторинга недр на месторождениях углеводородов:
Геодинамический мониторинг (таблицы 3; 3.1; 3.2; 3.3; 3.4);
Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг (таблица 4; 4.1; 4.2);
Геохимический мониторинг (таблица 5; 5.1).
таблица 3. Геодинамический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
№
Пе­ри­од наб­лю-де­ний
Вид из­ме­ре­ний
Наб­лю-да­тель­на­я­сеть
При­ме­ня-ема­яап­па­ра­ту­ра
Точ­но­сть
из­ме­ре­
ний
Ком­па­ни­я
­ис­пол-ни­тель ра­бот
1
2
3
4
5
6
7
ни­ве­ли­ро-ва­ние
№ и дли­на­про­фи­ля,км;ко­ли­че­ство­пунк­тов,пункт
мм/км
GPSиз­ме­ре­ния
ко­ли­че­ство­пунк­тов,пункт
мм
гра­ви­ме-три­че­ски­е­из­ме­ре­ния
мик­ро­галл
сей­смо­ло­ги-чес­кие
таблица 3.1. Результаты наблюдений нивелирование
Годработ
№профиля
№ репера
Координаты WGS-84
Вертикальныедвиженияземнойкоры, мм/год
1
2
3
4
5
6
таблица 3.2. Результаты наблюдений GPS измерения
Годработ
№ пункта
Координаты WGS-84
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Вертикальныедвижения земнойкоры, мм/год
Горизонтальные движенияземной коры, мм/год
Азимутгоризонтальныхдвижений земнойкоры, градусы
5
6
7
таблица 3.3. Результаты наблюдений гравиметрические измерения
Годработ
№ пункта
Координаты WGS-84
Изменениязначенийсилы тяжести,мкГал/год
1
2
3
4
5
таблица 3.4. Результаты наблюдений сейсмологические наблюдения
Дата
№ пункта
Время событияв очаге
Координаты WGS-84
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Глубина вэпицентре, км
Магнитуда
Единица измерения
6
7
8
таблица 4. Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
№
Пе­ри­од­на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­ная сеть
1
2
3
4
из­ме­ре­ния пла­сто­во­го иза­бой­но­го дав­ле­ний итем­пе­ра­тур
ко­ли­че­ство сква­жин­про­мыс­ло­вых,ко­ли­че­ство сква­жин­на­блю­да­тель­ных,про­дук­тив­ны­его­ри­зон­ты
из­ме­ре­ния на­уста­но­вив­ших­ся ре­жи­мах­филь­тра­ции (ИД, КВД, КПД)
из­ме­ре­ние де­би­тов/при­е­ми­сто­стей
кон­троль устье­вы­хпа­ра­мет­ров
из­ме­ре­ния ме­то­да­ми ГИС(ГК, ГГК, НК, ННК, АК,шу­мо­мет­рия,элек­тро­маг­ни­то­мет­рия,ре­зи­сти­ви-мет­рия, СИК идр)
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Применяемаяаппаратура и методы
Точностьизмерений
Компания-исполнитель работ
5
6
7
таблица 4.1. Результаты наблюдений промыслово-геофизический мониторинг (методы ГИС)
Дата
№ и типскважины
Координатыскважины
Наблюдаемыйгоризонт
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 электрическоесопротивление
плот
ность
диэлектри-ческая постоянная
проводимость(электри-ческое сопро-тивление)
нефтеносной части
водонос-ной части
положение ВНК (ГНК)
11
12
13
14
15
16
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
Аку­сти­че­ский ка­ро­таж
Ра­дио­хи­ми­че­ский ме­тод­ка­ро­та­жа
по­ри­стость кол­лек­то­ра
сцеп­ле­ние це­мен­та соб­сад­ной ко­лон­ной
сцеп­ле­ние це­мен­та сгор­ной по­ро­дой
дан­ные ГК в про­цес­се стро­и­тель­ства сква­жи­ны
дан­ные ГК в про­
цес­се
­экс­плу­а­та­ци­и
с­ква­жи­ны
ано­ма­ли­я ­ра­дио­ак­тив­но­сти
17
18
19
20
21
22
(продолжение таблицы)
По­ри­стость
Про­ни­ца­е­мость
Тол­щи­на
Охват пла­стов про­цес­сом раз­ра­бот­ки
ха­рак­тер ­на­сы­ще­ни­я ­кол­лек­то­ра
ко­эф­фи­ци­ент­ дей­ству­ю­щей тол­щи­ны
ко­эф­фи­ци­ент­ про­дук­тив­но­сти
ко­эф­фи­ци­ент ­неф­те­от­да­чи
23
24
25
26
27
28
29
таблица 4.2. 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
Ви­дис­сле­до­ва­ния
Пла­сто­во­едав­ле­ние,МПа
За­бой­но­едав­ле­ние,МПа
Тем­пе­ра­ту­ра,оС
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Результаты измерений и обработки
дебит, т/сут
коэффициент продуктивности,м3/сут*МПа
проницаемость,мкм2
пьезопроводность, м2/с
гидропроводность, мкм2*м/Мпа*с
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Ре­зуль­та­ты из­ме­ре­ний и об­ра­бот­ки
СКИН-фак­тор
тип­те­че­ни­я в пла­сте
мо­дуль­ те­че­ни­я в ­пла­сте
ти­п ­мо­де­ли
пла­ста
ко­эф­фи­ци­ент при­е­ми­сто­сти пла­ста
об­вод­нен­ность,%
вы­во­ды по­из­ме­ре­ни­ям
16
17
18
19
20
21
22
таблица 5. Геохимический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
№
Пе­ри­од­ на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
Ко­ли­че­ст­во с­ква­жин
При­ме­ня­е­ма­я ап­па­ра­ту­ра
Ком­па­ния-ис­пол­ни­тель­ра­бот
1
2
3
4
5
6
от­бор проб­во­ды, неф­ти,га­за
ла­бо­ра­тор­ны­еис­сле­до­ва­ния
таблица 5.1. Результаты наблюдений
Да­та
№ сква­жи­ны
На­блю­да­е­мый ­го­ри­зонт
Ин­тер­ва­л о­про­бо­ва­ния
№ про­бы
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Свой­ства пла­сто­вой неф­ти
га­зо­со­дер­жа­ние,
м3/т
объ­ем­ный ко­эф­фи­ци­ент, д.ед.
усад­ка, %
плот­ность неф­ти в пла­сто­вых усло­ви­ях,г/см3
плот­ность де­га­зи­ро­ва­ни­я­неф­ти при 20оС, г/см3
вяз­кость неф­тив пла­сто­вых усло­ви­ях,МПа*с
ко­эф­фи­ци­ент сжи­ма­е­мо­сти,*1051/ат
ко­эф­фи­ци­ент рас­тво­ри­мо­сти, м3/м3ат
дав­ле­ние на­сы­ще­ния, МПа
6
7
8
9
10
11
12
13
14
(продолжение таблицы)
Свой­ства де­га­зи­ро­ван­ной неф­ти
Плот­ность при­20оС, г/см3
Вяз­кость ки­не­ма­ти­че­ская,мм2/с при тем­пе­ра­ту­ре, оС
Со­дер­жа­ние, % мас­со­вые
20
30
40
50
60
се­ры
па­ра­фи­на
АСВ
ме­ха­ни­че­ских­при­ме­сей
хло­ри­стых
со­леймг/л
ма­сел
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
(продолжение таблицы)
Свойства дегазированной нефти
Температура, 0С
Выход фракций, % объемные до температуры, оС
Давление насыщен-ных паров, кПа
Молеку-лярный вес
Застывания
вспышки
начала кипения
180
200
220
260
300
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
(продолжение таблицы)
Ком­по­нент­ный со­став неф­тя­но­го и сво­бод­но­го га­за
Со­дер­жа­ние ком­по­нен­тов, % моль­ные
удель­ны вес, г/л
уг­ле­кис­лый газ
азот
ме­тан
этан
про­пан
изо-бу­тан
н-бу­тан
изо-пен­тан
н-пен­тан
гек­сан+выс­шие
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при наличии)
Примечание: форма отчетности по мониторингу по недрам месторождений углеводородов заполняется согласно пояснению приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для сбора
административных данных
«Отчетность по мониторингу»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность по мониторингу по недрам месторождений углеводородов»
Таблица 1. Общие сведения
в графе 1 формы указывается недропользователь;
в графе 2 формы указывается номер контракта или лицензии;
в графе 3 формы указывается тип полезного ископаемого и компоненты;
в графе 4 формы указывается название месторождения;
в графе 5 формы указывается местонахождение месторождения (область, район);
в графе 6 формы указываются нефтегазоносная провинция, область;
в графе 7 формы указывается площадь геологического (горного) отвода;
в графе 8 формы указываются год начала разработки, масштаб;
в графе 9 формы указывается степень освоенности в %;
в графе 10 формы указывается глубина залегания резервуара, м;
в графе 11 формы указывается способ отработки месторождения;
в графе 12 формы указывается фонд скважин (скважины).
Таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр
в графе 1 формы указывается название Программы;
в графе 2 формы указывается год разработки и утверждения Программы;
в графе 3 формы указывается компания-разработчик Программы;
в графе 4 формы указываются виды мониторинга, проводимого в соответствии с Программой;
в графе 5 формы указывается срок реализации Программы в годах;
в графе 6 формы указывается дата реализации Программы.
Таблица 3. Геодинамический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
в графе 1 формы указывается порядковый номер месторождении;
в графе 2 формы указывается период наблюдений;
в графе 3 формы указываются вид измерений, нивелирование, GPS измерения, гравиметрические измерения, сейсмологические;
в графе 4 формы указываются наблюдательная сеть: № и длина профиля, км, количество пунктов, пункт; количество пунктов, пункт; количество пунктов, пункт; количество пунктов, пункт;
в графе 5 формы указывается применяемая аппаратура;
в графе 6 формы указывается точность измерений: мм/км; мм; микрогалл;
в графе 7 формы указывается компания исполнитель работ.
Таблица 3.1. Результаты наблюдений нивелирование
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указывается № профиля;
в графе 3 формы указывается № репера;
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 5 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 6 формы указываются вертикальные движения земной коры, мм/год.
Таблица 3.2. Результаты наблюдений GPS измерения
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указывается номер пункта;
в графе 3 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указываются вертикальные движения земной коры, мм/год;
в графе 6 формы указываются горизонтальные движения земной коры, мм/год;
в графе 7 формы указывается азимут горизонтальных движений земной коры, градусы.
Таблицы 3.3. Результаты наблюдений гравиметрические измерения
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указывается № пункта;
в графе 3 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указываются изменения значений силы тяжести, мкГал/год.
Таблица 3.4. Результаты наблюдений сейсмологические наблюдения
в графе 1 формы указывается дата;
в графе 2 формы указывается № пункта;
в графе 3 формы указывается время события в очаге;
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 5 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 6 формы указывается глубина в эпицентре в километрах;
в графе 7 формы указывается магнитуда;
в графе 8 формы указывается единица измерения.
Таблица 4. Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
в графе 1 формы указывается порядковый номер;
в графе 2 формы указывается период наблюдения;
в графе 3 формы указывается вид измерений: измерение пластового и забойного давлений и температур, измерения на установившихся режимах фильтрации (ИД, КВД, КПД); измерение дебитов/приемистостей, контроль устьев параметров, измерение методами ГИС (ГК, ГГК, НК, ННК, АК, шумометрия, электромагнитометрия, резистивиметрия, СИК и др);
в графе 4 формы указывается наблюдательная сеть: количество скважин промысловых, количество скважин наблюдательных, продуктивные горизонты;
в графе 5 формы указываются применяемая аппаратура и методы;
в графе 6 формы указывается точность измерений;
в графе 7 формы указываются компания-исполнитель работ.
Таблица 4.1. Результаты наблюдений промыслово-геофизический мониторинг (методы ГИС)
в графе 1 формы указывается дата;
в графе 2 формы указываются № и тип скважины;
в графе 3 формы указываются координаты скважины;
в графе 4 формы указывается наблюдаемый горизонт;
в графе 5 формы указывается интервал;
в графе 6 формы указываются результаты измерений и обработки: манометрия: пластовое давление;
в графе 7 формы указываются результаты измерений и обработки: манометрия: забойное давление;
в графе 8 формы указываются результаты измерений и обработки: термометрия: температура;
в графе 9 формы указываются результаты измерений и обработки: расходометрия: объем притока жидкости в ствол скважины;
в графе 10 формы указываются результаты измерений и обработки: расходометрия: объем поглащения жидкости (набл.);
в графе 11 формы указываются результаты изменений и обработки: состав и структура жидкости: плотность;
в графе 12 формы указываются результаты изменений и обработки: состав и структура жидкости: диэлектрическая постоянная;
в графе 13 формы указываются результаты изменений и обработки: состав и структура жидкости: проводимость (электрическое сопротивление);
в графе 14 формы указывается удельное электрическое сопротивление: нефтеносной части;
в графе 15 формы указывается удельное электрическое сопротивление: водоносной части;
в графе 16 формы указывается удельное электрическое сопротивление: положение ВНК (ГНК);
в графе 17 формы указываются результаты изменений и обработки: акустический каротаж: пористость коллектора;
в графе 18 формы указываются результаты изменений и обработки: акустический каротаж: сцепление цемента с обсадной колонной;
в графе 19 формы указываются результаты изменений и обработки: акустический каротаж: сцепление цемента с горной породой;
в графе 20 формы указываются результаты изменений и обработки: радиохимический метод каротажа: данные ГК в процессе строительства скважины;
в графе 21 формы указываются результаты изменений и обработки: радиохимический метод каротажа: данные ГК в процессе эксплуатации скважины;
в графе 22 формы указываются результаты измерений и обработки: радиохимический метод каротажа: аномалия радиоактивности;
в графе 23 формы указывается пористость;
в графе 24 формы указывается проницаемость;
в графе 25 формы указывается толщина;
в графе 26 формы указывается охват пластов процессом разработки: характер насыщения коллектора;
в графе 27 формы указывается охват пластов процессом разработки: коэффициент действующей толщины;
в графе 28 формы указывается охват пластов процессом разработки: коэффициент продуктивности;
в графе 29 формы указывается охват пластов процессом разработки: коэффициент нефтеотдачи.
Таблица 4.2. Результаты наблюдений гидродинамический мониторинг
в графе 1 формы указывается дата;
в графе 2 формы указываются № и тип скважины;
в графе 3 формы указываются координаты скважины;
в графе 4 формы указывается наблюдаемый горизонт;
в графе 5 формы указывается интервал перфорации, м;
в графе 6 формы указываются накопленная добыча, т/год;
в графе 7 формы указываются результаты измерений и обработки: вид исследования;
в графе 8 формы указываются результаты измерений и обработки: пластовое давление, Мпа;
в графе 9 формы указываются результаты измерений и обработки: забойное давление, Мпа;
в графе 10 формы указываются результаты измерений и обработки: температура, С0;
в графе 11 формы указываются результаты изменений и обработки: дебит, т/сут;
в графе 12 формы указываются результаты изменений и обработки: коэффициент продуктивности, м3/сут*Мпа;
в графе 13 формы указываются результаты изменений и обработки: проницаемость, мкм2;
в графе 14 формы указываются результаты изменений и обработки: пъезопроводность, м2/с;
в графе 15 формы указываются результаты изменений и обработки: гидропроводность, мкм2*м/Мпа*с;
в графе 16 формы указываются результаты изменений и обработки: СКИН-фактор;
в графе 17 формы указываются результаты изменений и обработки: тип течения в пласте;
в графе 18 формы указываются результаты изменений и обработки: модуль течения в пласте;
в графе 19 формы указываются результаты изменений и обработки: тип модели пласта;
в графе 20 формы указываются результаты изменений и обработки: коэффициент приемистости пласта;
в графе 21 формы указываются результаты изменений и обработки: обводненность, %;
в графе 22 формы указываются результаты изменений и обработки: выводы по измерениям.
Таблица 5. Геохимический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
в графе 1 формы указывается порядковый номер проекта;
в графе 2 формы указывается период наблюдений;
в графе 3 формы указывается вид измерений: отбор проб воды, нефти, газа; лабораторные исследования;
в графе 4 формы указывается количество скважин;
в графе 5 формы указывается применяемая аппаратура;
в графе 6 формы указывается компания - исполнитель работ.
Таблица 5.1. Результаты наблюдений
в графе 1 формы указывается дата;
в графе 2 формы указывается номер скважины;
в графе 3 формы указывается наблюдаемый горизонт;
в графе 4 формы указывается интервал опробования;
в графе 5 формы указывается номер пробы;
в графах с 6 по 14 формы указываются свойства пластовой нефти: газосодержание, м3/т; объемный коэффициент, д.ед; усадка, %; плотность нефти в пластовых условиях, г/см3; плотность дегазированной нефти при 20 оС, г/см3; вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с; коэффициент сжимаемости *105 1/ат; коэффициент растворимости, м3/м3*ат; давление насыщения, Мпа;
в графах с 15 по 36 формы указываются свойства дегазированной нефти: плотность при 20оС, г/см3; вязкость кинематическая в мм2/с при температурах 20оС, 30оС, 40оС, 50оС, 60оС; содержание в % массовые серы, содержание парафина, содержание АСВ, содержание механических примесей, содержание хлористых солей в мг/л, содержание масел; температура застывания, оС; температура вспышки, оС; температура начала кипения, оС; выход фракций в % объемные до температуры 180 оС, до температуры 200 оС, до температуры 220 оС, до температуры 260оС, объемные до температуры 300оС; давление насыщенных паров, кПа; молекулярный вес;
в графах с 37 по 47 формы указывается компонентный состав нефтяного и свободного газа: содержание в % мольные углекислого газа, азота, метана, этана, пропана, изо-бутана, н-бутана, изо-пентана, н-пентана, гексана; удельный вес, г/л.
Отчетность по мониторингу по недрам твердых полезных ископаемых
Отчетный период 20___ год
Индекс: форма 2-МН.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц, представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетность по мониторингу по недрам твердых полезных ископаемых за 20___ год
Таблица 1. Общие сведения
Недропользователь
№ контракта илилицензии
Тип полезногоископаемого,компоненты
Названиеместорождения
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Ме­сто­на­хож­де­ние(об­ласть, рай­он)
Ме­тал­ло­ге­ни­че­ска­язо­на, ком­плекс
Пло­ща­дь­гео­ло­ги­че­ско­го(гор­но­го) от­во­да
Год на­ча­ла­раз­ра­бот­ки,мас­штаб
5
6
7
8
(продолжение таблицы)
Степеньосвоенности, %
Глубина залеганияпродуктивныхпластов, м
Способ отработкиместорождения
Размеры выработок,мхм
9
10
11
12
таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр
На­зва­ние Про­грам­мы
Год раз­ра­бот­ки и утвер­жде­ния Про­грам­мы
Ком­па­ния- раз­ра­бот­чик Про­грам­мы
Ви­ды мо­ни­то­рин­га,про­во­ди­мо­го в со­от­вет­ствии 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; 3.1);
Геодинамический мониторинг (таблицы 4; 4.1; 4.2; 4.3);
Геотехнический и геомеханический мониторинг (таблицы 5; 5.1; 5.2; 5.3; 5.4);
Гидрологический и гидрогеологический мониторинг (таблицы 6; 6.1; 6.2).
таблица 3. Горно-технологический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
№
Пе­ри­од­на­блю­де­ний
Ви­диз­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­ная сеть
При­ме­ня­е­ма­яап­па­ра­ту­ра
Точ­но­стьиз­ме­ре­ний
Ком­па­ни­я­ис­пол­ни­тель­ра­бот
1
2
3
4
5
6
7
марк­шей­дер­ски­е
­из­ме­ре­ния
раз­ме­ры ­на­блю­да­е­мо­го­
объ­ек­та,дли­на­ про­фи­лей ­на­блю­де­ния,глу­би­на ит.п.
таблица 3.1. Результаты наблюдений
Годработ
№ и названиеобъекта (участка)
Граничные координаты WGS-84 объекта (участка)
Данные по приростузапасов полезногоископаемого
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Извлекаемое полезноеископаемое
Объемизвлекаемыхгорных пород,тыс. т
Ход развитиягорных работ
Кратность подработки, м/т
количество,тыс. т
содержание,г/т, %
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Площадь выработкипространства, м2
Горные выработки
Оценка текущегосостояния объекта(участка)
состояние
крепление
степеньразрушенностиэлементов, %
11
12
13
14
15
таблица 4. Геодинамический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
№
Пе­ри­од­на­блю­де­ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­на­я­сеть
При­ме­ня­е­ма­яап­па­ра­ту­ра
Точ­но­стьиз­ме­ре­ний
1
2
3
4
5
6
ни­ве­ли­ро­ва­ние
№ и дли­на­про­фи­ля, км; ко­ли­че­ство
пунк­тов, пункт
мм/км
GPS из­ме­ре­ния
ко­ли­че­ство пунк­тов, пункт
мм
сей­смо­ло-ги­че­ские
ко­ли­че­ство пунк­тов, пункт
таблица 4.1. Результаты наблюдений нивелирование
Год работ
№ профиля
№ репера
Координаты WGS-84
1
2
3
4
5
Вертикальные движения земной коры,мм/год
Горизонтальные движения земнойкоры, мм/год
Азимут горизонтальных движений земнойкоры, градусы
6
7
8
таблица 4.2. Результаты наблюдений GPS измерения
Год работ
№ пункта
Координаты WGS-84
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Вертикальные движения земнойкоры, мм/год
Горизонтальные движения земной коры,мм/год
Азимут горизонтальных движений земной коры,градусы
5
6
7
таблица 4.3. Результаты наблюдений сейсмологические наблюдения
Дата
№ пункта
Время события вочаге
Координаты WGS-84
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Глубина в эпицентре, км
Магнитуда
Единица измерения
6
7
8
таблица 5. Геотехнический и геомеханический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
№
Период наблюдений
Вид измерений
Наблюдательная сеть
1
2
3
4
инструментальныенаблюдения за развитиемгеомеханических процессовв массиве горных пород
м (длина) хм (ширина) хм (глубина)
лабораторные наблюденияза физико-механическимсостоянием горных пород
м (глубина отбора)
1
2
3
4
(продолжение таблицы)
Применяемая аппаратура
Точность измерений
Компания-исполнитель работ
5
6
7
таблица 5.1. Результаты наблюдений изучение трещиноватости пород инструментальными методами
Год работ
№ и названиеобъекта (участка)
Граничные координаты WGS-84 объекта(участка)
Методизмерений
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)
Ин­тен­сив­ность­тре­щин, %
Фор­ма­по­верх­но­стей­сте­нок
Со­став по­род,вме­ща­ю­щих­тре­щи­ны
За­пол­ни­тель­тре­щин
Оцен­ка те­ку­ще­го­со­сто­я­ния объ­ек­та(участ­ка) по­тре­щи­но­ва­то­сти
11
12
13
14
15
таблица 5.2. Результаты наблюдений изучение прочностных характеристик пород в массиве
Год­ра­бот
№ и на­зва­ние­объ­ек­та(участ­ка)
Гра­нич­ные ко­ор­ди­на­ты WGS-84­объ­ек­та(участ­ка)
Глу­би­на­про­ве­де­ни­я­из­ме­ре­ний, м
Ме­то­диз­ме­ре­ний
1
2
3
4
5
6
(продолжение таблицы)
Ме­ха­ни­че­ские ха­рак­те­ри­сти­ки
мо­дуль де­фор­ма­ции,Мпа
удель­ное сцеп­ле­ние,Мпа
угол внут­рен­не­го­тре­ния, гра­дус
со­про­тив­ле­ние по­род сжа­тию, Мпа
кре­пость по­род (Про­то­дья-ко­но­ва)
оцен­ка те­ку­ще­го со­сто­я­ния объ­ек­та(участ­ка) по свой­ствам
7
8
9
10
11
12
таблица 5.3. Результаты наблюдений напряженное состояние массива горных пород гравиметрическими методами
Год­ра­бот
№ ина­зва­ние­объ­ек­та(участ-ка)
Гра­нич­ныеко­ор­ди­на-ты WGS-84­объ­ек­та(участ­ка)
Из­ме­не­ни­язна­че­ний­си­лы
Из­ме­не­ни­язна­че­ний­си­лы
Оцен­ка­те­ку­ще­го­со­сто­я­ни­я­объ­ек­та
тя­же­сти,мкГал/год
(участ­ка) по­из­ме­не­ни­ю­си­лы­тя­же­сти
1
2
3
4
5
6
таблица 5.4. Результаты наблюдений лабораторные измерения физико-механических свойств горных пород (на образцах)
Годработ
№ и названиеобъекта(участка)
Координаты WGS-84 отбораобразца
Глубина отбораобразца, м
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Плот­ность ча­стиц,(удель­ный вес),г/см3
При­род­на­явлаж­ность, %
Ко­эф­фи­ци­ент­филь­тра­ции,метр/сут­ки
По­ри­стость, %
Ко­эф­фи­ци­ент­по­ри­сто­сти,д.ед.
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Пол­на­явла­го­ем­кость,д.ед.
Ко­эф­фи­ци­ент­во­до­на­сы­ще­ния,д.ед.
Ве­ли­чи­на­на­бу­ха­ния, %
Мо­дуль­де­фор­ма­ции,МПа
Мо­ду­льобъ­ем­ной­де­фор­ма­ции,МПа
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Ко­эф­фи­ци­ент­Пуас­со­на
Уголв­нут­рен­не­го­тре­ния, град.
Си­лы­с­цеп­ле­ния,Мпа
Лип­кость,гс/см2
На­име­но­ва­ние­
по­ро­ды
16
17
18
19
20
таблица 6. Гидрологический и гидрогеологический мониторингусловия организации и проведения мониторинга
№п/п
Пе­ри­од­на­блю­де-ний
Вид из­ме­ре­ний
На­блю­да­тель­на­я­сеть
При­ме­няе-ма­яап­па­ра­ту­ра
Ком­па­ния-ис­пол­ни­тель­ра­бот
1
2
3
4
5
6
на­блю­де­ния за­под­зем­ны­ми­во­да­ми в гор­ны­х­вы­ра­бот­ках
ко­ли­че­ство итип­во­до­пунк­тов,ко­ли­че­ство­на­блю­да­е­мых­го­ри­зон­тов
на­блю­де­ния за­по­верх­ност­ны­ми­во­да­ми вво­до­е­мах
раз­мер­во­до­е­ма,про­ис­хож­де­ние­во­до­е­ма
таблица 6.1. Результаты наблюдений
Годработ
№ и названиеобъекта(участка)
Граничные координаты WGS-84объекта (участка)
Типводопункта
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Объ­ем от­бо­ра, м3
Объ­ем­за­ка­чи­ва­е­мы­хвод, м3
Объ­ем утеч­ки­из пру­до­вот­стой­ни­ков,на­ко­пи­те­лей­сточ­ных вод идр.со­ору­же­ний, м3
1 во­до­нос­ный­ го­ри­зонт, на­име­но­ва­ние
шахт­ных вод
дре­наж­ны­хвод
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Глу­би­на за­ле­га­ния уров­ней­под­зем­ных вод во­до­нос­ных­го­ри­зон­тов, учав­ству­ю­щих во­бвод­не­нии гор­ны­х­вы­ра­бо­ток, м
Глу­би­на за­ле­га­ния уров­ней под­зем­ных вод­го­ри­зон­тов смеж­ных с учав­ству­ю­щи­ми во­бвод­не­нии гор­ных вы­ра­бо­ток, м
2 во­до­нос­ный­го­ри­зонт,на­име­но­ва­ние
3 во­до­нос­ный­го­ри­зонт,на­име­но­ва­ние
1 во­до­нос­ный­го­ри­зонт,на­име­но­ва­ние
2 во­до­нос­ный­го­ри­зонт,на­име­но­ва­ние
3 во­до­нос­ный­го­ри­зонт,на­име­но­ва­ние
11
12
13
14
15
(продолжение таблицы)
Аб­со­лют­на­яот­мет­ка уров­ней­по­верх­ност­ны­хвод, м
Рас­ход­по­верх­нос-тных вод, м3/сут
Рас­ход­род­ни­ков,м3/сут
Тех­ни­че­ско­е­со­сто­я­ние­во­до­за­бор­ных­сква­жин
Тех­ни­че­ско­е­со­сто­я­ние­на­блю­да­тель-ных сква­жин
16
17
18
19
20
таблица 6.2. Результаты наблюдений физико-химические свойства подземных, поверхностных и шахтных вод
Годработ
№ иназваниеобъекта(участка)
Тип водопункта
Координаты WGS-84 отборапроб воды
1
2
3
4
5
(продолжение таблицы)
Температура,оС
Плотность,г/см3
Жесткостьобщая,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
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности по мониторингу по недрам месторождений твердых полезных ископаемых заполняется согласно пояснению приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для сбора
административных данных
«Отчетность по мониторингу»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность по мониторингу по твердым полезным ископаемым»
Таблица 1. Общие сведения
в графе 1 формы указывается недропользователь;
в графе 2 формы указывается № контракта или лицензии;
в графе 3 формы указываются тип полезного ископаемого и компоненты;
в графе 4 формы указывается название месторождения;
в графе 5 формы указывается местонахождение (область, район);
в графе 6 формы указываются металлогеническая зона, комплекс;
в графе 7 формы указывается площадь геологического (горного) отвода;
в графе 8 формы указываются год начала разработки, масштаб;
в графе 9 формы указывается степень освоенности в %;
в графе 10 формы указывается глубина залегания продуктивных пластов в метрах;
в графе 11 формы указывается способ отработки месторождения;
в графе 12 формы указываются размеры выработок, мхм.
Таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр
в графе 1 формы указывается название Программы;
в графе 2 формы указывается год разработки и утверждения Программы;
в графе 3 формы указывается компания-разработчик Программы;
в графе 4 формы указываются виды мониторинга, проводимого в соответствии с Программой**;
в графе 5 формы указывается срок реализации Программы, лет;
в графе 6 формы указывается дата начала реализации Программы;
Таблица 3. Горно-технологический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
в графе 1 формы указывается номер;
в графе 2 формы указывается период наблюдении;
в графе 3 формы указывается вид измерений: маркшейдерские измерения;
в графе 4 формы указывается наблюдательная сеть: размеры наблюдаемого объекта, длина профилей наблюдения, глубина и т.п;
в графе 5 формы указывается применяемая аппаратура;
в графе 6 формы указываются точность измерений;
в графе 7 формы указывается компания исполнитель работ.
Таблица 3.1. Результаты наблюдений
в графе 1 формы указывается год работы;
в графе 2 формы указываются номер и название объекта (участка);
в графе 3 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): северная широта;
в графе 4 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): восточная долгота;
в графе 5 формы указываются данные по приросту запасов полезного ископаемого;
в графе 6 формы указывается количество извлекаемых полезных ископаемых, тыс.т;
в графе 7 формы указывается содержание извлекаемых полезных ископаемых, г/т;
в графе 8 формы указывается объем извлекаемых горных пород, тыс. т.
в графе 9 формы указывается ход развития горных работ;
в графе 10 формы указывается кратность подработки, м/т;
в графе 11 формы указывается площадь выработки пространства, м2;
в графе 12 формы указывается состояние горных выработок;
в графе 13 формы указывается крепление горных выработок;
в графе 14 формы указывается степень разрушенности элементов горных выработок;
в графе 15 формы указывается оценка текущего состояния объекта (участка).
Таблица 4. Геодинамический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
в графе 1 формы указывается порядковый номер месторождения;
в графе 2 формы указывается период наблюдений;
в графе 3 формы указываются вид измерений, GPS измерения, гравиметрические измерения, сейсмологические;
в графе 4 формы указывается наблюдательная сеть: номер и длина профиля, км, количество пунктов, пункт; количество пунктов, пункт; количество пунктов, пункт; количество пунктов, пункт;
в графе 5 формы указывается применяемая аппаратура;
в графе 6 формы указывается точность измерений: мм/км; мм.
Таблица 4.1. Результаты наблюдений нивелирование
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указывается № профиля;
в графе 3 формы указывается № репера;
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 5 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 6 формы указываются вертикальные движения земной коры, мм/год;
в графе 7 формы указываются горизонтальные движения земной коры, мм/год;
в графе 8 формы указывается азимут горизонтальных движений земной коры, градусы.
Таблица 4.2. Результаты наблюдений GPS измерения
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 2 формы указывается № пункта;
в графе 3 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указываются вертикальные движения земной коры, мм/год;
в графе 6 формы указываются горизонтальные движения земной коры, мм/год;
в графе 7 формы указывается азимут горизонтальных движений земной коры, градусы.
Таблица 4.3. Результаты наблюдений сейсмологические наблюдения
в графе 1 формы указывается дата;
в графе 2 формы указывается № пункта;
в графе 3 формы указывается время события в очаге;
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 северная широта (ɸ);
в графе 5 формы указываются координаты WGS-84 восточная долгота (ƛ);
в графе 6 формы указывается глубина в эпицентре, км;
в графе 7 формы указывается магнитуда;
в графе 8 формы указывается единица измерения.
Таблица 5. Геотехнический и геомеханический мониторинг условия организации и проведения мониторинга
в графе 1 формы указывается порядковый номер проекта;
в графе 2 формы указывается период наблюдений;
в графе 3 формы указывается вид измерений: инструментальные наблюдения за развитием геомеханических процессов в массиве горных пород, лабораторные наблюдения за физико-механическим состоянием горных пород;
в графе 4 формы указывается наблюдательная сеть м (длина) х, м (ширина) х, м (глубина);
в графе 5 формы указывается применяемая аппаратура;
в графе 6 формы указывается точность измерений;
в графе 7 формы указывается компания-исполнитель работ.
Таблица 5.1. Результаты наблюдений изучение трещиноватости пород инструментальными методами
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указываются № и название объекта (участка);
в графе 3 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указывается метод измерений;
в графе 6 формы указываются тип трещин;
в графе 7 формы указываются размеры трещин, см: длина;
в графе 8 формы указываются размеры трещин, см: ширина;
в графе 9 формы указываются элементы залегания трещин: азимут простирания;
в графе 10 формы указываются элементы залегания трещин: угол падения, градус;
в графе 11 формы указываются интенсивность трещин, %;
в графе 12 формы указывается форма поверхностей стенок;
в графе 13 формы указывается состав пород, вмещающих трещины;
в графе 14 формы указывается заполнитель трещин;
в графе 15 формы указывается оценка текущего состояния объекта (участка) по трещиноватости.
Таблица 5.2. Результаты наблюдений изучение прочностных характеристик пород в массиве
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указываются № и название объекта (участка);
в графе 3 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указывается глубина проведения измерений, м;
в графе 6 формы указывается метод измерений;
в графе 7 формы указываются механические характеристики: модуль деформации, Мпа;
в графе 8 формы указываются механические характеристики: удельное сцепление, Мпа;
в графе 9 формы указываются механические характеристики: угол внутреннего трения, градус;
в графе 10 формы указываются механические характеристики: сопротивление пород сжатию, Мпа;
в графе 11 формы указываются механические характеристики: крепость пород (Протодья-конова);
в графе 12 формы указываются механические характеристики: оценка текущего состояния объекта (участка) по свойствам.
Таблица 5.3. Результаты наблюдений напряженное состояние массива горных пород гравиметрическими методами
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указываются № и название объекта (участка);
в графе 3 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются изменения значений силы: восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указываются изменения значений силы: тяжести, мкГал/год;
в графе 6 формы указывается оценка текущего состояния объекта: (участка) по изменению силы тяжести.
Таблица 5.4. Результаты наблюдений лабораторные измерения физико-механических свойств горных пород
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указываются № и название объекта (участка);
в графе 3 формы указываются координаты WGS-84 отбора образца: северная широта (ɸ);
в графе 4 формы указываются координаты WGS-84 отбора образца: восточная долгота (ƛ);
в графе 5 формы указывается глубина отбора образца, м;
в графе 6 формы указывается плотность частиц, (удельный вес), г/см3;
в графе 7 формы указывается природная влажность, %;
в графе 8 формы указывается коэффициент фильтрации, метр/сутки;
в графе 9 формы указывается пористость, %;
в графе 10 формы указывается коэффициент пористости, д. ед;
в графе 11 формы указывается полная влагоемкость, д.ед;
в графе 12 формы указывается коэффициент водонасыщения, д.ед;
в графе 13 формы указывается величина набухания, %;
в графе 14 формы указывается модуль деформации, Мпа;
в графе 15 формы указывается модуль объемной деформации, Мпа;
в графе 16 формы указывается коэффициент Пуассона;
в графе 17 формы указывается уголь внутреннего трения, град;
в графе 18 формы указываются силы сцепления, Мпа;
в графе 19 формы указывается липкость, гс/см2;
в графе 20 формы указывается наименование породы.
Таблица 6. Гидрологический и гидрогеологический мониторинг
в графе 1 формы указывается порядковый номер;
в графе 2 формы указывается период наблюдений;
в графе 3 формы указывается вид измерений наблюдения за подземными водами в горных выработках и наблюдения за поверхностными водами в водоемах;
в графе формы указывается наблюдательная сеть: количество и тип водопунктов, количество наблюдаемых горизонтов; размер водоема, происхождение водоема;
в графе 5 формы указывается применяемая аппаратура;
в графе 6 формы указывается компания-исполнитель работ.
Таблица 6.1. Результаты наблюдений
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указываются номер и название объекта (участка);
в графе 3 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): северная широта;
в графе 4 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): восточная долгота;
в графе 5 формы указывается тип водопункта;
в графе 6 формы указывается объем отбора шахтных вод, м3;
в графе 7 формы указывается объем отбора дренажных вод, м3;
в графе 8 формы указывается объем закачиваемых вод, м3;
в графе 9 формы указывается объем утечки из прудов отстойников, накопителей сточных вод и др. сооружений, м3;
в графе 10 формы указывается 1 водоносный горизонт, наименование;
в графе 11 формы указывается глубина залегания уровней подземных вод 2 водоносного горизонта, участвующего в обводнении горных выработок, м;
в графе 12 формы указывается глубина залегания уровней подземных вод 3 водоносного горизонта, участвующего в обводнении горных выработок, м;
в графе 13 формы указывается глубина залегания уровней подземных вод 1 водоносного горизонта, участвующего в обводнении горных выработок, м;
в графе 14 формы указывается глубина залегания уровней подземных вод 2 водоносного горизонта, участвующего в обводнении горных выработок, м;
в графе 15 формы указывается глубина залегания уровней подземных вод 3 водоносного горизонта, участвующего в обводнении горных выработок, м;
в графе 16 формы указывается абсолютная отметка уровней поверхностных вод, м;
в графе 17 формы указывается расход поверхностных вод, м3/сут;
в графе 18 формы указывается расход родников, м3/сут;
в графе 19 формы указывается техническое состояние водозаборных скважин;
в графе 20 формы указывается техническое состояние наблюдательных скважин;
Таблица 6.2. Результаты наблюдений физико-химические свойства подземных, поверхностных и шахтных вод.
в графе 1 формы указывается год работ;
в графе 2 формы указываются номер и название объекта (участка);
в графе 3 формы указывается тип водопункта;
в графе 4 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): северная широта;
в графе 5 формы указываются граничные координаты WGS-84 объекта (участка): восточная долгота;
в графе 6 формы указывается температура, оС;
в графе 7 формы указывается плотность, г/см3;
в графе 8 формы указывается жесткость общая, мэкв;
в графе 9 формы указывается минерализация, г/л;
в графе 10 формы указывается, рН;
в графе 11 формы указывается содержание, % (мгэкв): карбонатион, СО3;
в графе 12 формы указывается содержание, % (мгэкв): гидрокарбонат, НСО3;
в графе 13 формы указывается содержание, % (мгэкв): хлорион, С1;
в графе 14 формы указывается содержание, % (мгэкв): сульфатион, SО4;
в графе 15 формы указывается содержание, % (мгэкв): кальцийион, С;
в графе 16 формы указывается содержание, % (мгэкв): магний-ион, Мg;
в графе 17 формы указывается содержание, % (мгэкв): Na+K;
в графе 18 формы указывается содержание, % (мгэкв): NO3;
в графе 19 формы указывается содержание, % (мгэкв): гумус;
в графе 20 формы указывается содержание, % (мгэкв): железо.
Отчетность по мониторингу по недрам подземных вод
Отчетный период 20___ год
Индекс: форма 3-МН.
Периодичность: ежегодно.
Круг лиц представляющих: недропользователи.
Куда представляется: в территориальные подразделения уполномоченного органа по изучению и использованию недр, уполномоченный орган по изучению и использованию недр.
Срок представления: ежегодно до 15 февраля года, следующего за отчетным годом.
Отчетность по мониторингу по недрам подземных вод за 20___ год
Таблица 1. Сведения о водозаборе подземных вод
Ад­ми­ни­стра­тив­ная об­ласть
Ад­ми­ни­стра­тив­ный рай­он
На­име­но­ва­ни­е­ме­сто­рож­де­ния
Недро­поль­зо­ва­тель,во­до­поль­зо­ва­тель
Но­мер кон­трак­та,ли­цен­зии, раз­ре­ше­ния
На­име­но­ва­ние во­до­за­бо­ра
Ме­сто­по­ло­же­ние, ко­ор­ди­на­ты цен­тра тя­же­сти
Гео­ло­ги­че­ский ин­декс экс­плу­а­ти­ру­е­мо­го во­до­нос­но­го го­ри­зон­та
Год на­ча­ла экс­плу­а­та­ции
Ко­ли­че­ство­экс­плу­а­та­ци­он­ных­сква­жин
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
(продолжение таблицы)
Схе­ма во­до­за­бор­но­го­со­ору­же­ния
За­яв­лен­ная по­треб­ность, тыс.м3­сут­ки
До­пу­сти­мое по­ни­же­ние, м
От­чет­ный год
Ко­ли­че­ство экс­плу­а­ти­ру­е­мых сква­жин
Во­до­от­бор, тыс.м3/сут­ки
Во­до­от­лив, тыс.м3/сут­ки
Ди­на­ми­че­ский уро­ве­ньот-до, м
Об­щая ми­не­ра­ли­за­ция от-до, г/л
Ком­по­нен­ты хи­ми­че­ско­го­со­ста­ва с пре­вы­ше­ни­ем ПДК
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
таблица 2. Режим, уровень и температура подземных вод по водозаборным и наблюдательным скважинам
Ад­ми­ни­стра­тив­на­яоб­ласть
На­име­но­ва­ние­на­блю­да­тель­но­го по­ста
На­име­но­ва­ние­Не­дро­поль­зо­ва­те­ля
Но­мер­на­блю­да­тель­но­го­пунк­та
Год
Ме­сяц(по­ряд­ко­вый­но­мер)
1
2
3
4
5
6
(продолжение таблицы)
Замеренные уровни подземных вод (в метрах от поверхности) илитемпература (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
На­име­но­ва­ние­ком­по­нен­тов
Еди­ни­цы­из­ме­ре­ния
Зна­че­ни­яПДК
Ме­сто от­бо­ра про­бы
№ скв.
№ скв.
№ скв.
Во­до-за­бор
пер­вое по­лу­го­дие 201...год
да­та­от­бо­ра
да­та­от­бо­ра
да­та­от­бо­ра
сред­не­е­за 1по­лу-го­дие
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)
Во­до­род­ный­по­ка­за­тель
ед-цы РН
6-9
Об­ща­я­ми­не­ра­ли­за­ция(су­хой оста­ток)
мг/л
1000 (1500)
Жест­кость об­щая
мг-экв/л
7(10)
Окис­ля­е­мо­сть­пер­ман­га­нат­ная
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 (сум­ма­и­зо­ме­ров)
мг/л
0,002
2,4-Д
мг/л
0,03
Бк/л
0,1
Б к/л
1,0
(продолжение таблицы)
Место отбора пробы
№ скв.
№ скв.
№ скв.
Водозабор
Водозабор
второе полугодие 20__ год
за 20__ год
дата отбора
дата отбора
дата отбора
среднее за 2 полугодие
среднее за год
8
9
10
11
12
Руководитель _____________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Исполнитель ______________________ ___________
(фамилия, имя, отчество (подпись)
(при его наличии)
Телефон исполнителя ___________________________
Место печати (при его наличии)
Примечание: форма отчетности по мониторингу по недрам месторождений подземных вод заполняется согласно пояснению, приведенному в приложении.

Приложение
к форме, предназначенной для сбора
административных данных
«Отчетность по мониторингу»
Пояснение по заполнению формы, предназначенной для сбора административных данных
«Отчетность по мониторингу по недрам по подземным водам»
Таблица 1. Сведения о водозаборе подземных вод
в графе 1 формы указывается административная область;
в графе 2 формы указывается административный район;
в графе 3 формы указывается наименование месторождения;
в графе 4 формы указывается недропользователь, водопользователь;
в графе 5 формы указывается номер контракта, лицензии, разрешения;
в графе 6 формы указывается наименование водозабора;
в графе 7 формы указываются местоположение, координаты центра тяжести;
в графе 8 формы указывается геологический индекс эксплуатируемого водоносного горизонта;
в графе 9 формы указывается год начала эксплуатации;
в графе 10 формы указывается количество эксплуатационных скважин;
в графе 11 формы указывается схема водозаборного сооружения;
в графе 12 формы указывается заявленная потребность, тыс.м3 сутки;
в графе 13 формы указывается допустимое понижение, м;
в графе 14 формы указывается отчетный год;
в графе 15 формы указывается количество эксплуатируемых скважин;
в графе 16 формы указывается водоотбор тыс.м3/сутки;
в графе 17 формы указывается водоотлив, тыс. м3/сутки;
в графе 18 формы указывается динамический уровень от-до, м;
в графе 19 формы указывается общая минерализация от-до, г/л;
в графе 20 формы указывается компоненты химического состава с превышением ПДК.
Таблица 2. Режим, уровень и температура подземных вод по водозаборным и наблюдательным скважинам
в графе 1 формы указывается административная область;
в графе 2 формы указывается наименование наблюдательного поста;
в графе 3 формы указывается наименование недропользователя;
в графе 4 формы указывается номер наблюдательного пункта;
в графе 5 формы указывается год;
в графе 6 формы указывается месяц (порядковый номер);
в графах с 7 по 37 формы указываются замеренные уровни подземных вод (в метрах от поверхности) или температура (0С) число месяца от 1 до 31.
Таблица 3. Качество подземных вод по водозаборным скважинам
в графе 1 формы указывается наименование компонентов: запах, привкус, цветность, мутность, водородный показатель, общая минерализация (сухой остаток), жесткость общая, окисляемость перманганатная, нефтепродукты (суммарно), ПАВ, анионоактивные, фенольный индекс, аллюминий, барий, бериллий, бор (суммарно), железо (суммарно), кадмий (суммарно), марганец (суммарно), медь (суммарно), молибден (суммарно), мышьяк (суммарно), никель (суммарно), нитраты, ртуть (суммарно), свинец (суммарно), селен (суммарно), стронций (суммарно), гидрокарбонаты, сульфаты, хлориды, фториды, хром+6, цианиды, цинк, таллий, литий, сурьма, серебро, ванадий, кобальт, аммиак (по азоту), хром+3, кремний, кальций, магний, натрий, нитрит-ион, фенол, у-ГХЦГ (линдан), ДДТ (сумма изомеров), 2,4-Д, общая - активность;
в графе 2 формы указываются единицы измерения: баллы, градус, единицы ЕМФ, единицы PH, мг/л, мг-экв/л, Б к/л;
в графе 3 формы указываются значения ПДК: 2; 3; 20 (35); 2,6 (3,5); 6-9; 1000 (1500); 7 (10); 5; 0,1; 0,5; 0,25; 0,5; 0,1; 0,0002; 0,3 (1,0); 0,001; 0,1 (0,5); 1,0; 0,25; 0,05; 45; 0,0005; 0,03; 0,01; 7,0; 500; 350; 1,5; 0,05; 0,035, 5; 0,0001; 0,03; 0,05; 0,1; 0,1; 2,0; 0,5; 10,0; 200; 3,0; 0,01; 0,002; 0,002; 0,03; 0,1; 1,0;
в графе 4 формы указывается место отбора пробы: номер скважины, первое полугодие 201__г, дата отбора;
в графе 5 формы указывается место отбора пробы: номер скважины, первое полугодие 20__ г, дата отбора;
в графе 6 формы указывается место отбора пробы: номер скважины, первое полугодие 20__ г, дата отбора;
в графе 7 формы указывается место отбора пробы: водозабор, среднее за 1 полугодие;
в графе 8 формы указывается место отбора пробы: номер скважины, второе полугодие 20__ г, дата отбора;
в графе 9 формы указывается место отбора пробы: номер скважины, второе полугодие 20__ г, дата отбора;
в графе 10 формы указывается место отбора пробы: номер скважины, второе полугодие 20__ г, дата отбора;
в графе 11 формы указывается место отбора пробы: водозабор, среднее за 2 полугодия;
в графе 12 формы указывается место отбора пробы: водозабор, за 20__ г, среднее за год.