Об утверждении специальных форм геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр, базирующейся на материалах первичного учета

Утративший силу

Постановление Правительства Республики Казахстан от 30 декабря 2010 года № 1459. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 21 июля 2015 года № 552

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 21.07.2015 № 552 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

В соответствии с пунктом 3 статьи 119 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемые формы геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр:
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).
3. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан К. Масимов

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