Устаревший (с 16.01.18 по 25.01.18) Версия _2018_001

1-ТЭК (нефть) Экспл. нефтяных скважин

0610065

Общие сведения
Как заполнить
Законодательство
Формат
Бланк: 1-ТЭК (нефть) Сведения об эксплуатации нефтяных скважин
Скачать бланк

Форму федерального статистического наблюдения N 1-ТЭК (нефть) "Сведения об эксплуатации нефтяных скважин" (далее - форма) предоставляют юридические лица (кроме субъектов малого предпринимательства), осуществляющие добычу нефти, попутного газа и газового конденсата.

Настоящую форму предоставляют организации - владельцы лицензий на добычу полезных ископаемых или организации, заключившие согласительный договор с владельцем лицензии на осуществление добычи на предоставленных им в пользование участках недр, то есть организации, не имеющие соответствующих лицензий на эту деятельность, но являющиеся привлеченными к добыче полезных ископаемых, а также филиалы, представительства и подразделения действующих на территории Российской Федерации иностранных организаций в порядке, установленном для юридических лиц.

Временно не работающие организации представляют форму на общих основаниях.

Организации-банкроты, на которых введено конкурсное производство, не освобождаются от предоставления сведений по указанной форме. Только после вынесения определения арбитражного суда о завершении в отношении организации конкурсного производства и внесения в единый государственный реестр юридических лиц записи о его ликвидации (п. 3 ст. 149 Федерального закона от 26.10.2002 N 127-ФЗ "О несостоятельности (банкротстве)") организация-должник считается ликвидированной и освобождается от предоставления сведений по указанной форме.

Юридическое лицо заполняет настоящую форму и предоставляет ее в территориальный орган Росстата по месту своего нахождения (фактического осуществления производственной деятельности).

При наличии у юридического лица обособленных подразделений 1 , расположенных на одной территории субъекта Российской Федерации с юридическим лицом, сведения по настоящей форме предоставляются в целом по юридическому лицу, включая сведения по этим обособленным подразделениям.

При наличии у юридического лица обособленных подразделений, расположенных на территории разных субъектов Российской Федерации, сведения предоставляются обособленным подразделением по месту своего нахождения, при этом возможно предоставление первичных статистических данных настоящей формы суммарно по всем обособленным подразделениям, расположенным в конкретном субъекте Российской Федерации, при условии назначения руководителем юридического лица ответственного должностного лица за отражение агрегированных данных по вышеуказанным подразделениям.

Заполненные формы предоставляются юридическим лицом в территориальные органы Росстата по месту нахождения соответствующего обособленного подразделения (по обособленному подразделению) и по месту нахождения юридического лица (без обособленных подразделений). В случае, когда юридическое лицо (его обособленное подразделение) не осуществляет деятельность по месту своего нахождения, форма предоставляется по месту фактического осуществления им деятельности.

По форме за отчетный период возможно направление респондентом либо подписанного в установленном порядке отчета, не заполненного значениями показателей, либо официального письма в соответствующий территориальный орган Росстата об отсутствии информации по показателям в отчетном периоде.

Руководитель юридического лица назначает должностных лиц, уполномоченных предоставлять первичные статистические данные от имени юридического лица.

Подробная информация о заполнении формы N 1-ТЭК (нефть) приводится в инструкции по заполнению этой формы, утвержденной постановлением Госкомстата России по согласованию с Минтопэнерго России от 29.05.1996 N 44 "Об утверждении инструкций по заполнению форм федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин". Справочно приводится следующий текст:

  • К добытой шахтной, попутной и случайной нефти относится нефть, добытая из шахт в процессе эксплуатационного и разведочного бурения, испытания и освоения скважин, а также из газовых скважин (попутная).
  • К добыче нефти при опробовании разведочных скважин относится нефть, добытая в процессе испытания и освоения разведочных скважин.
  • Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. Массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Количество добытой нефти субъектом хозяйственной деятельности определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. Применяемый метод подлежит утверждению в учетной политике субъекта хозяйственной деятельности.

--------------------------------
1 Примечание.
Обособленное подразделение организации - любое территориально обособленное от нее подразделение, по месту нахождения которого оборудованы стационарные рабочие места. Признание обособленного подразделения организации таковым производится независимо от того, отражено или не отражено его создание в учредительных или иных организационно-распорядительных документах организации, и от полномочий, которыми наделяется указанное подразделение. При этом рабочее место считается стационарным, если оно создается на срок более одного месяца (п. 2 ст. 11 Налогового кодекса Российской Федерации).

Как заполнить

Особенности заполнения формы организациями, имеющими обособленные подразделения

Для заполнения отчета по обособленному подразделению необходимо перейти на вкладку «Обособленные подразделения» и нажать на кнопку «+ (Добавить ОП)». В открывшемся списке выбирается нужное подразделение и далее, кликнув по строке с его названием, заполняется открывшийся по этому подразделению отчет в соответствии с порядком, рассмотренным ниже. Аналогично заполняются отчеты по самой организации и другим подразделениям.

Титульный лист

В адресной части указывается полное наименование отчитывающейся организации в соответствии с учредительными документами, зарегистрированными в установленном порядке, а затем в скобках - краткое наименование. На бланке формы, содержащей сведения по обособленному подразделению юридического лица, указывается наименование обособленного подразделения и юридического лица, к которому оно относится.

В кодовой части титульного листа формы на основании Уведомления о присвоении кода ОКПО (идентификационного номера), размещенного на Интернет-портале Росстата по адресу: https://websbor.rosstat.gov.ru/online/info, отчитывающаяся организация проставляет:

  • код по Общероссийскому классификатору предприятий и организаций (ОКПО) - для юридического лица, не имеющего территориально обособленных подразделений,
  • идентификационный номер - для территориально обособленного подразделения юридического лица и для головного подразделения юридического лица.

В качестве головного подразделения юридического лица выступает обособленное подразделение, где находится администрация предприятия или местонахождение которого соответствует зарегистрированному юридическому адресу.

В случае делегирования полномочий по предоставлению статистической отчетности от имени юридического лица обособленному подразделению, обособленным подразделением в кодовой части формы указывается код ОКПО (для филиала) или идентификационный номер (для обособленного подразделения, не имеющего статуса филиала).

Чтобы выбрать направление сдачи отчета (ТОГС), следуйте данному порядку:

togstogs

Если в списке из предложенных ТОГСов отсутствует нужный, то его можно выбрать, нажав на кнопку «Все отделения Росстат». Далее выбрать соответствующий регион и ТОГС в этом регионе.

showAll

Раздел 1. Добыча нефти

Показатели этого раздела характеризуют объем добычи нефти, а также время эксплуатации нефтяных скважин; число скважин, дающих продукцию; их производительность и объем извлеченной из них жидкости за отчетный период с распределением по способам эксплуатации (насосный, компрессорный, включая бескомпрессорный газлифт, фонтанный и прочие) и категориям скважин (старые, в том числе перешедшие с прошлого года, новые).

К насосному способу относятся скважины, эксплуатируемые посредством электропогружных, штанговых и гидропоршневых насосов всех конструкций.

Скважины, эксплуатируемые посредством струйных насосов, относятся к прочим способам добычи.

К компрессорному способу относятся скважины, эксплуатируемые посредством нагнетания в них сжатого газа или воздуха (компрессорный газлифт и эрлифт).

К способу бескомпрессорного газлифта относятся скважины, эксплуатируемые посредством нагнетания в них природного газа из других скважин под собственным (естественным) пластовым давлением. Показатели по компрессорному и бескомпрессорному газлифту и эрлифту объединяются и показываются вместе.

К фонтанному способу относятся скважины, эксплуатируемые путем их естественного фонтанирования за счет использования энергии пласта.

К прочим способам относятся скважины, эксплуатируемые тартанием свабами, желонками. Сюда также относятся скважины, эксплуатируемые посредством струйных насосов, и пр.

При переводе скважин в течение отчетного года из одного способа эксплуатации в другой отчетные данные по всем показателям раздела, за исключением "числа скважин, дающих продукцию на конец отчетного периода", показываются соответственно по каждому способу за период фактической эксплуатации скважин данным способом.

Скважины, дающие продукцию на конец отчетного периода, показываются по последнему способу их эксплуатации, применяемому на конец отчетного периода.

Показатели работы каждой нефтяной скважины в течение всего отчетного года должны учитываться только по одной из двух категорий: старые и новые.

Перевод скважины отчетного года из одной категории в другую производиться не может, хотя скважина может находиться в течение года в разных категориях эксплуатационного фонда: действующих, бездействующих, находящихся в освоении; скважина может выбыть из эксплуатационного фонда в законсервированные, контрольные, ликвидированные или, наоборот, перейти из этих категорий в эксплуатационный фонд.

К категориям старых скважин относятся скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года.

К категории перешедших с прошлого года относятся все те скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде.

К категории новых скважин относятся:

  • скважины, введенные из бурения отчетного года, т.е. принятые от буровых организаций в отчетном году;
  • скважины, введенные из освоения после бурения с прошлых лет, т.е. находившиеся на начало отчетного года в эксплуатационном фонде нефтяных скважин в группе "Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения";
  • скважины, переведенные из фонда газовых, контрольных, нагнетательных, законсервированных или ликвидированных при условии, что эти скважины ранее не эксплуатировались на нефть.

Все нефтяные скважины, отнесенные к категории новых, должны быть отражены в отчете как ввод новых скважин.

К добытой шахтной, попутной и случайной нефти относится нефть, добытая из шахт в процессе эксплуатационного и разведочного бурения, испытания и освоения скважин, а также из газовых скважин (попутная).

К добыче нефти при опробовании разведочных скважин относится нефть, добытая в процессе испытания и освоения разведочных скважин.

Амбарная и ловушечная нефть повторно в объем добычи нефти не включается.

Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. Массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Количество добытой нефти субъектом хозяйственной деятельности определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. Применяемый метод подлежит утверждению в учетной политике субъекта хозяйственной деятельности.

Скважино-месяц - это условная единица измерения времени пребывания скважины в действующем фонде (числившиеся скважино-месяцы) или производительно отработанного скважиной времени эксплуатации (отработанные скважино-месяцы), равная 720 часам, или 30 суткам независимо от фактического числа календарных дней в каждом месяце.

Скважино-месяцы числившиеся определяются исходя из данных ежемесячного учета времени пребывания нефтяных скважин в действующем фонде, которое учитывается в скважино-часах.

Число фактических скважино-месяцев, числившихся по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин, определяется путем деления всего календарного времени действующего фонда скважин соответствующей группы за отчетный период на 720, и результат показывается с одним десятичным знаком.

Скважино-месяцы отработанные определяются исходя из данных ежемесячного учета времени эксплуатации нефтяных скважин, которое учитывается в скважино-часах.

Число фактических скважино-месяцев, отработанных по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин, определяется путем деления времени эксплуатации скважин соответствующей группы за отчетный период на 720, и результат показывается с одним десятичным знаком.

Средний дебит на отработанный скважино-месяц за отчетный период рассчитывается путем деления суммарной добычи нефти в тоннах на число скважино-месяцев, отработанных по соответствующей группе скважин, и показывается с одним десятичным знаком.

К скважинам, дающим продукцию на конец отчетного периода по каждому способу эксплуатации и категории скважин, относятся только те скважины действующего фонда, которые давали нефть на конец последнего дня отчетного года, включая скважины, находившиеся на накоплении жидкости (при режиме периодической эксплуатации).

Объем извлеченной из скважин жидкости за отчетный период по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин определяется исходя из данных суточных замеров дебитов эксплуатируемых скважин.

Количество извлеченной жидкости учитывается в полном объеме, включая нефть, воду, соли и механические примеси, и показывается в тоннах, в целых числах.

По скважинам, в которых одновременно эксплуатируются на нефть два объекта или более, время работы в часах и скважино - месяцах учитывается по скважинам, а не по объектам, т.е. за каждые сутки работы такой скважины должно начисляться только 24 ч календарного времени. Среднемесячные дебиты такой скважины должны отражать суммарную производительность всех ее объектов, т.е. производительность всей скважины.

В случаях, когда объекты эксплуатируются разными способами, все показатели по такой скважине следует относить к тому способу эксплуатации, который дает наибольший удельный вес добычи нефти.

Если один объект в скважине эксплуатируется как нефтяной, а другой - как газовый или для нагнетания воды, газа, воздуха в пласт и других целей, то в этом разделе все показатели по объекту, дающему нефть, учитываются как по одной нефтяной скважине.

Раздел 2. Баланс календарного времени фонда нефтяных скважин

Состав показателей этого раздела характеризует общее (суммарное) время эксплуатации и простоев всех нефтяных скважин и в том числе введенных в эксплуатацию новых.

Данные о балансе календарного времени эксплуатационного фонда нефтяных скважин формируются на основе первичного учета, который должен вестись ежемесячно по каждой скважине с момента зачисления ее в эксплуатационный фонд и до момента выбытия из него. Учет ведется в скважино-часах, по 24 ч за каждые сутки пребывания скважины в эксплуатационном фонде.

Календарное время эксплуатационного фонда нефтяных скважин слагается из:

  • календарного времени действующего фонда нефтяных скважин;
  • календарного времени фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода при помесячном учете времени работы и простоев скважин (бездействующих);
  • календарного времени фонда нефтяных скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, принятых на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти.

Сумма времени по всем этим слагаемым должна равняться календарному времени эксплуатационного фонда за отчетный период.

Календарное время действующего фонда нефтяных скважин учитывается по каждой скважине с момента (дата и час) ввода ее в эксплуатацию до выбытия ее из действующего фонда в бездействующий или за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, нагнетательные, контрольные и т.д.).

За полный календарный месяц (но не скважино-месяц) пребывания скважины в действующем фонде должно учитываться соответственно 720, 744, 672 или 696 ч, в зависимости от числа дней в данном календарном месяце.

Скважины, дававшие нефть и остановленные в одном месяце и вновь возвращенные в эксплуатацию в том же или в следующем месяце, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. Все календарное время за оба эти месяца по таким скважинам должно полностью учитываться в балансе календарного времени действующего фонда и распределяться по видам работ и простоев, независимо от продолжительности простоя (более или менее 30 дней) и от числа дней эксплуатации в каждом месяце (по одному дню или более).

Например, скважина давала нефть 1 марта, со 2 марта по 28 апреля стояла из-за ремонтных работ, с 29 апреля возвращена в эксплуатацию.

В этом случае на конец марта и апреля скважина числится в действующем фонде, и все календарное время этих месяцев полностью включается в баланс календарного времени действующего фонда, хотя скважина простояла подряд 58 дней. В балансе календарного времени действующего фонда по этой скважине будет показано (в часах):

Отчетный месяц Время эксплуатации Время простоев
(ремонтные работы)
Календарное время действующего фонда
Март 24 720 744
Апрель 48 672 720

По скважинам, в которых одновременно эксплуатируются на нефть два или более объекта (одновременно-раздельная эксплуатация), календарное время действующего фонда учитывается не по объектам, а по скважине, т.е. за каждые сутки начисляется только 24 скважино-часа календарного времени.

Если один объект в скважине эксплуатируется на нефть, а другой - на газ или для нагнетания в пласт воды, газа и других целей, то по объекту, эксплуатирующемуся на нефть, календарное время учитывается как по одной нефтяной скважине.

Календарное время действующего фонда нефтяных скважин включает в себя:

  • время эксплуатации нефтяных скважин;
  • время проведения всех видов ремонтно-изоляционных работ в скважинах, время воздействия на призабойную зону скважин, ремонта и смены наземного и подземного эксплуатационного оборудования;
  • время проведения исследовательских, опытных и экспериментальных работ в нефтяных скважинах;
  • время проведения работ по ликвидации аварий с наземным и подземным оборудованием скважин;
  • время проведения работ по ликвидации на скважинах последствий стихийных бедствий;
  • время освоения скважин после проведения указанных работ;
  • время простоев нефтяных скважин независимо от их причин.

Время проведения всех видов ремонтных работ и работ по ликвидации аварий, время всех простоев нефтяных скважин включается в календарное время действующего фонда только в период пребывания нефтяных скважин в действующем фонде.

Из всего календарного времени действующего фонда нефтяных скважин в отчете отражается только: время эксплуатации и время простоев.

Время эксплуатации включает в себя время работы по извлечению из скважин нефти (жидкости) и время накопления жидкости при работе скважины на режиме периодической эксплуатации.

Время простоев включает в себя время всех простоев нефтяных скважин независимо от причин простоя, т.е. простои скважин до начала или во время проведения всех видов ремонтных, исследовательских, опытных и экспериментальных работ, работ по ликвидации аварий с наземным и подземным оборудованием скважин, работ по ликвидации на скважинах последствий стихийных бедствий, отсутствия потребителя, а также простои скважин в связи с ремонтом и остановкой (независимо от их причин) объектов сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти и газа и др.

Календарное время фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, учитывается ежемесячно по всем скважинам, пребывавшим в течение месяца в этом фонде, с момента перевода их в этот фонд до момента выбытия из него независимо от характера работ, проводившихся в скважинах и причин их простоя.

При этом под "последним месяцем отчетного периода" следует понимать последний месяц при ежемесячном учете фонда, а не последний месяц, по которому представляется отчет.

Календарное время фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, учитывается:

  • либо с момента выбытия скважины из действующего фонда, т.е. с 1 числа того месяца отчетного года, в котором скважина полностью простояла и не эксплуатировалась ни одного дня и который непосредственно следует за месяцем остановки скважины;
  • либо с момента ввода скважины в нефтяной фонд из числа нагнетательных, контрольных, законсервированных и т.п. при условии, что скважина ранее уже эксплуатировалась на нефть;
  • либо с 1 января отчетного года, если до 1 января скважина уже выбыла из действующего фонда.

Моментом выбытия скважины из фонда скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода, является:

  • либо дата ввода скважины в эксплуатацию;
  • либо дата перевода скважины за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, в ликвидацию, в нагнетательные, контрольные и т.п.), оформленная соответствующими документами.

Календарное время фонда нефтяных скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения, учитывается ежемесячно по всем нефтяным скважинам, пребывавшим в течение месяца в эксплуатационном фонде в группе "Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения" с момента зачисления в этот фонд до момента выбытия из него, независимо от характера работ, проводившихся в скважинах, и причин их простоя.

Календарное время фонда нефтяных скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения учитывается:

  • либо с момента принятия нефтяных скважин от буровых организаций на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти и зачисления в этот фонд;
  • либо с 1 января отчетного года, если до 1 января скважина уже находилась в этом фонде.

Моментом выбытия скважин из фонда скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения, является:

  • либо дата ввода скважины в эксплуатацию;
  • либо дата перевода скважины за пределы эксплуатационного фонда (в консервацию, в нагнетательные, контрольные и т.п.), оформленная соответствующими документами.

Скважины, принятые от буровых организаций и предназначенные для эксплуатации на йодобромную и техническую воду как нагнетательные, контрольные и т.п., к эксплуатационному фонду нефтяных скважин не относятся, и время их освоения в этот раздел не включается.

Время освоения ранее эксплуатировавшихся на нефть скважин после проведения в них исследовательских, ремонтно-изоляционных работ или работ по ликвидации аварий и т.п. в календарное время освоения и ожидания освоения после бурения не включается, а учитывается соответственно либо в календарном времени действующего фонда нефтяных скважин, либо в календарном времени фонда нефтяных скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода.

Календарное время эксплуатационного фонда новых нефтяных скважин приводится только по новым нефтяным скважинам, введенным в эксплуатацию в отчетном периоде с начала года.

По скважинам, принятым из бурения в эксплуатационной фонд (в группу "Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения") и не введенным в эксплуатацию в отчетном периоде, календарное время по строке "в том числе новых" приводится только после ввода их в эксплуатацию.

Например (пример условный):

  • скважина N 1 принята в эксплуатационный фонд 20 декабря предыдущего года, введена в эксплуатацию 10 января отчетного года, весь февраль давала продукцию, весь март (с 1 по 31) простаивала, с апреля дает продукцию;
  • скважина N 2 принята в эксплуатационный фонд 10 января и введена в эксплуатацию 20 марта текущего года.

В этих случаях в балансе календарного времени эксплуатационного фонда по строке "в том числе новых" по этим скважинам должно быть показано (в часах):

Отчетный месяц, № скважины Календарное время эксплуатационного фонда Календарное время действующего фонда Календарное время скважин, не дававших продукцию в последнем месяце отчетного периода Календарное время скважин, находящихся в ожидании освоения и освоении после бурения
январь
№ 1 744 528 - 216
№ 2 - - - -
февраль
№ 1 672 672 - -
№ 2 - - - -
март
№ 1 744 - 744 -
№ 2 1944 288 - 1656
апрель
№ 1 720 720 - -
№ 2 720 720 - -
и т.д.

Раздел 3. Ввод в действие скважин

В этом разделе приводятся данные о фактическом числе введенных в эксплуатацию новых и бездействовавших с прошлых лет нефтяных скважин и новых нагнетательных скважин за год.

Вводом новых скважин в эксплуатацию следует считать:

  • для нефтяных скважин - момент, когда принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти и зачисленная в эксплуатационный фонд нефтяная скважина освоена, подключена к промысловому нефтесборному коллектору, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию для добычи нефти. С этого момента скважина находится в действующем фонде, и ведется ежесуточный учет показателей ее работы в документах первичного учета;
  • для нагнетательных скважин - момент, когда скважина, принятая на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, и зачисленная в эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, освоена, подключена к соответствующим сооружениям, установлен режим ее работы, и она пущена в промышленную эксплуатацию по приему рабочего агента (для поддержания пластового давления или для других методов повышения нефтеотдачи пластов). С этого момента скважина находится в действующем фонде нагнетательных скважин и ведется ежесуточный учет показателей ее работы в документах первичного учета.

Из общего количества введенных в эксплуатацию новых нефтяных скважин выделяются скважины, принятые на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, из разведочного бурения в отчетном году или в предыдущие годы и введенные в эксплуатацию в отчетном периоде.

К нефтяным скважинам, введенным в эксплуатацию из бездействия, относятся те скважины, которые в отчетном периоде восстановлены из бездействия с прошлых лет, т.е. только те скважины, которые в прошлые годы эксплуатировались на нефть, но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в бездействующем фонде.

Скважины, введенные в эксплуатацию на нефть из фонда газовых, нагнетательных, контрольных, законсервированных, ликвидированных и т.п. относятся к скважинам, введенным из бездействия только в том случае, если в прошлые годы они эксплуатировались на нефть, были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января отчетного года находились в бездействующем фонде нефтяных скважин.

Нефтяные скважины, остановленные в декабре предыдущего года и на 1 января отчетного года находившиеся в действующем фонде, а также нефтяные скважины, выбывшие в бездействующий фонд в отчетном году, после ввода их в эксплуатацию в данном отчете не показываются как введенные из бездействия, независимо от продолжительности бездействия в течение отчетного года.

Из общего числа введенных в эксплуатацию новых нагнетательных скважин выделяются скважины, введенные в эксплуатацию после отработки на нефть. К ним следует относить скважины, которые в соответствии с проектом бурились как нагнетательные, но после бурения введены в отчетном году во временную эксплуатацию на нефть (как нефтяные), а затем в этом же году переведены в нагнетательные.

Скважины, переведенные в отчетном году в нагнетательные из числа введенных во временную эксплуатацию на нефть (как нефтяные) в предыдущие годы, сюда не включаются.

При вводе в эксплуатацию скважины, в которой одновременно эксплуатируются объекты разного назначения (один - на нефть, другой - на газ или для нагнетания в пласт рабочего агента), в этом разделе показывается ввод одной скважины - только нефтяной.

Раздел 4. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с применением методов искусственного воздействия на пласт

Показатели этого раздела характеризуют объемы и эффективность проведенных в отчетном году работ по искусственному воздействию на пласт на разрабатываемых нефтяных месторождениях методами поддержания пластового давления (законтурного, внутриконтурного, площадного, очагового, барьерного и др.) путем закачки в пласт воды, а также с применением физико-химических и термических методов увеличения нефтеизвлечения.

По строке "Закачка воды" следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением методов поддержания пластового давления (законтурного, внутриконтурного и др.), включая гидродинамические методы и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

К гидродинамическим методам воздействия относятся нестационарное (циклическое) заводнение, заводнение с изменением направления фильтрации потоков, форсированный отбор жидкости и оптимизация перепадов давления, барьерное и площадные системы заводнения на газонефтяных залежах, ступенчато-термальное заводнение. Сюда следует относить также вовлечение в разработку непланируемых запасов путем разделения объектов, бурения дополнительных скважин и усиления системы заводнения.

По строке "Новые методы" следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением физико - химических и термических методов увеличения нефтеизвлечения и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

По строке "Физико-химические" следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением физико - химических методов, и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

К физико-химическим методам относится закачка в пласт ПАВ и композиций на их основе, полимеров, щелочи, серной кислоты, двуокиси углерода, пенных систем и других вытесняющих агентов.

Сюда следует относить закачку в пласт углеводородного газа, а также закачку широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которая используется как подушка для закачки газа высокого давления.

По строке "термические" следует показывать объем нефти, добытой из пластов, разрабатываемых с применением термических методов, и прирост добычи нефти за счет применения этих методов.

К термическим методам относится закачка в пласт горячей воды, пара высокого давления, внутрипластовое горение (ВВГ) и другие методы теплового воздействия на пласт в целях увеличения его нефтеотдачи.

Объем добычи нефти с применением методов искусственного воздействия на пласт по каждому методу (закачка воды и в том числе гидродинамические методы, физико-химические, термические) определяется как сумма объемов фактической добычи нефти за год по всем объектам (месторождение, участок, площадь, пласт), разрабатываемым в отчетном году с применением соответствующего метода, независимо от величины полученного эффекта.

В случаях, когда на одном объекте применяются два или более метода искусственного воздействия на пласт (например, закачка воды и физико-химические методы), фактический объем добычи нефти по методам искусственного воздействия на пласт распределяется геологической службой юридического лица, осуществляющего добычу нефти расчетным путем.

При этом объем добычи нефти из пластов, разрабатываемых с применением закачки воды и новых методов увеличения нефтеизвлечения, должен быть равен объему добычи, приведенному по строке "Всего", и не должен превышать объема добычи нефти юридическим лицом в целом.

Увеличение (прирост) добычи нефти за счет применения методов искусственного воздействия на пласт по каждому методу определяется геологической службой юридического лица, осуществляющего добычу нефти, расчетным путем по соответствующим методикам.

Прирост добычи нефти показывается в расчете на отчетный год по сравнению с вариантом разработки объекта без применения данного метода воздействия на пласт.

Раздел 5. Фонд скважин на конец отчетного периода

Состав показателей этого раздела характеризует наличие и состояние фонда скважин на конец отчетного периода, а также число скважин, принятых из бурения и из газового фонда за период с начала года. В нем отражается весь фонд скважин, числившихся на балансе юридического лица, осуществляющего добычу нефти, по всем нефтяным месторождениям (кроме газовых скважин) на конец отчетного периода. В этом же разделе приводится число скважин, ликвидированных после эксплуатации и непосредственно после бурения (эксплуатационного и разведочного), находящихся в ожидании ликвидации и др.

Скважины нефтяных месторождений, эксплуатируемые только на газ, а также скважины газовых и газоконденсатных месторождений в отчете по форме N 1-ТЭК (нефть) не учитываются.

Учет фонда скважин по назначению и состоянию ведется ежемесячно на основе документов первичного учета: суточных рапортов о работе и простое скважин, актов о принятии скважин на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, и о вводе их в эксплуатацию, документов о консервации и ликвидации скважин и т.п. По окончании каждого месяца эти документы обобщаются и фиксируется состояние всех скважин на конец месяца.

При составлении отчета по форме N 1-ТЭК (нефть) данные ежемесячного учета группируются в соответствии с показателями этой формы.

Скважины, в которых одновременно эксплуатируются для одной цели (для добычи нефти или для закачки в пласт рабочего агента) два или более объекта, учитываются в соответствующем эксплуатационном фонде как одна скважина.

Скважины, в которых объекты одновременно эксплуатируются для разных целей (для добычи нефти и для добычи газа или для добычи нефти и для закачки в пласт рабочего агента), учитываются только в эксплуатационном фонде нефтяных скважин как одна скважина.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин подразделяется на три основные группы:

  • действующие;
  • не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующие);
  • осваиваемые и ожидающие освоения после бурения.

Сумма этих трех групп скважин должна быть равна эксплуатационному фонду нефтяных скважин.

К действующим скважинам относятся нефтяные скважины, которые давали продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней эксплуатации в этом месяце.

Действующие скважины в свою очередь подразделяются на две группы:

  • дающие нефть и газ;
  • остановленные в последнем месяце отчетного полугодия из числа давших добычу в этом месяце.

К скважинам, дающим нефть и попутный газ, следует относить те скважины, которые на конец последнего дня отчетного периода давали нефть и попутный газ или только нефть, включая скважины, находившиеся на накоплении жидкости (при режиме периодической эксплуатации).

К скважинам, остановленным в последнем месяце отчетного периода, следует относить те скважины, которые давали продукцию в этом месяце (хотя бы несколько часов), а на конец последнего дня отчетного периода простаивали по любой причине: из-за ремонтных работ, ликвидации аварий, проведения опытно-экспериментальных или исследовательских работ, из-за отключения электроэнергии, отсутствия потребителя и др.

К скважинам, не дававшим продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд), следует относить нефтяные скважины, не дававшие нефть в течение всего этого календарного месяца.

К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, следует относить продуктивные скважины, принятые на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, от буровых организаций и зачисленные в эксплуатационный фонд нефтяных скважин для последующей эксплуатации на нефть, по которым на конец отчетного периода еще не оформлены акты о вводе в эксплуатацию.

Скважины, переведенные из фонда нагнетательных, контрольных, законсервированных, ликвидированных и других в эксплуатационный фонд нефтяных скважин и находящиеся на конец отчетного периода в освоении, показываются по строке "Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения" только в том случае, если ранее они никогда на нефть не эксплуатировались.

Скважины, переведенные из других категорий, эксплуатировавшиеся ранее на нефть и находящиеся на конец отчетного периода в освоении или ожидании освоения после проведения в них ремонтно-изоляционных, опытно-исследовательских, и других восстановительных работ, в этой группе не показываются, а учитываются в бездействующем фонде соответственно по строке "Не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода (бездействующий фонд)".

Нефтяные скважины, принятые юридическим лицом, осуществляющим добычу нефти, от буровых организаций и с момента принятия оформленные в консервацию, в число осваиваемых и ожидающих освоения в течение всего периода консервации не включаются.

Из общего числа скважин, находящихся на конец отчетного периода в освоении и ожидании освоения, выделяются скважины, находящиеся в работах по освоению. К ним относятся скважины, в которых в последний день отчетного периода велись работы по освоению, или они находились в простое в период проведения этих работ.

Из всего эксплуатационного фонда нефтяных скважин выделяются телемеханизированные скважины, т.е. все нефтяные скважины, обеспеченные контролем дебита через телемеханизированные измерительные установки, независимо от состояния самих скважин - действующие, простаивающие, бездействующие.

В группе "Водозаборные и дающие йодобромную и техническую воду" показывается весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и с прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании.

В эту группу следует включать как специально пробуренные, так и старые, полностью обводнившиеся нефтяные скважины, вода из которых используется для нужд бурения, для капитального ремонта скважин, поддержания пластового давления, осуществления других методов интенсификации добычи нефти и прочих промышленных нужд, а также скважины, вода из которых используется органами здравоохранения для лечебно-профилактических и санитарно-гигиенических целей, при условии, что эти скважины находятся на балансе юридического лица, осуществляющего добычу нефти.

Скважины, находящиеся на балансе жилищно-коммунальных организаций (управлений, отделов), организаций бытового обслуживания (бани, прачечные и т.п.) и профилакториев, в отчетах по форме N 1-ТЭК (нефть) не показываются.

Колодцы, предназначенные для отбора подрусловой речной воды (так называемые "подрусловые скважины"), вне зависимости от целей использования этой воды в отчетах по форме N 1-ТЭК (нефть) не показываются.

В группе "Нагнетательные" показывается весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и с прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании.

Нагнетательными скважинами следует считать скважины, предназначенные для нагнетания в них рабочего агента (воды, газа, воздуха, пара, ПАВ и т.д.) в целях осуществления поддержания пластового давления в нефтяных месторождениях или других методов интенсификации добычи нефти.

Действующими следует считать те скважины, которые работали на конец последнего дня отчетного периода, т.е. принимали рабочий агент, а также те простаивающие скважины, которые работали в последнем месяце отчетного периода (хотя бы несколько часов), т.е. действующие нагнетательные скважины определяются по той же методике, как и действующие нефтяные скважины.

Сюда относятся также нагнетательные скважины, участвующие в циклической закачке и находящиеся в технологическом простое, при условии, что они не требуют ремонта.

По показателю "Контрольные" приводится весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании.

Контрольными (пьезометрическими, наблюдательными) следует считать скважины, которые используются специально для измерения, контроля и наблюдения за продвижением контурных вод, за изменением давления в пласте, за взаимодействием эксплуатирующихся и нагнетательных скважин и т.п. Нефтяные скважины, простаивающие из-за высокого газового фактора и по другим причинам, в число контрольных не включаются.

По показателю "Поглощающие скважины для сброса сточных вод и прочие" приводится весь эксплуатационных фонд этих скважин, как действующих, так и простаивающих.

Поглощающими следует считать все скважины, через которые производится сброс в непродуктивные горизонты сточных вод, загрязненных промышленными и бытовыми отходами, независимо от первоначального использования (назначения) этих скважин.

Прочими следует считать все остальные скважины юридического лица, осуществляющего добычу нефти, используемые для производственных целей и не относящиеся к эксплуатационному фонду нефтяных, водозаборных, дающих йодобромную и техническую воду, нагнетательных, контрольных и поглощающих.

По показателю "Находящиеся в консервации" включаются те скважины, на которые имеется разрешение о консервации, оформленное в соответствии с действующим положением.

В этой группе показываются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причины консервации: нефтяные, водозаборные, нагнетательные, контрольные и т.д., включая скважины, принятые от буровых организаций в состоянии консервации или законсервированные с момента принятия их от буровых организаций.

Если после окончания срока консервации скважина не подлежит ликвидации, она должна быть переведена в соответствующий эксплуатационный фонд в зависимости от ее назначения.

Из числа находящихся в консервации выделяются в том числе нефтяные скважины, на которые имеется разрешение о консервации, оформленное в соответствии с действующим положением.

В показатель "Находящиеся в ожидании ликвидации" следует включать скважины, решение о ликвидации которых принято и согласовано с соответствующими организациями, а также те скважины, в которых на конец отчетного периода проводятся работы по ликвидации.

В показатель "Ликвидированные после эксплуатации" следует включать все эксплуатировавшиеся ранее и ликвидированные с начала разработки нефтяных месторождений скважины, ликвидация которых оформлена в соответствии с действующим положением о порядке ликвидации нефтяных и газовых скважин и списании затрат на их сооружение, и на которых закончены все ликвидационные работы.

В показатель "Ликвидированные после бурения" следует включать все эксплуатационные и разведочные скважины, не бывшие в эксплуатации и ликвидированные после бурения (включая технически неудачные, а также скважины, ликвидированные в соответствии с инструкцией о порядке ликвидации и консервации нефтяных и газовых скважин, и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России 19 августа 1994 г. N 51), за все время существования юридического лица, осуществляющего добычу нефти:

  • на разрабатываемых площадях;
  • площадях, прекращенных разработкой;
  • площадях, находящихся в разведке;
  • площадях, прекращенных разведкой.

Сюда же включаются и ликвидированные после бурения скважины, находящиеся на площадях, принятых Роскомнедрами и другими организациями.

В отдельных случаях, когда юридическое лицо, осуществляющее добычу нефти, не может учесть все ликвидированные разведочные скважины, учет этих скважин должно вести акционерное общество (объединение). В сводном отчете акционерного общества (объединения) число ликвидированных после бурения скважин в этом случае должно показываться дробью: в числителе - по сумме данных юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, в знаменателе - весь фонд ликвидированных после бурения скважин.

Общий фонд скважин определяется как сумма эксплуатационных фондов скважин всех назначений, а также законсервированных, ожидающих ликвидации и ликвидированных после эксплуатации и бурения.

При правильном учете общий фонд скважин на конец отчетного периода должен быть равен сумме общего фонда скважин на начало отчетного года и числа скважин, принятых в течение отчетного периода из бурения и газового фонда.

Если в течение отчетного периода были приняты скважины от других юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, или, наоборот, были переданы другим юридическим лицам, а также в газовый фонд, то это число скважин должно быть показано в соответствующем примечании для обеспечения проверки общего фонда скважин.

По строке "Принято скважин из бурения с начала года" показываются все скважины, принятые юридическим лицом, осуществляющим добычу нефти, в течение отчетного периода от всех буровых организаций систем Минтопэнерго России, Роскомнедр и других организаций и зачисленные либо в соответствующий эксплуатационный фонд по своему назначению, либо оформленные в консервацию, ожидающие ликвидации и ликвидированные после бурения (включая технически неудачные), а также скважины, ликвидированные в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации нефтяных и газовых скважина и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России 19 августа 1994 г. N 51.

Принятыми из бурения являются все скважины, по которым соответствующие акты (приемки - сдачи, о ликвидации и т.п.) оформлены в отчетном периоде.

В число скважин, принятых из газового фонда, включаются все газовые скважины независимо от их назначения (эксплуатационный фонд газовых скважин, контрольные, законсервированные, ликвидированные и т.п.), переведенные в нефтяной фонд из газового фонда.

Сюда включаются также газовые скважины независимо от их назначения, поступившие на баланс юридического лица, осуществляющего добычу нефти, от других юридических лиц.

Справка к разделу V

Показатели этой справки характеризуют движение (изменение) эксплуатационного фонда нефтяных скважин в отчетном году. Число скважин, прибывших в эксплуатационный фонд нефтяных скважин и выбывших из него, за отчетный год определяется как сумма месячных движений скважин.

Кратковременные переводы скважин внутри одного месяца учитывать не следует.

К скважинам, прибывшим в эксплуатационный фонд нефтяных скважин, относятся все скважины, зачисленные в отчетном году в эксплуатационный фонд нефтяных скважин из числа принятых от всех буровых организаций систем Минтопэнерго России, Роскомнедр и других организаций, из других фондов (групп) скважин (газовых, водозаборных, нагнетательных, контрольных, поглощающих, находящихся в консервации и ожидании ликвидации, ликвидированных), а также от других юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, и ведомств.

К скважинам, выбывшим из эксплуатационного фонда нефтяных скважин, относятся все скважины, переведенные в отчетном году в другие фонды (группы) скважин (газовые, водозаборные, нагнетательные, контрольные, поглощающие, находящиеся в консервации и ожидании ликвидации, ликвидированные), а также переданные другим юридическим лицам, осуществляющим добычу нефти, и ведомствам.

Раздел 6. Добыча нефтяного (попутного) газа

Состав показателей этого раздела характеризует фактические объемы извлеченного вместе с нефтью нефтяного (попутного) газа (ресурсы), его использование, а также газ, сожженный в факелах.

Все данные приводятся за год в целом, в тысячах кубических метров, в целых числах.

Объем извлеченного на поверхность растворенного в нефти попутного газа (ресурсы) определяются расчетным путем по каждому объекту разработки и месторождению, исходя из количества добытой нефти и газовых факторов, определяемых в соответствии с действующей инструкцией.

Добыча нефтяного (попутного) газа определяется по объему фактической его реализации за отчетный период и слагается:

  • из расхода собственного газа на нужды промысла;
  • технических потерь собственного газа при очистке, осушке и транспортировке;
  • сдачи собственного газа газоперерабатывающим заводам, организациям РАО "Газпром", прочим внешним потребителям, бурению и прочим своим организациям.

В объем добычи нефтяного (попутного) газа не включаются:

  • природный газ, закачиваемый в скважину как рабочий агент для газлифтной (эрлифтной) эксплуатации и извлекаемый вместе с нефтью. Этот объем природного газа в случае его добычи данным юридическим лицом учитывается в отчете по форме N 2-ТЭК (газ);
  • нефтяной газ, сожженный в факелах.

В графе "Расход газа на собственные нужды разработки месторождения" показывается фактический расход нефтяного (попутного) газа непосредственно:

  • на нужды энергетических установок (используемого как топливо газомоторных, газотурбинных и иных установок, для промысловых котельных и печей);
  • на технологические нужды, предусмотренные проектным решением разработки месторождения (например, для установок для подготовки нефти, на закачку в пласт для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов и расхода газа (не улавливаемого) как рабочего агента при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин).

В графе "Технологические потери при добыче газа" показываются технологические потери нефтяного (попутного) газа, технологически связанные с принятой схемой и технологией месторождения.

В графе "Сожжено в факелах" показывается количество нефтяного (попутного) газа, сожженного в факелах. Его количество определяется средствами измерения и регистрации.

Раздел 7. Движение нефти (включая газовый конденсат) с начала года

Этот раздел представляет собой баланс нефти юридического лица, осуществляющего добычу нефти (газового конденсата), где величина приходной части (остаток на начало отчетного года + добыто + поступило от других организаций) должна равняться величине расходной части (расход на производственно-технические нужды + потери + сдано - всего + остаток на начало отчетного года).

По строке "Добыто" указывается количество добытой и учтенной субъектом хозяйственной деятельности нефти.

По строке "Расход на производственно-технические нужды" показывается расход цехами юридического лица, осуществляющего добычу нефти, своей и покупной нефти и газового конденсата непосредственно на нужды добычи за период с начала отчетного года, а именно: расход на топливо для промысловых котельных, печей, установок по подготовке нефти; безвозвратный расход на текущий (подземный) ремонт скважин; расход нефти промысловыми мастерскими, обслуживающими исключительно нужды добычи и т.п.

Нефть, израсходованная на нефтяные ванны, прогрев забоев горячей нефтью и т.п., извлекаемая из скважин после проведения операции, не должна учитываться как нефть, израсходованная на производственно-технические нужды.

Нефть, расходуемая на капитальный ремонт скважин, должны учитываться как товарная нефть, отпущенная своему цеху или управлению капитального ремонта скважин, и в расход на производственно-технические нужды не включается.

Нефть, израсходованная на нужды бурения, отпущенная жилищно - коммунальному хозяйству и другим непромышленным цехам, организациям и подразделениям юридического лица, осуществляющего добычу нефти, в расход на производственно-технические нужды также не включается.

По строке "Отпущено прочим своим предприятиям и организациям" показывается весь отпуск за период с начала отчетного года остальным организациям юридического лица, осуществляющего добычу нефти, неучтенный в строке "Расход на производственно-технические нужды" и "Отпущено бурению", а именно: управлению (цеху) капремонта скважин только для капитального ремонта скважин (расход на текущий подземный ремонт учитывается по строке "Расход на производственно-технические нужды"); жилищно - коммунальному хозяйству для отопления жилых домов, а также для бань, прачечных и т.п.; капитальному строительству; заводам и другим промышленным предприятиям своего объединения; транспорту и другим непромышленным цехам, организациям и подразделениям юридического лица, осуществляющего добычу нефти, и акционерного общества (объединения) (клуб, детский сад и т.п.).

В том случае, когда нефть или газовый конденсат поступают на газоперерабатывающий завод своего акционерного общества (объединения), в строке "Отпущено прочим своим предприятиям и организациям" включается только то количество нефти или газового конденсата, которое израсходовано газоперерабатывающим заводом на производственно-технические нужды или потеряно в процессе подготовки или переработки нефти или газового конденсата (т.е. осталось на заводе).

По строке "Потери - всего" показываются все нормируемые потери нефти и газового конденсата при сборе, транспортировке и подготовке. Списание потерь оформляется соответствующими актами.

По строке "Остаток нефти на конец отчетного периода" показываются все фактические остатки нефти и газового конденсата, в том числе и по вновь введенным в отчетном году нефтепроводам и емкостям.

Фактические остатки нефти у юридического лица, осуществляющего добычу нефти, на конец каждого отчетного периода определяются по данным замеров постоянной комиссией, назначаемой руководителем этого юридического лица.

При этом учитываются товарные, технологические и "мертвые" (немобильные) остатки нефти и газового конденсата.

Нефть, сданная другим организациям и находящаяся во вновь введенных емкостях юридического лица, осуществляющего добычу нефти, на ответственном хранении, в фактические остатки нефти по этому юридическому лицу не включается.

Раздел 8. Подготовка нефти (включая газовый конденсат)

Показатели этого раздела характеризуют объемы поступившей на подготовку жидкости, подготовленной для сдачи потребителям нефти и потери нефти при подготовке.

Если газовый конденсат проходит подготовку одновременно с нефтью, его объем следует включать в соответствующие показатели этого раздела в зависимости от способа подготовки.

Сюда включается также нефть, поступившая на подготовку со стороны (от других юридических лиц, осуществляющих добычу нефти, от АК "Транснефть" и от других организаций).

Все данные в разделе приводятся в целом за отчетный год, в тоннах, в целых числах.

По строке "Поступило жидкости на установки по подготовке нефти" следует показывать количество всей жидкости, прошедшей в течение отчетного года через технологические установки по подготовке нефти, как собственной добычи, так и поступившей со стороны (некондиционная сырая нефть, газовый конденсат).

В случаях, когда жидкость проходит последовательно через несколько технологических установок (две и более), по этой строке следует показывать объем жидкости, поступившей на первую установку.

По строке "Получено нефти с установок" следует показывать количество чистой нефти (нетто), полученной из жидкости, поступившей на установки по подготовке нефти.

В тех случаях, когда жидкость (сырая нефть) проходит через несколько технологических установок (две и более), по этой строке следует показывать то количество нефти, которое доведено до товарной кондиции и подлежит сдаче потребителям, т.е. не подвергается дальнейшей обработке.

Широкая фракция и нестабильный бензин, полученные при стабилизации нефти, сюда не включаются.

По строке "Подготовлено нефти другими способами (трубная деэмульсация, простой, отстой и др." следует показывать то количество нефти (нетто), которое подготавливается для сдачи ее потребителям другими способами, и не подвергается дальнейшей обработке в специальных технологических установках.

Объемы нефти, прошедшие частичную деэмульсацию, по строке "Подготовлено нефти другими способами (трубная деэмульсация, простой, отстой и др." не показываются.

По строке "Потери нефти при подготовке" следует показывать фактические потери нефти за год как при подготовке ее в специальных технологических установках, так и при подготовке другими способами.

Если на установки по подготовке нефти поступает сырье от сторонних организаций, то потери показываются дробью: в числителе - общие потери, т.е. потери при подготовке добытой нефти и поступившей со стороны, в знаменателе - потери при подготовке только нефти, поступившей со стороны.

Если добытая нефть после ее подготовки на установках этого же юридического лица повторно обрабатывается на установках другого юридического лица, но входящего в состав того же акционерного общества (объединения), что и юридическое лицо, начавшее подготовку этой нефти, то в отчете акционерного общества (объединения) следует показывать:

  • по строкам "Поступило жидкости на установки по подготовке нефти" и "Потери нефти при подготовке" общий (суммарный) - объем жидкости, поступившей на установки и общие потери нефти при ее подготовке;
  • по строке "Получено нефти с установок" - только то количество нефти, которое доведено до товарной кондиции и подлежит сдаче потребителям.

Настоящая Инструкция вводится в действие начиная с отчета за 1996 год.

* * *

С введением настоящей Инструкции отменяется действие на территории Российской Федерации Инструкции по составлению полугодового и годового отчетов по эксплуатации нефтяных скважин по формам N 2-ТЭК (нефть), N 1-ТЭК (нефть), утвержденной Миннефтепромом СССР по согласованию с Госкомстатом СССР 11 июля 1988 года.

Управление статистики
производства промышленной
продукции и инноваций

Законодательство
Приказ Росстата от 28.10.10 № 372
Приказ Росстата от 22.07.2019 № 419
Формат
Открыть мой документ