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

№
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

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

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

№
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

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

Запасы на 01.01. ________ года

балансовые

Забалансовые

А

В

A+B

С₁

A+B+C₁

С₂

14

15

16

17

18

19

20

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

на дату утверждения

год утверждения, номер
протокола

A+B

А+В+С₁

С₂

21

22

23

24

№
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

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

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

№
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

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

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

№
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

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

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

№
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

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

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

№
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

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

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

№
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

Изменение балансовых запасов за год _____ в результате

Добычи

Разведки

Переоценки

Списания
Запасов

Изменения технических
границ и другие причины

8

9

10

11

12

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

№
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

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

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

Недропользователь

№ Контракта.
Лицензии

Тип полезного
ископаемого.
Компоненты

Название
месторождения

1

2

3

4

Местонахождение
(область, район)

Нефтегазоносная
провинция,
область

Площадь
геологического
(горного)
отвода

Год начала
разработки,
масштаб

5

6

7

8

Степень
освоенности, %

Глубина залегания
резервуара, м

Способ
отработки
месторождения

Фонд скважин,
скв.

9

10

11

12

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

№
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

Год
работ

№
профиля

№ репера

Координаты WGS-84

Вертикальные
движения
земной
коры, мм/год

северная
широта

восточ-
ная
долгота

1

2

3

4

5

6

Год
работ

№ пункта

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

Вертикальные
движения земной
коры, мм/год

Горизонтальные движения
земной коры, мм/год

Азимут
горизонтальных
движений земной
коры, градусы

5

6

7

Год
работ

№ пункта

Координаты WGS-84

Изменения
значений
силы тяжести,
мкГал/год

северная
широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Дата

№
пункта

Время события
в очаге

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

Глубина в
эпицентре, км

Магнитуда

Единица измерения

6

7

8

№ 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)

Применяемая
аппаратура и методы

Точность
измерений

Компания-
исполнитель работ

5

6

7

Дата

№ и тип
скважины

Координаты
скважины

Наблюдаемый
Горизонт

Интервал

1

2

3

4

5

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

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

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

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

Дата

№ и тип
скважины

Координаты
скважины

Наблюдаемый
горизонт

Интервал
перфорации, м

1

2

3

4

5

Накопленная
добыча, т/год

Результаты измерений и обработки

Вид
исследо-
вания

Пластовое
давление,
МПа

Забойное
давление,
МПа

Температура,
^оС

6

7

8

9

10

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

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

№
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

Дата

№ скважины

Наблюдаемый
горизонт

Интервал
опробования

№ пробы

1

2

3

4

5

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

Свойства дегазированной нефти

Плотно-
сть при
20^оС, 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

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

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

Недропользователь

№ Контракта.
Лицензии

Тип полезного
ископаемого.
Компоненты

Название
месторождения

1

2

3

4

Местонахождение
(область, район)

Металлогеническая
зона, комплекс

Площадь
геологического
(горного) отвода

Год начала
разработки,
масштаб

5

6

7

8

Степень
освоенности, %

Глубина залегания
продуктивных
пластов, м

Способ отработки
месторождения

Размеры выработок,
мхм

9

10

11

12

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

№
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.

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

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

Площадь выработки
пространства, м²

Горные выработки

Оценка текущего
состояния объекта
(участка)

состояние

крепление

Степень
разрушенности
элементов, %

11

12

13

14

15

№ 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

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

Год работ

№ пункта

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

Вертикальные движения земной
коры, мм/год

Горизонтальные
движения земной коры,
мм/год

Азимут горизонтальных
движений земной коры,
градусы

5

6

7

Дата

№ пункта

Время события в
очаге

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

Глубина в эпицентре, км

Магнитуда

Единица измерения

6

7

8

№ 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)

Применяемая аппаратура

Точность измерений

Компания-исполнитель работ

5

6

7

Год работ

№ и название
объекта (участка)

Граничные координаты WGS-84 объекта
(участка)

Метод
измерений

северная широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Тип трещин

Размеры трещин, см

Элементы залегания трещин

длина

ширина

азимут простирания

угол падения,
градус

6

7

8

9

10

Интенсивность
трещин, %

Форма
поверхностей
стенок

Состав пород,
вмещающих
трещины

Заполнитель
трещин

Оценка текущего
состояния объекта
(участка) по
трещиноватости

11

12

15

16

17

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

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

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

Год
работ

№ и название
объекта
(участка)

Координаты WGS-84 отбора
образца

Глубина отбора
образца, м

северная широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Плотность частиц,
(удельный вес),
г/см³

Природная
влажность, %

Коэффициент
фильтрации,
метр/сутки

Пористость
, %

Коэффициент
пористости,
д.ед.

6

7

8

9

10

Полная
влагоемкость,
д.ед.

Коэффициент
водонасыщения,
д.ед.

Величина
набухания, %

Модуль
деформации,
МПа

Модуль
объемной
деформации,
МПа

11

12

13

14

15

Коэффициент
Пуассона

Угол
внутреннего
трения, град.

Силы
сцепления,
Мпа

Липкость,
гс/см²

Наименование
породы

16

17

18

19

20

№
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

Год
работ

№ и название
объекта
(участка)

Граничные координаты WGS-84
объекта (участка)

Тип
водопункта

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

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

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

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

Год
работ

№ и
название
объекта
(участка)

Тип водопункта

Координаты WGS-84 отбора
проб воды

северная
широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Температура,
^оС

Плотность,
г/см³

Жесткость
общая,
мэкв

Минерализация,
г/л

рН

6

7

8

9

10

Содержание, % (мгэкв)

Карбонат-
ион, СО₃

Гидрокарбо-
нат, НСО₃

Хлор-
ион, Сl

Сульфат-
ион, SО₄

Кальций-
ион, Са

11

12

13

14

15

Содержание, % (мгэкв)

Магний-ион, Мg

Na+K

NO₃

Гумус

Железо

16

17

18

19

20

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

Схема
водоза-
борно-
го
соору-
жения

Заявлен-
ная
потреб-
ность,
тыс.м^3
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

Администра-
тивная
область

Наименование
наблюда-
тельного поста

Наименование
Недрополь-
зователя

Номер
наблюда-
тельного
пункта

Год

Месяц
(порядковый
номер)

1

2

3

4

5

6

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

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

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

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