Об утверждении формы представления геологической отчетности о состоянии недр

N

п/п

Область,
недропользователь,
степень
освоения,
месторождение,
гос. N, тип
месторождения,
участок,
продуктивные
отложения;
залежь,
коллектор
(К, КТ, ТК),
глубина
залегания м,
код залежи

Параметры
пласта:
а) площадь
нефтеносности тыс. м²;
б) мощность общая, м.
в) мощность эффективная, м
г) открытая пористость;
д) нефтенасыщенность;
е) коэффициент
извлечения;
ж)проницаемость,
мкм²;
з) пересчетный
коэффициент

Качественные характеристики:
а) плотность,
г/см³;
б) вязкость МПАС;
в) содержание
серы %;
г) содержание
парафина %;
д) содержание
смол и
асфальтенов;
е) пластовая
температура
C^o
ж) температура
застывания
нефти

а) год
открытия;
б) год
разработки;
в) год
консервации;
г) добыча с
начала;
д) добыча на
дату утверждения ГКЗ;
е) степень
выработки %;
ж) обводненность %;
з) темпы отбора %

1

2

3

4

5

Балансовые запасы на 01.01. ______ г.

Изменения балансовых запасов за год в результате

А+В+С₁
 
 

С₂
 
 

а) добычи
б) потери

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

6

7

8

9

10

11

Запасы на 01.01. ______ года

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

балансовые

забалансовые

на дату утверждения

остаток на 01.01. _г

год утверждения,
номер
протокола

А

В

А+В

C₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С2

А+В+С₁

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

N
п/п

Область,
недропользователь,
степень
освоения,
месторождение,
гос. N,
тип
месторождения,
участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
коллектор
(К, КТ, ТК),
глубина
залегания
м, код
залежи

Параметры пласта:
а) площадь газоносности
тыс. м²;
б) мощность общая, м;
б¹) мощность нефтен.толщи эффект. м;
в) коэффициент открытой пористости;
г) газонасыщенность min-max;
д) коэффициент извлечения;
е) пластовое давление мкм²;
ж) газосодержание,
м³/т

Качественные характеристики:
а) плотность в воздухе г/см³;
б) низшая теплоте.Кдж;
в) содержание
тяжелых углевородов %;
г) содержание стаб. конденсата г/м³;
д) содержание сероводорода %;
е) содержание азота %;
ж) содержание углекислого газа, %;
з) пласт. температура С⁰

Годы:
а) открытия;
б) ввод в разработку;
в) консервация;
добыча и
потери:
г) с начала;
д) на дату
утверждения ГКЗ

Вид газа
а) растворенный;
б) газовая шапка;
в) свободный

1

2

3

4

5

6

Балансовые запасы
на 01.01. ______ г.

Изменения балансовых запасов за _____ год в результате

год

A+B+C₁

C₂

а) добычи
б) потерь

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

7

8

10

11

12

13

Запасы на 01.01 _______ года

балансовые

забалансовые

А

В

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

14

15

16

17

18

19

20

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

на дату утверждения

остаток
на 01.01.
_____ г.

год
утверждения,
номер
протокола

А+В

А+В+С₁

С₂

А+В+С₁

²¹

22

23

24

25

N п/п

Область, недропользователь,
степень освоения месторождения, гос. N и тип, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор
(К, Т, КТ, ТК), глубина залегания, м; код залежи

а) год открытия;
б) год ввода в разработку на газ;
в) год ввода в разработку на конденсат;
г) добыча и потери с начала разработки;
д) добыча и потери на дату утверждения

Вид газаносителя
а) газовая шапка;
б) свободный

Балансовые запасы на 01.01. _____ г. (газаносителя) 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

Балансовые запасы конденсата
на 01.01. _________ г.

Изменения балансовых запасов за __________ год

A+B+C₁

С₂

а) добычи
б) потери

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

8

9

10

12

13

14

Запасы на 01.01. _______ года

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

балансовые

забалансовые

на дату утверждения

остаток на 01.01.___г

год утверждения, номер протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

A+B+Ci

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

N
п/п

Область, недропользователь, степень освоения, месторождение, гос. N и тип, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания, м, код залежи

а) год открытия;
б) год ввода в разработку на газ;
в) год ввода в разработку на конденсат;
г) добыча и потери с начала разработки;
д) добыча и потери на дату утверждения

Вид газаносителя
а) растворенный;
б) газовая шапка;
в) свободный

Балансовые запасы на 01.01. _____ г.
(газаносителя) млн. м³

Содержание, %
а) этана, пропана, бутанов в указанном виде газа
б) сероводорода
г) сероводорода
в) углекислого газа

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

Балансовые запасы конденсата
на 01.01. ________ г.

Изменения балансовых запасов
за _______ год в результате:

A+B+C_i

С₂

а) добычи
б) потери

разведки

переоценки
передачи

списание
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 запасы, утвержденные ГКЗ

балансовые

забалан-
совые

на дату утверждения

остаток
на 01.01._г

год
утверждения,
номер
протокола

А+В

C₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

А+В+С₁

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

N
п/п

Область,
недропользователь,
степень
освоения
месторождение,
гос. N и тип,
участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
глубина
залегания, м,
код залежи

а) год открытия;
б) год ввода
в разработку на газ;
в) год
консервации;
г) добыча и
потери
с начала
разработки;
д) добыча и
потери на
дату утверждения
ГКЗ

Вид
носителя
а) нефть;
б) газ;
б1) растворенный;
б2) газовая
шапка;
б3) свободный;
в) конденсат

Балансовые
запасы на
01.01. _____ г.
(носителя)

Содержание:
в нефти, %
в газе, г/м³
в конденсате, %

нефть,
тыс.т газ. млн.
м³
конденсат тыс.т.

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

Балансовые запасы серы
на 01.01. _________ г.

Изменения балансовых запасов
за ___________ год в результате

А+В+С₁

С₂

а) добычи
б) потери

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

8

9

10

11

12

13

Запасы на 01.01. ________ года

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

балансовые

заба-
лансо-
вые

на дату
утверждения носитель сера

остаток на
01.01._г

год
утверждения,
номер
протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

А+В+С₁

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

N
п/п

Область,
недропользователь,
степень
освоения
месторождение,
гос. N и тип,
участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
глубина
залегания,
м, код
залежи

а) год открытия;
б) год
ввода в разработку
на газ;
в) год
консервации;
г) добыча
+ потери
с начала
разработки;
д) добыча
+ потери
на дату
утверждения
ГКЗ

Вид
носителя

Баланс, запасы
на 01.01. ____ г.
(носителя) млн. м³

Содержание в %:
а) гелия;
б) азота
в) сероводорода;
г) углекислого
газа

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

Балансовые запасы
гелия на 01.01.____ г.

Изменения балансовых запасов за _____ год в результате

А+В+С₁

C₁

добычи

потери

разведки

переоценки
передачи

списание
запасов

А+В+С₁

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

заба-
лансо-
вые

на дату утверждения

остаток на
01.01.__г.

год
утверждения,
номер
протокола

А+В

C₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

А+В+Сi

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

N
п/п

Область, предприятие, месторождение, бассейн, участок, поле, шахта, разрез горизонт, пласт, N лицензии (контракта) и дата выдачи

а) Степень освоения, год;
б) годовая проектная и производственная мощность предприятия, шахты, разреза;
в) глубина подсчета запасов;
г) максимальная глубина разработки (фактическая) м;
д) глубина залегания горизонта, пласта, м;
е) мощность полезной толщи;
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+С₁,
С₂
забалансовые

Запасы
на 01.01. ___ г.

Балансовые

Забалансовые

А

Б

1

2

3

4

5

Изменения балансовых запасов за __________г. в результате

Добычи

Потерь

Разведки

Переоценки

Списания
запасов

Изменения
технических
границ и др.
причины

6

7

8

9

10

11

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
кат. 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

Балансовые

Заба лансовые

а) всего;
б) дата утверждения
N протокола;
в) группа
сложности

остаток
запасов
кат.
А+В+С₁

12

13

14

15

16

17

N
п/п

Область,
предприятие,
месторождение,
участок,
местоположение,
N лицензии
(контракта)
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, технологическая группа;
б) среднее содержание полезных компонентов и вредных примесей (выход полезного ископаемого)

Категории запасов
А
В
А+В
А+В+С₁
С₂
забалансовые

А

Б

1

2

3

Запасы на 01.01. _____ г.

Балансовые

Забалансовые

Добычи

Потерь при добыче

Разведки (+ или -)

4

5

6

7

8

Изменение балансовых запасов
за ________ г. в результате

Состояние запасов
на 01.01. ________ г.

Переоценки

Списания неподтвердившихся запасов

Изменения технических границ и др. причины

Балансовые

Забалансовые

9

10

11

12

13

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ или ТКЗ

Обеспеченность предприятия в годах балансовыми запасами
кат. А+В+С₁ 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

Остаток запасов кат. А+В+С₁

1) Проектные потери при добычи, %;
2) разубоживание, %

14

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 утверждения Программы

Компания- разработчик Программы

Виды мониторинга, проводимого в соответствии с Программой*

Срок реализации Программы, лет

Дата начала реализации Программы

1

2

3

4

5

6

№
п/п

Период наблюдений

Вид измерений

Наблюдательная сеть

Применяемая аппаратура

Точность измерений

Компания исполнитель работ

1

2

3

4

5

6

7

Нивелирование

№ и длина профиля, км; количество пунктов, пункт

мм/км

GPS измерения

количество пунктов, пункт

мм

Гравиметрические измерения

количество пунктов, пункт

микрогалл

Сейсмологические

количество пунктов, пункт

Год работ

№ профиля

№ репера

Координаты WGS-84

Вертикальные движения земной коры, мм/год

северная широта ()

восточная 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

Плотность

Диэлектрическая постоянная

Проводимость (электрическое сопротивление)

Нефтеносной части

Водоносной части

Положение ВНК (ГНК)

11

12

13

14

15

16

Результаты измерений и обработки

Акустический каротаж

Радиохимический метод каротажа

Пористость коллектора

Сцепление цемента с обсадной колонной

Сцепление цемента с горной породой

Данные ГК в процессе строительства скважины

Данные ГК в процессе эксплуатации скважины

Аномалия радиоактивности

17

18

19

20

21

22

Пористость

Проницаемость

Толщина

Охват пластов процессом разработки

Характер насыщения коллектора

Коэффициент действующей толщины

Коэффициент продуктивности

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 исследования

Пластовое давление, МПа

Забойное давление, МПа

Температура, ⁰С

6

7

8

9

10

Результаты измерений и обработки

Дебит, т/сут

Коэффициент продуктивности
м³/сут*МПа

Проницаемость мкм²

Пьезопроводность, м²/с

Гидропроводность, мкм²* м/Мпа*с

11

12

13

14

15

Результаты измерений и обработки

СКИН-
фактор

Тип течения в пласте

Модуль течения в пласте

Тип модели пласта

Коэффициент приемистости пласта

Обводненность, %

Выводы  по  измерениям

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

Объемный коэффициент, д.ед.

Усадка, %

Плотность нефти в пластовых условиях, г/см³

Плотность дегаз. нефти при 20 ⁰С, г/ см³

Вязкость нефти в пластовых условиях МПа*с

Коэффициент сжимаемости 10⁵
1/ат

Коэффициент растворимости,
м³/м³ ат

Давление насыщения МПа

м³/м³
 

м³/м³

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Свойства дегазированной нефти

Плотность при
20⁰С, г/см³

Вязкость кинематическая, мм²/с при температуре, ⁰С

Содержание, % массовые

20

30

40

50

60

серы

парафина

АСВ

механических примесей

хлористых 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, ⁰С

Давление
насыщенных паров, кПа

Молекулярный
вес

Застывания

вспышки

начала кипения

180

200

220

260

300

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

Компонентный состав нефтяного и свободного газа

Удельныйвес, г/л

Содержание компонентов, % мольные

Углекислый газ

Азот

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Н-бутан

Изопентан

Н-пента н

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-
разработчик
Программы

Виды мониторинга, проводимого в соответствии с Программой**

Срок реализации Программы, лет

Дата начала реализации Программы

1

2

3

4

5

6

№
п/п

Период наблюдений

Вид измерений

Наблюдательная сеть

Применяемая аппаратура

Точность измерений

Компания исполнитель работ

1

2

3

4

5

6

7

Маркшейдерские 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

Сейсмологические

количество пунктов, пункт

Год работ

№ профиля

№ репера

Координаты WGS-84

северная широта ()

восточная долгота ()

1

2

3

4

5

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 свойства м

7

8

9

10

11

12

Год работ

№ и название объекта (участка)

Граничные координаты 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 наблюдений

Вид измерений

Наблюдательная сеть

Применяемая 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, м

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 поверхностных вод, м³/сут

Расход родников, м³/сут

Техническое состояние водозаборных скважин

Техническое состояние наблюдательных 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, ⁰С

Плотность,
г/см³

Жесткость общая, мэкв

Минерализация, г/л

pH

6

7

8

9

10

Содержание, % (мгэкв)

Карбонат-ион, СО₃

Гидрокарбонат, НСО₃

Хлор-ион, Cl

Сульфат-ион, SO4

Кальций-ион, Са

11

12

13

14

15

Содержание, % (мгэкв)

Магний-ион, Mg

Na+K

NО₃

Гумус

Железо

16

17

18

19

20

Административная область

Административный район

Наименование месторождения

Недропользователь,  водопользователь

Номер контракта, лицензии, разрешения

Наименование водозабора

Место положение, координаты центра тяжести

Геологический индекс эксплуатируемого водоносного горизонта

Год начала эксплуатации

Количество эксплуатационных скважин

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Схема водозаборного сооужения

Заявленная потребность, тыс.м³сутки

Допустимое понижение, м

Отчетный год

Количество эксплуатируемых скважин

Водоотбор тыс.м³/сутки

Водоотлив, тыс. м³/сутки

Динамический уровень от-до, м

общая минерализация от-до, г/л

Компоненты химического состава с превышением ПДК

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Административная область

Наименование наблюдательного поста

Наименование Недропользователя

Номер наблюдательного пункта

Год

Месяц (порядковый номер)

1

2

3

4

5

6

Замеренные уровни подземных вод (в метрах от поверхности) или температура (⁰С)
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 (⁰С) 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 PH

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

Б к/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