ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПРОМЫШЛЕННОСТИ,

ЭНЕРГЕТИКИ И НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ

КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

ПРИКАЗ

от 28 декабря 2016 года №1/1

О совершенствовании процессов отчетности недропользователей

     В целях дальнейшего совершенствования системы регулирования недропользования, обеспечение эффективного учета и распоряжения Государственным фондом недр, геологической изученности недр и оптимизации процессов отчетности недропользователей, а также согласно п. 16 постановления Правительства Кыргызской Республики «О внесении изменений в постановление Правительства Кыргызской Республики «О делегировании отдельных нормотворческих полномочий Правительства Кыргызской Республики ряду государственных органов исполнительной власти от 15 сентября 2014 года № 530,

ПРИКАЗЫВАЮ

1. Утвердить:

- формы отчетности 5-ГР и 5-ГР (уголь) и Инструкции к Формам 5-ГР и 5-ГР (уголь);

- форму отчетности 6-Гр и Инструкцию к Форме 6-ГР;

- форму отчетности 11-ШРП и Инструкцию к Форме 11-ШРП;

- форму отчетности 70-ТП и Инструкцию к Форме 70-ТП;

- форму отчетности 71-ТП и Инструкцию к Форме 71-ТП;

- форму отчетности ЛС-Д-УВ;

- форму отчетности ЛС-Р-УВ;

- форму отчетности ЛС-Д-ТПИ;

- форму отчетности ЛС-Р-ТПИ;

- форму отчетности ЛС-ПМВ;

- инструкцию по подготовке электронных версий отчетов в сфере недропользования, представляемых в Государственный геологический фонд Кыргызской Республики;

- инструкции по составлению полугодового информационного отчета «О выполнении условий пользования недрами, предусмотренных Лицензионным соглашением/Лицензией»;

- инструкция по подготовке электронных версий отчетов в сфере недропользования, представляемых в Государственный геологический фонд Кыргызской Республики

- инструкцию по согласованию планов горных работ;

- инструкцию по составлению, оформлению отчетов «О геологическом изучении недр».

2. Сектору делопроизводства Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования Кыргызской Республики обеспечить регистрацию данного приказа в установленном порядке.

3. Управлению геологии Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования Кыргызской Республики в соответствии с законодательством Кыргызской Республики принять меры по официальному опубликованию настоящего приказа и для его государственной регистрации направить в Министерство юстиции Кыргызской Республики.

4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя председателя Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования Кыргызской Республики Сапаралиева А.А.;

Настоящий приказ вступает в силу по истечении пятнадцати дней со дня официального опубликования.

Копию настоящего приказа, после вступление его в силу, направить в Аппарат Правительства Кыргызской Республики для информации.

ПРОЕКТ от 30 мая 2014 года

Приложение № _____

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМ №5-ГР «СВЕДЕНИЯ О СОСТОЯНИИ И ИЗМЕНЕНИИ ЗАПАСОВ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ» И №5-ГР (УГОЛЬ) «СВЕДЕНИЯ О СОСТОЯНИИ И ИЗМЕНЕНИИ ЗАПАСОВ УГЛЯ ИЛИ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ»

                                                                                               I.        ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.         Настоящая Инструкция о порядке заполнения Форм №5-ГР «Сведения о состоянии и изменении запасов твердых полезных ископаемых» и №5-ГР (уголь) «Сведения о состоянии и изменении запасов угля или горючих сланцев» (далее – «Инструкция») разработана в соответствии с Законом «О недрах» Кыргызской Республики, Законом «Об угле» Кыргызской Республики и другими нормативными правовыми актами Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи Форм №5-ГР и №5-ГР (уголь) недропользователями.

2.         Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью разведки и/или разработки твердых полезных ископаемых или угля, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Формам №5-ГР и №5-ГР (уголь).

3.         Данные, представленные в Формах№5-ГР и №5-ГР (уголь) приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

4.         Формы №5-гр и №5-гр (уголь) представляются по всем месторождениям (участкам, шахтным полям, площадям), находящимся в ведении недропользователя и на которых в отчетном году происходило движение (изменение) запасов. Формы заполняются отдельно по каждому полезному ископаемому. Не допускается объединение одноименных, но разных по качеству и промышленному использованию полезных ископаемых, например:

·           строительных, цементных и флюсовых известняков;

·           строительных и стекольных песков;

·           различных глин и т.п.

5.         По месторождениям комплексных руд (свинцово-цинковых, медно- молибденовых, олово-вольфрамовых и т.д.) движение запасов отображается в едином отчете, в котором раздельно, приводятся сведения о состоянии запасов каждого полезного компонента, учтенного государственным балансом.

6.         Месторождения полезных ископаемых группируются по степени их промышленного освоения в следующем порядке:

·         эксплуатируемые (шахты, рудники, карьеры и т.д.);

·         подготавливаемые к освоению, в том числе месторождения и участки, на базе которых строятся или проектируется строительство горно-добывающих предприятий;

·         разведываемые.

7.         Недропользователи, обязаны представлять отчетный баланс запасов полезных ископаемых в законченном виде, с подведением всех итогов по объектам учета, видам запасов и по способам отработки.

8.         В случае если в отчетном периоде, на объекте недропользования (месторождении, участке), добычные работы не проводились и не имело место изменение запасов, не в качественном, не в количественном отношении, то недропользователь до 31 января года, следующего за отчетным, представляет, в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования справку в произвольной форме, о причинах отсутствия движения запасов.

9.         Формы №5-ГР и №5-ГР (уголь) составляются в соответствии с настоящей Инструкцией, на основании первичных данных геолого-маркшейдерского учета, а также первичного производственного и бухгалтерского учета недропользователя, с учетом требований других нормативных правовых актов Кыргызской Республики.

10.      Заполненные Формы №5-ГР и №5-ГР (уголь) и пояснительные записки, подписываются главным геологом и руководителем организации-недропользователя, а также руководителем маркшейдерской службы, отвечающим за правильность учета добычи, потерь и разубоживания. Подписи заверяются печатью организации.

11.      При нарушении сроков сдачи отчетов и/или предоставление недостоверных сведений в отчете, недропользователь несет ответственность предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

12.      Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

                                   II.        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ РАЗДЕЛА I ФОРМ №5-ГР и №5-ГР (уголь)

«СВЕДЕНИЯ ОБ ОБЪЕКТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ»

13.      В подразделе 1.1 Раздела I указывается наименование месторождения (участка), шахты, разреза эксплуатационного горизонта, пласта, а также их административно-территориальная принадлежность. Также указывается наименование недропользователя. В строке 2, указываются данные о документе удостоверяющего право пользования недрами (лицензия/лицензионное соглашение, концессионный договор, соглашение о разделе продукции и т.д.) – наименование, номер, дата выдачи, срок действия и т.д.

14.      В подразделе 1.2, приводятся сведения:

·         о степени освоения месторождения: - для строящихся предприятий – год начала строительства рудника, год ввода месторождения в эксплуатацию; - для разведываемых – с какого года ведется разведка; - для разведанных – год окончания и степень разведанности;

·         о производственном потенциале предприятия – годовой производительности и т.д.;

·         данные характеризующие горно-технические особенности размещения полезного ископаемого в недрах. Необходимо указать глубину подсчета запасов, а также достигнутую глубину отработки месторождения. Глубина подсчета запасов и глубина отработки указываются в метрах (от поверхности земли). Для пластовых и горизонтально залегающих месторождений, пригодных для открытых разработок, указываются мощность вскрыши и мощность полезной толщи.

15.      В подразделе 1.3 представляются сведения о количестве балансовых запасовместорождения (участка), дате их утверждения Государственной комиссией по запасам и т.д.

                                 III.        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ РАЗДЕЛА II ФОРМ №5-ГР и №5-ГР (уголь)

«СВЕДЕНИЯ ОДВИЖЕНИИ ЗАПАСОВ»

16.      В графе 2 Раздела II, приводится тип полезного ископаемого, по существующей классификации. Например, по цветным металлам: руды окисленные, смешанные или сульфидные с подразделением на богатые и бедные, сплошные и вкрапленные и т.д. В этой же графе указывается среднее содержание полезных компонентов.

При заполнении «формы №5-ГР (уголь)», в графе 2, указывается соответствующая марка или технологическая группа углей с выделением пригодных для коксования. В этой же графе, указываются качественные характеристики добываемого угля – влажность, зольность, содержание летучих и смолистых веществ и т.п.

По всем учитываемым разновидностям и сортам полезного ископаемого запасы показываются отдельными строками.

Для каждого типа полезного ископаемого дается отдельно (для балансовых запасов - сумма категорий А+В+С₁), среднее содержание полезных компонентов и вредных примесей или выход полезного ископаемого (например, выход каолина в %, выход блоков облицовочного камня в %, и т.п.). Среднее содержание полезных компонентов, указывается по состоянию на начало отчетного года. При наличии на месторождении балансовых и забалансовых запасов содержание полезных компонентов для забалансовых запасов приводится в пояснительной записке к формам №5-ГР и №5-ГР (уголь).

Содержание металлов или минералов в россыпях указывается в граммах, килограммах, на кубический метр пласта или на массу.

16.1. В графе 3, указываются категории запасов по действующей классификации. Учет и суммирование запасов по категориям осуществляется в следующем порядке: А; В; А+В; С₁, А+В+С₁ и С₂.

Запасы категории С₂ даются отдельной строкой и с другими категориями не суммируются.

16.2. В графе 4 приводятся данные об общем количестве балансовых запасов на 1 января отчетного года, причем указанные в этой графе запасы должны совпадать с запасами, приведенными в государственном балансе запасов, составленном на эту же дату.

16.3. В графе 5 указывается количество учтенных на месторождении забалансовых запасов.

16.4. В графе 6 указываются проектные потери полезного ископаемого, предусмотренные соответствующим утвержденным проектным документом.

16.5. В графе 7 даются сведения о фактической добыче полезных ископаемых.

К добыче следует относить все количество сырья, выданное из недр на поверхность (при открытых работах - вывезенное из карьера), за исключением пустых пород, разубоживающих полезное ископаемое, если они не были включены в балансовые запасы.

Разубоживающие породы и заключенные в них полезные компоненты, учтенные в числе балансовых запасов, включаются в добычу. Сведения о количестве добытой, разубоженной (сырой) руды и товарной руды в графе 7, не отражаются, а приводятся в пояснительной записке к отчетному балансу.

Наряду с промышленной добычей указывается также попутная добыча, осуществляемая при производстве геологоразведочных работ. При этом добыча относится к той же категории запасов, по которой добытые запасы были учтены на 1 января отчетного года.

Добычу полезного ископаемого за прошлые годы, неучтенную ранее, по каким-либо причинам, показывают в графе 7, вместе с добычей за отчетный год, но в примечании указать количество добытого сырья, неотображенного в отчетах за предыдущие отчетные периоды.

Если сопутствующие компоненты в комплексных рудах, числящиеся на учете в балансе запасов, добываются из недр попутно с добычей основного полезного ископаемого, но при дальнейшей обработке руд полностью теряются, необходимо добычу этих компонентов отражать в графе 7, а в примечании указать, что списываемые запасы добыты, но полностью потеряны при переработке руды.

Если добытое сырье или часть его, не поступает на обогатительную фабрику, а складируется в специальные отвалы (склады), то учет движения запасов осуществляется также и по этим отвалам.

В этом случае, добытое из недр сырье списывается по графе «Добыча», а в примечании к этой графе указывается, сколько, в том числе складировано.

При переработке раннее заскладированного сырья, в следующих отчетных периодах, количество сырья, поступившего на обогатительную фабрику, снимается с учета запасов в отвалах по графе «Добыча», но в общем итоге по месторождению эта добыча не суммируется с добычей из недр.

Если добыча ведется из запасов, ранее списанных по графе 8 «Потери при добыче (в недрах)», то количество добытой руды показывается в графе 7, и со знаком «плюс» в графе 12.

Если добыча ведется из забалансовых запасов и добытое сырье поступает на переработку, тoколичество добытого сырья учитывается в графе 7 и со знаком плюс в графе 10 (изменения за счет переоценки) или в графе 9 (если производилась доразведка участка), и на это же количество уменьшаются забалансовые запасы в графе 16.

Если забалансовые руды добываются попутно с балансовыми, но не используются промышленностью или поступают в переработку как разубоживающие породы, вместе с кондиционным сырьем, добыча их в графе 7 не отражается, но в графе 16, количество забалансовых запасов уменьшается на количество забалансовой руды, добытой в отчетном году.

17.      В графе 8 указываются потери при добыче полезных ископаемых за отчетный год.

К потерям при добыче относится та часть погашаемых балансовых запасов полезного ископаемого, которая оставлена в недрах в процессе добычи или при ликвидации горного предприятия. К потерям при добыче относится также полезное ископаемое, вывезенное в отвал вместе с вмещающими породами.

Потери при транспортировке добытого полезного ископаемого, а также при переработке руды в эту графу не включаются.

Фактические потери и разубоживание полезного ископаемого определяется в соответствии с установленными методиками.

18.      В графе 9, указывается увеличение и/или уменьшение балансовых запасов в результате разведочных работ. В этой графе отражаются:

а) увеличение или уменьшение запасов в результате предварительной и детальной разведки, опережающих или эксплуатационно-разведочных работ;

б) увеличение или уменьшение запасов в результате переутверждения их в Государственной комиссии по запасам КР (ГКЗ).

Если изменения запасов, при утверждении их в ГКЗ, произошло в результате изменения кондиций или по другим причинам, не связанным с производством геологоразведочных работ, то эти изменения показываются не в графе 9, а в графе 10;

в) изменения запасов месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно по  различным  причинам;

г) изменения запасов в связи с их переводом из одной категории в другую;

д) изменения в запасах сопутствующих компонентов, если эти изменения связаны с производством разведочных работ на основной компонент.

18.1. В графе 10 приводится количество запасов, изменившихся в результате переоценки. В этой графе отражаются:

а) изменения запасов в связи с пересмотром кондиций на минеральное сырье (по содержанию полезных компонентов в руде, по зольности, мощности пласта и др.), без производства дополнительных геологоразведочных или эксплуатационных работ; по этой же графе списываются запасы, разведанные (поставленные на баланс) по временным кондициям, но в дальнейшем оказавшиеся непромышленными в связи с утверждением постоянных кондиций;

б) снятые с учета запасы, признанные нецелесообразными для отработки по технико-экономическим причинам, обоснованным при проектировании горного предприятия;

в) снятые с учета запасы, числившиеся на балансе горнодобывающих предприятий, признанные нерентабельными для отработки,вследствие изменившихся экономических или горно-геологических условий.

В объяснительной записке к балансу должны быть указаны причины списания запасов по графе 10.

19.      В графе 11, указывается количество списанных с баланса горнодобывающего предприятия или геологоразведочной организации балансовых запасов, не подтвердившихся в результате:

а) эксплуатационной деятельности горнодобывающего предприятия, оформленное специальным актом на списание и согласованное с  контролирующими органами;

б) последующих геологоразведочных или эксплуатационно-разведочных работ в связи с получением новых данных о содержании полезного компонента, размерах или мощности залежи, объемном весе, качестве сырья.

20.      В графе 12, указывается движение запасов, связанное с изменением технических границ и другими причинами. В ней отражаются перечисление запасов с одного участка на другой, передача запасов одной организацией другой, а также изменения в запасах, связанные с добычей руд, ранее списанных по графе «Потери при добыче», и изменения, вызванные спецификой учета запасов в отвалах.

Исправление ошибок, допущенных при составлении отчетного баланса в предыдущие годы, производится в той же графе, в которой они были допущены. Так, если ошибка была допущена в данных по добыче или разведке, то исправление ошибок производится в этих же графах.

21.      В графе 13, показывается сумма погашенных за отчетный период запасов по всем графам отчета – сумма (гр.7+гр.8+гр.9+гр.11+гр.12), данные приведенные в графах 8-12 включаются в сумму, если в соответствующих графах они указаны со знаком «минус».

22.      В графе 15 показывается количество балансовых запасов на 1 января года, следующего за отчетным.

При этом, необходимо проверить правильность составления отчетного баланса, как по каждой категории запасов, так и в целом по месторождению.

Эта проверка осуществляется следующим образом: из числа, обозначающего запасы на 1 января отчетного года, вычитается количество запасов, добытых из недр и потерянных при добыче за отчетный год, и в разности прибавляются (или вычитаются из нее) все изменения в запасах, происшедшие в результате разведки, переоценки, изменения технических границ и списания не подтвердившихся запасов. В итоге должна быть получена цифра запасов, указанная в графе 15.

23.      В графах 5 и 16, соответственно, приводятся сведения о количестве забалансовых запасов, учитываемых по состоянию на 1 января отчетного года и по состоянию на 1 января года, следующего за отчетным.

Причины изменения забалансовых запасов (доразведка, переоценка, добыча) должны быть приведены в пояснительной записке.

В графе форм №5-гр и №5-гр (уголь) даются сведения о балансовых запасах, утвержденных Государственной комиссией по запасам КР, по данному месторождению (участку), в тех количествах и категориях, в каких они были утверждены.

При наличии по одному и тому же месторождению нескольких протоколов утверждения запасов Государственной комиссией по запасам следует точно установить, во избежание дублирования, к каким участкам они относятся, и при совпадении объектов, площадей и глубин подсчета - пользоваться данными последнего (по дате) протокола утверждения запасов.

24.      Графа 14, заполняется только при отработке запасов по цветным, благородным и редким металлам, железным, марганцевым и хромитовым рудам, бариту, графиту, плавиковому шпату, сере, доломитам, каолину, кварцитам, магнезиту, флюсовым известнякам.

                                    IV.        ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ОТЧЕТАМ №5-гр и №5-гр (уголь)

25.      К каждой Форме №5-гр и №5-гр (уголь) должна быть приложена Пояснительная записка, составленная по следующей схеме:

·         местоположение месторождения; расстояние и направление от ближайших железнодорожных станций, населенных пунктов и от основных потребителей полезного ископаемого; абсолютная  высотная отметка месторождения;

·         с какого времени известно месторождение, когда и кем проводились на нем геологоразведочные или другие исследовательские работы;

·         экономическая характеристика месторождения и района (освоенность района, транспортные условия, наличие энергетических ресурсов, леса и т.д.);

·         геологическое строение района и месторождения (слагающие породы, условия залегания, структура рудного поля или продуктивной площади, генезис и возраст месторождения);

·         количество залежей (зон, линз, жил) полезного ископаемого; их протяженность по простиранию и падению; глубина залегания от поверхности (минимальная, максимальная); мощность; форма; элементы залегания; наличие раздувов, пережимов, разветвлений; общая площадь месторождения;

·         минеральный и химический состав полезного ископаемого (какими минералами представлен тот или иной полезный компонент; минимальное, максимальное и среднее содержание основных и сопутствующих полезных компонентов; содержание вредных примесей, шлакообразующих компонентов и другие показатели, которые могут иметь практическое значение - влажность, зольность, калорийность и т.д.);

·         типы и промышленные сорта полезного ископаемого;

·         технологические свойства полезного ископаемого (обогатимость, переработка концентратов);

·         гидрогеологические условия месторождения; питьевое и техническое водоснабжение;

·         горнотехнические условия разработки месторождения; факторы, затрудняющие эксплуатацию и требующие проведения специальных мероприятий при отработке месторождения, возможность отработки месторождения (или части его) открытым способом; соотношение вскрыши и полезной толщи;

·         степень разведанности месторождения;

·         площадь и глубина подсчета запасов; по каким основным и сопутствующим компонентам подсчитаны запасы;

·         предполагаемый срок освоения месторождения, проектный и достигнутый уровень добычи.

Описание месторождения дается в сжатом, конспективном виде. В записке должны быть помещены сведения о месторождениях, не включенных в табличную часть баланса.

Для эксплуатируемых месторождений, которые уже числятся в государственном балансе запасов, в пояснительной записке должны быть кратко, отражены новые данные геологического или технико-экономического характера, полученные в результате проводимых работ по доразведке. В этой части должны быть отражены:

·         новые данные по геологическому строению месторождения;

·         характеристика вновь выявленных и оконтуренных залежей полезных ископаемых; их форма, размеры, протяженность по простиранию и падению; возможность разработки залежей открытым способом; характеристика изменения контуров ранее выявленных залежей в связи с проведенными разведочными работами;

·         качество (состав, процентное содержание, сорт, марка) вновь разведанных запасов полезного ископаемого;

·         годовая проектная или производственная мощность предприятия (рудника, обогатительной фабрики); добыча товарной руды, плановая и фактическая (с учетом разубоживания); количество товарной продукции (по черным металлам и неметаллическим полезным ископаемым), отправленной потребителям;

·         сведения о переработке добытой товарной руды на обогатительной фабрике (количество переработанной руды, содержание металла в переработанной руде, количество полученного концентрата и содержащегося в нем металла);

·         характеристика потерь полезного ископаемого в недрах при добыче, при транспортировке, технологической переработке и т.д.; сопоставление проектных (или плановых) потерь и разубоживания с фактическими;

·         характеристика комплексного использования добываемого минерального сырья (перечень компонентов - химических элементов или их соединений, используемых промышленностью при добыче и обработке сырья; процент извлечения важнейших компонентов при обогащении; перечень полезных компонентов, которые не используются, но могли бы быть использованы);

·         промышленные перспективы месторождения и дальнейшее направление разведочных работ.

ПРОЕКТ

Приложение № _____

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ №6-ГР

«СВЕДЕНИЯ О СОСТОЯНИИ И ИЗМЕНЕНИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА, ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНА, СЕРЫ, ГЕЛИЯ»

                                                                                             I.        ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

26. Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы № 6-ГР, «Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутана, серы, гелия»  (далее – «Инструкция») разработана в соответствии с Законами Кыргызской Республики «О недрах»; «О нефти и газе» и другими нормативно-правовыми актами Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи Формы №6-ГР,  недропользователями.

27. Все недропользователи, вне зависимости, от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики, пользование недрами, с целью разведки и/или разработки углеводородного сырья,  обязаны на ежегодной основе,  в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования,  отчётность,  на бумажном и электронном носителях, по Форме № 6-ГР.

28. Данные, представленные в Форме № 6-ГР, приводятся по состоянию на 1 января, года следующего, за отчетным. Форма №6-ГР представляется по всем месторождениям (участкам, площадям), находящимся в ведении недропользователя и на которых в отчетном году происходило движение (изменение) запасов. Форма заполняются отдельно по каждому полезному ископаемому.

29. Заполненная Форма №6-ГР и пояснительная записка, подписываются лицом, ответственным за составление отчета по Форме №6-ГР и руководителем организации. Подписи заверяются печатью организации.

30. При нарушении сроков сдачи отчетов и/или предоставление недостоверных сведений в отчете недропользователь несет ответственность предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

31. Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

                          II.        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ № 6-ГР (НЕФТЬ, ГАЗ, КОМПОНЕНТЫ)

32. Отчет по Форме 6-ГР представляется недропользователями на основании данных о запасах, прошедших государственную экспертизу, по состоянию на 1 января отчетного года.

33. Сведения о перспективных ресурсах нефти, газа и конденсата приводятся в отдельной таблице, представляемой в пояснительной записке к Форме 6-ГР.

34. Сводный баланс запасов нефти, газа и компонентов формируется путем суммирования запасов как по отдельным месторождениям, так и по всей территории Кыргызстана, а также по видам газа (растворенный, свободный, газовая шапка). Кроме того, подсчитываются запасы сероводородсодержащего газа с содержанием сероводорода 0,00139% и более.

35. По степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти, газа и компонентов подразделяются на две основные категории:

·         распределенный фонд запасов месторождений, участков, залежей, пластов, на которые получены лицензии на их разработку или разведку;

·         нераспределенный фонд запасов месторождений, участков, залежей, пластов, на которые не выданы право пользования недрами.

Внутри распределенного фонда запасов месторождения распределяются по степени их промышленного освоения в следующем порядке:

·         разрабатываемые, на которых ведется добыча, хотя бы, одного из основных видов (нефти или газа) полезных ископаемых.

На разрабатываемых месторождениях выделяются неразрабатываемые горизонты, на которых в отчетном году не было добычи нефти или газа;

·         подготовленные для промышленного освоения, запасы залежей, на которые получена лицензия на их разработку, но добыча не ведется, так как идет обустройство месторождения;

·         разведываемые.

Внутри нераспределенного фонда месторождения распределяются, по степени их промышленного освоения, в следующем порядке:

·         разрабатываемые, часть месторождения, участок, залежь, горизонт на разрабатываемых месторождениях, по которым отсутствуют лицензии на их разработку;

·         подготовленные для промышленного освоения;

·         разведываемые;

·         законсервированные.

10.1.   К разрабатываемым, относятся месторождения нефти и газа, на которых осуществляется промышленная добыча полезного ископаемого и компонентов, входящих в его состав.

Месторождение относится к группе разрабатываемых, независимо от того, что не на всех его участках, залежах, пластах осуществляется добыча полезного ископаемого, а также и в том случае, если одновременно с добычей на некоторых участках, залежах, пластах осуществляются геологоразведочные работы.

К разрабатываемым, не относятся те месторождения, на которых,при проведении геологоразведочных работ, осуществляется попутная добыча, а также опытно-промышленная разработка для изучения технологии добычи и переработки полезного ископаемого.

Эти месторождения относятся к другим группам освоения в соответствии с принятыми критериями их выделения:

·         к подготовленным для промышленного освоения или разведываемым.

Попутная или опытно-промышленная добыча учитывается по каждому месторождению, где она ведется, и при подведении итогов включается в общее количество добытого сырья по предприятию, и Кыргызстану, в целом.

10.2.   К подготовленным для промышленного освоения относятся разведанные месторождения (залежи) или части месторождений (залежей) нефти и газа при соблюдении следующих условий:

·         геологические и извлекаемые запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, прошли государственную экспертизу;

·         состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание конденсата и других компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти и газа, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождений газа;

·         в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти, газа и компонентов;

·         имеются сведения о наличии в разведанных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

·         составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

10.3.   К разведываемым, относятся месторождения, на которых проводятся геологоразведочные работы в соответствии с полученной лицензией, или планируется их ведение. К разведываемым относятся также и те месторождения, на которых геологоразведочные работы прерваны в силу ряда причин и запасы нефти, газа и компонентов перешли в нераспределенный фонд.

10.4.   К законсервированным, относятся месторождения, на которых прекращены разведка или разработка. Перевод разрабатываемых месторождений в консервацию осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами, регламентирующими порядок ликвидации или консервации предприятий по добыче полезных ископаемых.

10.5.  Если на месторождении имеются участки (залежи, пласты) с различной степенью промышленного освоения и разведанности, то это месторождение в целом в отчетном балансе учитывается по наиболее высокой степени промышленного освоения.

36. Сведения о запасах нефти, газа и компонентов в форме № 6-ГР (нефть, газ, компоненты) располагаются в порядке категорий: А, В, А+В, С₁; А+В+С₁, С₂ . Запасы кат.C₂ даются отдельной строкой и с запасами других категорий не суммируются.

Не допускается показывать наличие и изменение запасов суммарно по категориям (например, А+В, В+С₁), без указания запасов по каждой категории в отдельности.

37. Учет запасов проводится: по нефти, конденсату, этану, пропану, бутану, сере - в тыс.т, по газам горючим, азоту и углекислому газу в млн.м³; гелию - в тыс.м³.

38. Каждый недропользователь, заполняющий форму № 6-гр (нефть, газ, конденсат), должен представлять ее в законченном виде с подведением всех итогов по объектам учета, катего­риям запасов и по группам промышленного освоения.

39. Заполнение Формы №6-ГР (нефть, газ, компоненты), следует начинать с заполнения раздела I «Сведения об объекте отчета», в котором заполняются все представленные строки. Степень промышленного освоения месторождений указывается в соответствии с п.10.

Месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на следующие типы:

·         нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

·         газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные): в газонефтяных основная часть залежи нефтяная, а газовая (газовая шапка) занимает меньший объем; в нефтегазовых- газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также газовые залежи с нефтяной оторочкой;

·         нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат;

·         газовые, содержащие только газ;

·         газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат.

В этом же разделе указываются:

·         местоположение объекта (участка, месторождения);

·         наименование и возраст продуктивных пластов в следующей последовательности (сверху вниз): система - отдел - ярус в соответствии с геохронологической таблицей;

·         тип коллектора (карбонатный или терригенный);

·         глубина залегания кровли объекта учета в метрах, то есть одного или нескольких продуктивных пластов, которые характеризуются близкими геолого-геофизическими свойствами и разрабатываются или могут разрабатываться совместно одной сеткой скважин (допускается объединение нескольких продуктивных пластов, являющихся единым объектом разработки);

·         вид газа (свободный - Св, газовая шапка - Гш, растворенный в нефти - Р) для газов горючих и содержащихся в них компонентов.

В сводном Государственном балансе, кроме перечисленных выше сведений, указывается область, в пределах которой расположено месторождение, а также наименование предприятия, организации, в ведении которых оно находится.

40. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нефти.

15.1        Заполнение Раздела I. Сведение об объекте отчета.

В подразделе 1.1, приводятся общие сведения об эксплуатируемом участке недр.

В подразделе 1.2, приводятся данные, характеризующие продуктивную толщу (пласт):

·         Площадь нефтегазоносности в тыс.м², каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С₁;

·         Нефтенасыщенная мощность (общая/эффективная) в метрах каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С₁. Общая нефтенасыщенная мощность объекта учета запасов - это суммарная толщина всех пород, слагающих продуктивный пласт, от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Эффективная нефтенасыщенная мощность объекта учета запасов - это суммарная толщина прослоев - коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Нефтенасыщенная мощность (общая/эффективная) кат.А+В+С₁ рассчитывается как средневзвешенная по площади:

·         открытая пористость в долях единицы (коэффициент пористости);

·         нефтенасыщенность в долях единиц (коэффициент нефтенасыщенности);

·         коэффициент извлечения нефти в долях единицы;

·         проницаемость в мкм² = мД/1000.

Для поровых коллекторов проницаемость определяется по керновым и геофизическим данным; для трещинных, порово-трещинно-кавернозных коллекторов - по гидродинамическим исследованиям:

·         пересчетный коэффициент в долях единицы;

Параметры пласта в п.п. (3 - 7) приводятся для каждой категории и в сумме кат.А+В+С₁.

Если из одного объекта разработки (залежи) ведется добыча нефти двумя и более недропользователями, то параметры целиком по залежи даются недропользователем-оператором.

В подразделе 1.3, приводятся следующие данные:

1) Годы:

·         год открытия месторождения (залежи);

·         год ввода месторождений (залежи) в разработку в соответствии с полученной лицензией;

·         год консервации месторождения в соответствии с действующим положением;

2) добыча с начала разработки, включая и добычу за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом. Добыча нефти приводится отдельно по категориям А, В, C₁ и в сумме по категориям А+В+С₁;

3) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом (согласно протоколу экспертной комиссии);

4) степень выработанности (в %-х) месторождения в целом и каждой залежи в отдельности определяется как отношение добычи с начала разработки к начальным извлекаемым запасам на 1 января следующего за отчетным года;

5) обводненность продукции в % рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой жидкости в тоннах за год (среднегодовая обводненность);

6) темп отбора запасов в % (начальный/текущий) рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного года к начальным извлекаемым запасам (начальный темп отбора) и добыча отчетного года плюс извлекаемые (текущий темп отбора) запасы на конец отчетного года.

15.2        Порядок заполнения раздела II.

В графе 2, дается качественная характеристика нефти:

а) плотность в г/см³;

б) вязкость в пластовых условиях в мПа_*с (равна вязкости в сП);

в) содержание серы в %;

г) содержание парафина в %;

д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание);

е) пластовая температура в °С;

ж) температура застывания нефти в °С.

Качественная характеристика нефти приводится раздельно для запасов кат.А+В+С1 и кат.С2.

В графе 3, указываются категории запасов.

Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п.11.

В графе 4, приводятся запасы нефти по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов нефти, составленном за предшествующий год.

В графе 5, даются сведения о добыче нефти за отчетный год по каждой залежи, а также по месторождению и предприятию по каждой категории и по сумме кат.А+В+С₁.

Сведения о добыче в целом по предприятию должны соответствовать данным, производственной отчетности предприятия.

В графе 6, указывается изменение запасов в результате потерь при добыче.

В графе 7, указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате разведочных работ.

В этой графе отражаются:

·         запасы, выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения на новых месторождениях (залежах), т.е. месторождениях (залежах), на которых впервые получены промышленные притоки нефти в скважине и по которым запасы нефти впервые ставятся на учет в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Кыргызской Республики;

·         увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного и эксплуатационного бурения;

·         увеличение или уменьшение запасов, установленное по результатам государственной экспертизы материалов геологоразведочных работ. Если изменение запасов произошло в результате изменения параметров пласта (залежи), не связанного с производством дополнительных геологоразведочных работ, или по другим причинам, то это изменение показывается не в графе 7, а в графе 8;

·         изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;

·         запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия данных о параметрах пластов, задержки с камеральной обработкой материалов или по другим причинам.

Отраженное в графе 7, увеличение или уменьшение запасов, происшедшее в результате дополнительных разведочных работ или по данным разработки месторождений, учитывается при оценке прироста запасов предприятия-недропользователя и отражается в отчете о приросте запасов.

В графе 8, приводится изменение запасов в результате переоценки. В этой графе отражаются:

·         снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, которые признаны нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических и горно-геологических условий;

·         снятые с учета запасы, признанные нецелесообразными для отработки по технико-экономическим причинам, обоснованными при проектировании нефтегазодобывающего предприятия;

·         изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи), без производства дополнительных геологоразведочных работ;

·         списанные, с баланса недропользователя запасы, не подтвердившиеся в результате последующих разведочных работ или разработки, выявивших новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их размеры, пористость, проницаемость и пр.).

Списание запасов производится в соответствии с действующим положением о порядке списания запасов с учета предприятия (снятие запасов полезных ископаемых производится Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых КР).

В пояснительной записке к балансу необходимо указать, в связи с чем произошли изменения запасов, отраженные в графах 7 и 8.

В графе 9 указываются запасы нефти, переданные с баланса одного предприятия на баланс другого и перевода из одной группы промышленного освоения в другую. Здесь показываются также запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда недропользователю, в соответствии с полученной лицензией и наоборот.

В графе10, показываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных, как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 5) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 7), переоценки (графа 8) и передачи с баланса на баланс (графа 9).

Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 10.

Графа 11 в балансе запасов по нефти не заполняется.

В графе 12 даются сведения о запасах нефти на дату их утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной экспертизы.

При наличии по одному и тому же месторождению нескольких протоколов утверждения следует точно установить, по каким пластам эти запасы утверждались и во избежание дублирования данных пользоваться последним (по дате) протоколом утверждения.

В графе 13 указывается остаток утвержденных запасов кат.А+В+С₁ на месторождениях всех групп промышленного освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным, года.

Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержденных запасов, запасов списанных (после их утверждения) в результате добычи нефти, разведки, переоценки или неподтверждения. При исчислении остатка запасов не учитываются запасы, списанные по вышеуказанным причинам, за пределами контуров блоков их утверждения кат.А, В и С₁.

Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат.А+В+С₁, числящиеся на месторождении на 1 января следующего за отчетным года.

В графах 5, 7, 8, 9, 10, 12 и 13 приводятся запасы нефти, которые показываются в виде дроби: в числителе - запасы, учитываемые по наличию их в недрах (геологические), а в знаменателе - извлекаемые.

При заполнении формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) обязательным является выделение месторождений и объектов учета. Для каждого объекта учета должны быть проставлены все предусмотренные формой данные, в том числе и технологические показатели разработки.

Параметры пласта и характеристика нефти проставляются, также в случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов.

При заполнении формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) следует контролировать соответствие начальных геологических и извлекаемых запасов подсчетным параметрам.

41. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по газу

16.1        Заполнение раздела I.

В подразделе 1.1. приводятся общие сведения об эксплуатируемом участке недр.

В подразделе 1.2. приводятся параметры пласта - для свободного газа. В строках этого подраздела приводятся, следующие данные:

1) площадь газоносности в тыс.м² каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С₁

2) газонасыщенная мощность в метрах каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С₁,

3) открытая пористость в долях единицы (коэффициент пористости);

4) газонасыщенность в долях единицы (коэффициент газонасыщенности);

5) коэффициент извлечения газа (при его утверждении);

6) текущее пластовое давление на 1 января, следующего за отчетным года в МПа. Для растворенного в нефти газа пластовое давление не указывается:

7) газосодержание в м³/т в пластовых условиях.

Если из одной залежи ведется добыча газа двумя и более недропользователями, то параметры, целиком по залежи, даются недропользователем-оператором.

В подразделе 1.3., приводятся следующие данные:

1) годы:

·         год открытия месторождения (залежи);

·         год ввода месторождения (залежи) в разработку, в соответствии с полученной лицензией;

·         год консервации месторождения (в соответствии с действующим положением);

2) добыча и потери с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год, по каждой залежи и месторождению в целом;

3) добыча и потери на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом;

4) степень выработанности в % каждой залежи и месторождения в целом;

5) темп отбора от начальных/текущих запасов в % в соответствии с формулой, приведен­ной в п. 15.1

16.2.        Порядок заполнения раздела II.

В графе 2 дается качественная характеристика газа:

а) плотность газа по воздуху (величина - безразмерная);

б) низшая теплотворная способность в кДж;

в) содержание тяжелых углеводородов без C₅+высшие в мольных %;

г) текущее содержание стабильного конденсата в г/м³;

д) содержание сероводорода в мольных %;

е) содержание азота в мольных %,

ж) содержание углекислого газа в мольных %;

з) пластовая температура в °С.

В графе 3 указываются категории запасов. Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п. 4.5.

В графе 4 приводятся запасы газа (без С5+высшие), по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов газа, за предыдущий год.

В графе 4 указываются извлекаемые запасы газа.

В графе 5 добыча, а в графе 6 - потери газа за отчетный год. При этом в добычу газа включается, только то количество газа, которое было передано газодобывающим предприятием потребителю, а остальная часть извлеченного из недр газа относится к потерям.

Сведения о добыче и потерях даются по каждой залежи, месторождению в целом и предприятию по каждой категории в отдельности и по сумме кат.А+В+С₁.

Сведения о добыче и потерях, в целом по предприятию, должны соответствовать данным, приводимым в других формах отчетности, представляемых недропользователем.

В графе 7 указывается изменение (увеличение или уменьшение) извлекаемых запасов газа в результате разведочных работ.

В графе 8 приводится изменение извлекаемых запасов газа в результате переоценки.

Здесь же указывается по видам (растворенный газ, газ газовых шапок, свободный) газ, извлеченный из нефтяных, газонефтяных, газовых и газоконденсатных залежей и направленный на закачку в нефтяную (газонефтяную) залежь. Количество использованного для этих целей газа показывается как увеличение запасов газа газовой шапки.

При учете изменений запасов по графам 7 и 8, следует руководствоваться указаниями, приведенными, в п 15.2.

В графе 9 указываются запасы газа, переданные с баланса одного предприятия на баланс другого, переводимые из одной группы освоения в другую, а также передаваемые из нерас­пределенного фонда недропользователю и наоборот.

В графе 10, показываются извлекаемые запасы газа, по состоянию на 1 января года следующего за отчетным. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе (графа 10) данных, как каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов газа, числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество добытого и потерянного газа (графы 5 и 6), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее), запасы газа, полученные в результате разведки (графа 7), переоценки (графа 8) и передачи с баланса на баланс (графа 9). Итоговая цифра должна совпадать о цифрой, указанной в графе 10.

Графа 13 в балансе запасов газа не заполняется.

Примечание

В графах 5 и 6 указываются добыча и потери всего газа, за вычетом конденсата (С5+высшие).

42. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по конденсату

17.1.       Заполнение Раздела I.

В подразделе 1.1, приводятся общие сведения об эксплуатируемом участке недр.

В подразделе 1.2, приводится только коэффициент извлечения конденсата.

В подразделе 1.3, приводятся следующие сведения:

1) год открытия месторождения (залежи);

2) год ввода в разработку: в числителе - на газ, в знаменателе - с выделением конденсата;

3) год консервации месторождения;

4) добыча и потери конденсата с начала разработки, включая добычу и потери за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом;

5) добыча и потери конденсата на дату утверждения запасов.

17.2.       Порядок заполнения раздела II

В графе 2 дается качественная характеристика конденсата;

1) плотность в г/см3;

2) начальное/текущее содержание стабильного конденсата в г/м3;

3) содержание серы, %;

4) содержание твердых парафинов, %.

В графе 3 указываются категории запасов. Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п.4.5.

В графе 4 приводятся геологические извлекаемые запасы конденсата по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов конденсата.

В графе 5 показывается добыча конденсата, в графе 6 - потери. Потери состоят из нормируемых, ненормируемых потерь и из остаточных концентраций C5+высшие, поступивших в составе газа в газопровод.

Нормируемые потери указываются рядом с общей суммой в скобках.

В графах 7, 8 и 9 показываются изменения (увеличение или уменьшение) геологических и извлекаемых запасов конденсата в результате разведочных работ, переоценки и передачи их с баланса одного предприятия на баланс другого.

Количество списываемых запасов конденсата должно соответствовать списанию запасов включающего их газа. Прирост запасов конденсата рассчитывается по составу пластового газа в тех запасах газа, прирост которых отражен в форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) баланса запасов газа.

В графе 10 показываются: в числителе - геологические, в знаменателе - извлекаемые запасы конденсата на 1 января годаследующего за отчетным. При заполнении графы 10 необходимо проверить правильность приведенных в ней данных как каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов конденсата, числящихся на 1 января года отчетного (графа 4), вычитается количество добытого и потерянного при добыче конденсата (графы 5 и 6) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее), запасы конденсата, полученные в результате разведки (графа 7), переоценки (графа 8) и передачи с баланса на баланс. Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 13.

В графе 11 приводятся балансовые запасы газа на 1 января года следующего за отчетным в соответствии с формой № 6-ГР (нефть, газ, компоненты) баланса запасов газа.

43. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по этану, пропану, бутану

18.1.       Заполнение формы № 6-гр проводится одновременно по всем трем компонентам, в форме указывается «Отчетный баланс запасов этана, пропана, бутана».

18.2.       Порядок заполнения Раздела I.

В подразделе 1.1, приводятся общие сведения об эксплуатируемом участке недр.

В подразделе 1.2, указываются:

1) содержание этана, пропана, бутана в газе в г/м3 по кат.А+В+С1 и кат.С1 в расчете на запасы газа без С5+высшие;

2) азота;

3) сероводорода;

4) углекислого газа в мольных %;

В разделе 1.3, приводятся следующие данные:

1) годы:

·         год открытия месторождения;

·         год ввода месторождения в разработку (в числителе - на газ, в знаменателе - на компоненты);

·         год консервации;

2) добыча и потери последовательно каждого компонента из недр вместе с газом с начала разработки, включая извлечение из недр за отчетный год;

3) добыча и потери компонента на дату утверждения запасов.

18.3.       Порядок заполнения раздела II.

В графе 3 показываются запасы по категориям.

В графе 4 запасы этана, пропана, бутана по состоянию на 1 января отчетного года должны соответствовать запасам, приведенным в Государственном балансе запасов этана, пропана, бутана.

В графе 5 показывается последовательно добыча этана, пропана, бутана, в графе 6, по аналогичной схеме - потери. В добычу входит количество этана, пропана, бутана, полученных на газо-химическом комплексе (установке). Потери включают:

·         технические и технологические потери;

·         потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;

·         потери, связанные с потерями газа при его добыче;

·         потери в добытом газе, но не использованном для извлечения компонентов (использованных как топливо). Количество компонентов, использованных как топливо, показывается рядом с суммой потерь в скобках.

В графах 7-9, показывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов этана, пропана, бутана в результате разведочных работ, переоценки и передачи их с баланса одного предприятия на баланс другого.

Количество списываемых запасов этана, пропана, бутана должно соответствовать списанию запасов включающего их газа и обосновано соответствующими расчетами.

В графе 10 показываются запасы этана, пропана, бутана по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо, проверить правильность приведенных в балансе (в графе 10) данных: из запасов этана, пропана, бутана, числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество соответственно этана, пропана, бутана, извлеченных в составе газа и потерянных при потерях газа (графы 5 и 6), а к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы компонентов, полученные в результате разведки, переоценки и передачи с баланса на баланс (графы 7-9). Итоговое количество должно совпадать с цифрой, указанной в графе 10.

В графе 11 приводятся, по состоянию на 1 января следующего за отчетным года, запасы газа, которые показывается также в форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по газу.

В графе 13, показываются только извлекаемые запасы этих компонентов.

44. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по не углеводородным компонентам (гелию, азоту, углекислому газу)

19.1.       Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) приводится последовательно по каждому компоненту. В этом случае раздел I не заполняется. Соответственно заполняемые формы имеют заголовки: «Сведения о движении запасов гелия (азота, углекислого газа)».

19.2.       Порядок заполнения раздела I.

В подразделе 1.1 общие сведения о месторождении (участке месторождения).

В подразделе 1.2, приводятся отдельные параметры залежи, имеющие значение при разработке запасов гелия (азота, углекислого газа); текущее пластовое давление на 1 января следующего за отчетным года.

Для месторождений, в которых гелий (азот и углекислый газ) является основным полезным ископаемым, следует указать:

1) площадь газонасыщенности в тыс.м²;

2) газонасыщенную толщину (общую/эффективную) в метрах;

3) открытую пористость в долях единицы;

4) газонасыщенность в долях единицы.

В подразделе 1.3, приводятся следующие данные:

1) годы:

·         год открытия-месторождения или залежи. Учет запасов газа и гелия (азота, углекислого газа) должен производиться одновременно.

В случае расхождения во времени начала учета запасов газа и запасов гелия (азота, углекислого газа) более чем на один год, время ввода в учет запасов компонентов указывается рядом с годом открытия месторождения в скобках;

·         год ввода в разработку месторождения на газ или нефть - в числителе и на компоненты - в знаменателе, если компоненты извлекаются;

2) суммарное извлечение запасов гелия (азота, углекислого газа) из недр (включая добычу и потери при добыче) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.

Рядом в скобках указывается суммарная их добыча, если она производилась;

3) суммарная добыча и потери гелия (азота, углекислого газа) на дату утверждения запасов по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности.

19.3.       Порядок заполнения раздела II.

В графе 2, дается качественная характеристика газа – содержание в объемных %:

а) гелия;

б) азота;

в) сероводорода;

г) углекислого газа.

Сведения о содержании азота имеют важноезначение при оценке промышленной значимости месторождения, так как свидетельствуют об обогащенности гелием того азотно-гелиевого концентрата, из которого в конечном итоге и извлекается гелий.

Данные о содержании сероводорода указывают на возможность комплексного использования газового сырья и, кроме того, на необходимость тщательной очистки в связи с его высокой корродирующей способностью, что может привести к выводу из строя гелиевые установки.

Другие данные по химическому составу, неотраженные в графе 2, приводятся в обяза­тельном порядке в объяснительной записке: среди них содержание СO; CH₄; C₂H₆; C₃H₈; C₄H₁₀; С₅Н₁₂+высшие, N₂+Ar, а также серо-органических соединений (меркаптанов).

В графе 3, указываются категории запасов гелия (азота, углекислого газа) с учетом степени изученности газа (см. п.4.2).

Учет и суммирование запасов по категориям в форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) производится в соответствии с п.4.5.

В графе 4, приводятся запасы гелия (азота, углекислого газа) на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном Государственном балансе запасов гелия (азота, углекислого газа).

В графе 5, показывается добыча компонентов, в графе 6 - потери. В добычу входит объем гелия (азота, углекислого газа), полученный на извлекающих установках.

В потери включаются;

·         потери в добытом газе, но не использованном для извлечения компонентов;

·         потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;

·         технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках;

·         потери, связанные с потерями газа при добыче.

В графе 7, указывается увеличение или уменьшение запасов гелия (азота, углекислого газа) в результате разведочных работ.

В этой графе отражаются:

·         запасы, вновь выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения;

·         увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения;

·         изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;

·         уменьшение или увеличение запасов в результате их утверждения. Если изменения запасов при утверждении произошли в результате изменения параметров пласта (залежи), или по другим при­чинам, не связанным с производством геологоразведочных работ, то эти изменения показываются не в графе 7, а в графе 8;

·         запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия химических анализов или по другим причинам.

В графе 8, приводится количество запасов, изменившихся в результате переоценки.

В этой графе отражаются;

·         снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, но признанные, государственной экспертизой нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических или горно-геологических условий;

·         принятые на, учет запасы по месторождениям, некондиционным на гелий, но признанным рентабельными для комплексной переработки при наличии разработанной технологической схемы попутного извлечения гелия и других компонентов, потребности в них народного хозяйства и обоснованного решения соответствующего ведомства о технико-экономической целесообразности их освоения;

·         снятые с учета как не подтвердившиеся запасы гелия (азота, углекислого газа) в соответствии со списанием свободного или растворенного в нефти газа.

В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины изменения запасов по графе 8, а также технико-экономическое обоснование целесообразности включения в баланс запасов месторождений, не отвечающих критериям кондиционности.

В графе 9, указывается количество переданных с баланса одного предприятия другому запасов гелия (азота, углекислого газа) или переводимых из одной группы промышленного освоения в другую.

В графе 10, показывается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.

Проверка осуществляется следующим образом; из запасов гелия (азота, углекислого газа), числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество добытого и потерянного (графы 5 и 6) гелия (азота, углекислого газа) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее), запасы, полученные в результате разведки (графа 7), переоценки (графа 8) и передачи с баланса на баланс (графа 9). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 10.

В графе 11, указываются запасы газа, содержащего неуглеводородные компоненты на 1 января следующего, за отчетным, года.

45. Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) по сере

в газовых и нефтяных месторождениях

20.1.       Заполнение формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) проводится последовательно по каждому виду полезного ископаемого, в котором содержится сера: сера в свободном газе (включая газ газовых шапок), сера в конденсате, сера в нефти, сера в растворенном в нефти газе.

20.2.       порядок заполнения Раздела I.

В подразделе 1.1, приводятся общие сведения о месторождении, его участке.

Подраздел 1.2 не заполняется.

В подразделе 1.3, указывается:

1) годы:

·         год открытия месторождения или залежи;

·         год ввода в разработку месторождения на газ или нефть в числителе и на серу - в знаменателе, если сера извлекается;

2) суммарное извлечение запасов серы из недр (включая добычу и потери) с начала разработки по месторождению в целом и каждой залежи в отдельности;

3) суммарная добыча и потери серы на дату утверждения запасов по месторождению и каждой залежи;

4) показывается вид полезного ископаемого, в котором содержится сера.

20.3.       Порядок заполнения раздела II.

В графе 2 дается качественная характеристика серы: содержание серы в нефти и конденсате - в весовых %; в газе - г/м³.

В графе 3, указываются категории запасов серы с учетом степени изученности газа и нефти (см. п.3.2). Учет и суммирование запасов по категориям по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) производится в соответствии с п.3.5.

В графе 4 приводятся запасы серы на 1 января отчетного года, количество которых должно совпадать с количеством в сводном государственном балансе запасов серы, составленном за прошедший год.

В графе 5, показывается добыча серы, в графе 6, - потери. В добычу входит количество серы, полученной на извлекающих установках. В потери включаются:

·         потери в добытых нефти и газе, но не использованных для извлечения серы;

·         потери в растворенном газе, сжигаемом в факелах;

·         потери, связанные с потерями газа при добыче;

·         технические и технологические потери, которые показываются рядом с суммой потерь в скобках.

В графе 7, указывается увеличение или уменьшение запасов серы в результате разведочных работ в соответствии с изменениями запасов основного полезного ископаемого.

В этой графе отражаются:

·         запасы, вновь выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения;

·         увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного или эксплуатационного бурения;

·         изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;

·         уменьшение или увеличение запасов в результате их утверждения. Если изменение запасов при утверждении произошло в результате изменения параметров пласта (залежи) или по другим причинам, не связанным с производством геологоразведочных работ, то это изменение показывается не в графе 7, а в графе 8;

·         запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия химических анализов или по другим причинам.

В графе 8, приводится количество запасов, изменившихся в результате переоценки. В этой графе отражаются:

·         снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, но признанные государственной экспертизой нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических или горно-геологических условий;

·         списанные с баланса недропользователя неподтвердившиеся запасы серы в соответствии со списанием запасов нефти, свободного и растворенного газа.

В пояснительной записке к балансу должны быть указаны причины изменения запасов по графе 8, а также технико-экономическое обоснование целесообразности включения в баланс запасов месторождений, не отвечающих критериям кондиционности запасов.

В графе 9, указывается изменение запасов в связи с передачей их с баланса одного предприятия на баланс другого в соответствии с полученной лицензией или перевода из одной группы освоения в другую.

В графе 10 показывается количество запасов на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и в целом по месторождению.

Проверка осуществляется следующим образом: из запасов серы, числящихся на 1 января отчетного года (графа 4), вычитается количество добытой и потерянной (графы5 и 6) серы и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы, полученные в результате разведки (графа 7), переоценки (графа 8) и передачи с баланса на баланс (графа 9). Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 10.

В графе 11 указываются извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, содержащие серу на 1 января следующего за отчетным года.

В графах 12 и 13 показываются только извлекаемые запасы серы.

46. Пояснительные записки к отчетным балансам запасов по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты)

21.1        К каждому отчетному балансу запасов по форме № 6-гр (нефть, газ, компоненты) должна быть приложена краткая пояснительная записка, содержащая следующие сведения:

21.1.1     Краткую характеристику месторождения/участка, которые включаются в отчетный баланс впервые.

21.1.2.    Характеристику общего состояния запасов нефти, газа и компонентов, степени их изученности, разведанности и промышленного освоения. Для баланса запасов компонентов даются сведения о качественной характеристике газо-гелиевого сырья и общий химический состав газа.

21.1.3.    Сведения об объеме выполненных разведочных и эксплуатационных работ и их практическом значении для прироста запасов нефти, газа, конденсата и других компонентов за отчетный год.

21.1.4.    Движение запасов по месторождению, в том числе характеристику потерь, принятые и рекомендуемые мероприятия по рациональному использованию ресурсов.

21.1.5.    Основные направления геологоразведочных работ на следующий год.

21.2.       В Пояснительной записке должны быть освещены следующие вопросы:

21.2.1.    Состояние запасов нефти, газа и компонентов, степень их разведанности; для компонентов также состояние запасов содержащего их газа или нефти.

При общей характеристике качества газо-гелиевого сырья необходимо указать преобладающее содержание в составе газов: CH₄; C₂H₆; C₃H₈; C₄H₁₀; С₅Н₁₂+высшие, N₂, СО₂ и СО. Необходимо указать содержание H₂S и серо-органических соединений (меркаптанов), если они присутствуют в составе газов.

21.2.2.    Разделение разведанных запасов по стратиграфическим комплексам, глубинам, типам коллекторов, сернистости (содержание серы в нефти в %):

·         малосернистые - до 0,5, сернистые 0,5-2, высокосернистые - более 2;

·         плотности (менее 0,87 г/см³ - легкие; 0,87-0,9 г/см³ - средней плотности, более 0,9 г/см³ - тяжелые нефти);

·         вязкости (более 30 мПа_*с - высоковязкие нефти) и проницаемости коллекторов, а также выделение запасов нефтеподгазовых залежей.

21.2.3.    Разделение разведанных запасов по степени промышленного освоения с указанием запасов, находящихся в разработке, подготовленных для промышленного освоения, находящихся в разведке и консервации.

21.2.4.    Приводятся сведения о перспективах месторождения, в том числе о перспективах использования компонентов.

21.2.5     Даются пояснения к движению запасов нефти, газа и компонентов по месторождению (залежи), по следующей схеме:

21.2.6.    Новые данные о геологическом строении месторождения.

21.2.7.    Характеристика выявленных или оконтуренных залежей нефти или газа, их протяженность, толщина, форма, характеристика пластов-коллекторов.

21.2.8.    Характеристика изменения контуров ранее выявленных залежей в связи с проведенными разведочными работами.

21.2.9.    Прирост запасов кат.С₁ и C₂ и перевод их в кат.А и В, с указанием, за счет каких категорий этот перевод произведен.

21.2.10. Анализ причин списания запасов по месторождению (залежи) с приложением актов на списание, оформленных в установленном порядке.

21.2.11. Справка о годовой добычи нефти, газа, компонентов, содержание компонентов (г/м³ или %) в добываемом из пласта газе, нефти.

21.2.12. Характеристика потерь газа и компонентов; мероприятия, намечаемые для уменьшения потерь; указать технологические потери и технологическое использование.

21.3.       К отчетному балансу кроме пояснительной записки прилагаются:

21.3.1.    Обзорная карта района, с нанесением эксплуатируемого месторождения, месторождений и площадей, на которых проводятся геологоразведочные работы; место­рождения и площади, по которым получен прирост запасов.

21.3.2.    Подсчетные планы, составленные на структурной основе по кровле продуктивных пластов. На планы наносятся: все пробуренные скважины с выделением скважин отчетного года и скважин, находящихся в бурении и испытании; абсолютные испытания (нефть, газ, вода, дебиты), диаметр штуцера; контуры нефтегазоносности на начало и конец отчетного года; границы площадей нефтегазоносности и категории запасов на начало и конец отчетного года; все параметры пласта и запасы (в виде таблицы).

21.3.3.    Диаграммы ГИС, обосновывающие прирост запасов, на которые наносится положение продуктивных пластов с указанием интервалов отбора керна, их границ, интервалов перфорации и результатов испытания (нефть, газ, вода, дебиты) и диаметры штуцера.

ПРОЕКТ

Приложение № _____ 

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ № 11-ШРП «СВЕДЕНИЯ О ПОТЕРЯХ, ПРИ ДОБЫЧЕ, УГЛЯ (СЛАНЦА) В НЕДРАХ»

(подземные и открытые работы)

                                                                                             I.          ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

47.      Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы №11-ШРП, «Сведения о потерях, при добыче, угля (сланца) в недрах» (подземные и открытые работы)  (далее – «Инструкция») разработана в соответствии с Законами Кыргызской Республики «О недрах»; «Об угле» и другими нормативно-правовыми актами Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи отчетов по Форме № 11-ШРП, недропользователями.

48.      Все недропользователи вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие на территории Кыргызской Республики, разработку  месторождений угля или горючих сланцев (шахты и разрезы) обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность на бумажном и электронном носителях по Форме № 11-ШРП.

49.      Данные, представленные в Форме № 11-ШРП приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

50.      Данные о добыче и потерях угля/сланца (далее – «потери угля») приводятся в тысячах тонн (с одним десятичным знаком, после запятой).

51.      Потери угля в недрах при добыче, также, как и добыча, определяются по чистому углю, учтенному балансовыми запасами (без примесей разубоживающих пород).

52.      В Форме №11-ШРП, включаются три вида потерь:

·         эксплуатационные потери (гр. 4,5,6,7);

·         потери,  обусловленные  геологическими  (тектоническими)  нарушениями (гр. 8, 9);

·         общешахтные потери (гр. 10, 11).

53.      Форма №11-ШРП составляется в соответствии с настоящей Инструкцией, на основании первичных данных геолого-маркшейдерского учета, а также первичного производственного и бухгалтерского учета недропользователя, с учетом требований других нормативных правовых актов Кыргызской Республики.

54.      Заполненная Формы №11-ШРП и Пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составление отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

55.      При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете недропользователь несет ответственность предусмотренную законодательством Кыргызской Республики. Не достоверные сведения о видах и объемах работ, различных платежах и финансовые затраты. 

56.      Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

                                                                          II.        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ

Раздел I Формы № 11-ШРП «Потери угля»

57.      В графе 2 указываются наименования:

·         обособленного шахтного/карьерного поля;

·         выемочных единиц в которых в отчетном году осуществлялась добыча угля (сланца).

Перечисленные сведения указываются в отдельных строках раздела.

Примечание: Под «выемочной единицей», понимается часть шахтного/карьерного поля, с примерно одинаковыми горно-геологическими и горно-техническими, условиями разработки, принятая в качестве минимальной (учетной) единицы, при расчете нормативов потерь (лава, столб, панель, блок, ярус, этаж, подэтаж, заходка, уступ, горизонт и т. п.). Конкретные параметры и наименования выемочных единиц устанавливаются Планами развития горных работ на отчетный год.

58.      В графу 3, вносятся данные о добыче угля по маркшейдерскому замеру из очистных и подготовительных выработок, пройденных в отчетном периоде. Добыча по маркшейдерским замерам подсчитывается в пределах фактических мощностей угольных пачек. При этом отбитый уголь, теряемый в недрах, в добычу по маркшейдерскому замеру не включается.

59.      Если предприятие в отчетном году проводило добычу угля как подземным, так и открытым способами, то в отчете указывается суммарная добыча (потери), в том числе отдельно по подземному и открытому способам.

60.      При применении систем разработки, не позволяющих производить непосредственные маркшейдерские замеры выработанного пространства или при крайней невыдержанности пластов по мощности и т. п., добычу принимают по данным производственного учета. В этом случае, при разработке угольных пластов сложного строения, добычу угля по производственному учету пересчитывают в добычу по угольным пачкам в соответствии с порядком расчета промышленных за­пасов, определению и учету потерь угля (сланца) в недрах, при добыче, установленному законодательством, по формуле:

Аналогичный расчет добычи горючего сланца осуществляется по формуле:

61.      Для пересчетов объемов добычи угля, по производственному учету, в объёмы добычи по угольным пачкам («чистый» уголь) можно применять и другие широко признанныеметодики, изложенные в специализированных литературных источниках (с использованием коэффициентов засорения, определяемых опытным путем, и др.).

62.      В графу 4, включают нормативные эксплуатационные потери (тыс. т) по объектам, перечисленным в графе 2. Указанные потери на основе данных о фактической добыче угля определяются по формуле:

           где: П_н.п. - нормативные эксплуатационные потери, тыс. т;

                   Д - фактическая добыча (в пересчете на «чистый» уголь);

  П_п - утвержденные нормативные эксплуатационные потери, %;

63.      Пересчет нормативных эксплуатационных потерь в тыс. т (гр. 4), по фактической добыче и утвержденным потерям в процентах, по приведенной формуле, производят также в целом по добывающему предприятию (разрезу).

64.      Допускается некоторый разрыв суммы потерь (тыс. т) по строкам в графе 4 с итоговыми данными за год по шахте (разрезу).

65.      В графе 5 необходимо указать фактические эксплуатационные потери, по данным маркшейдерского учета (тыс. т).

66.      В графе 6 необходимо указать утвержденные, нормативные эксплуатационные потери (в %), с учетом изменений, внесенных в установленном порядке за отчетный период.

67.      В графе 8 необходимо указать фактические потери запасов угля, определенные по маркшейдерскому замеру (тыс. т), отработка которых, невозможна и небезопасна из-за тектонических нарушений и сложных гидрогеологических условий разрабатываемых участков или пластов, в том числе:

·         осложненных большим количеством мелких геологических нарушений (разрывов, размывов, смятий, мелких складок, волнистости и т.п.);

·         примыкающих к отдельным геологическим нарушениям, внутри выемочных столбов, переход которых очистными забоями технически невозможен и небезопасен;

·         имеющих весьма неустойчивые боковые (вмещающие) породы;

·         имеющих отдельные локальные участки, сильно обводненные и не поддающиеся осушению существующими методами и средствами.

Примечание: Запасы угля (сланца) у крупных тектонических нарушений и отдель­ных изолированных участках пластов, списываются с баланса предприятий, в установленном порядке, как нецелесообразные к отработке по технико-экономическим причинам.

68.      В графе 10 необходимо указать данные о потерях угля в предохранительных целиках (тыс.т) границы которых, утверждены в установленном порядке.

69.      К общешахтным потерям относят запасы в целиках, оставляемых для охраны шахтных стволов и других капитальных горных выработок в барьерных целиках, целиках у границ безопасного ведения горных работ и т.п.

Примечание: Запасы в указанных целиках переводятся в фактические потери, в том отчетном периоде, в котором погашаются горные выработки, оконтуривающие целик. В случаях, когда целик распространяется на несколько горизонтов или имеет большую протяженность, списание его запасов в фактические потери производится по частям, определяемым годовыми календарными планами развития горных работ.

Раздел II Формы №11-ШРП «Распределение эксплуатационных потерь по площади и мощности (открытые и подземные работы)»

70.      Заполнение графы 2 производится по аналогии с графой 2 раздела I настоящей Инструкции.

71.      В графах 3-6 необходимо указать фактические потери по маркшейдерскому учету по каждой выемочной единице, приводятся данные о фактических потерях по мощности и площади (тыс. т) всего и в процентах, соответственно.

72.      Сумма показателей граф 3 и 5 раздела II, должна равняться показателю графы 5 раздела I, как по выемочным единицам, так и в целом по предприятию (шахте, разрезу).

Раздел III Формы №11-ШРП «Распределение добычи и эксплуатационных потерь по системам разработки (подземные работы)»

73.      В этом разделе отчета приводятся данные, только по подземному способу добычи угля (сланца) в целом по шахте.

74.      Заполнение граф 3 или 4 осуществляется аналогично заполнению соответствующих граф раздела I Инструкции.

75.      К Форме №11-ШРП прилагается Пояснительная записка с указанием:

·         причин образования потерь и эффективности выполнения мер по их снижению или ликвидации;

·         причин образования потерь по площади и мощности;

·         влияния на уровень потерь технологии подготовки и выемки угля, в том числе бесцеликовой;

·         причин нарушения Планов развития горных работ;

·         фактов несоответствия применяемой техники горно-геологическим условиям;

·         причин подработки и выборочной отработки пластов;

·         сверхнормативных потерь по каждому выемочному участку (шахте, разрезу), допустивших эти потери;

·         эффективности извлечения угля, при расконсервации запасов, из предохранительных целиков под объектами земной поверхности;

·         объёмов извлечения товарного угля из углесодержащих пород вскрыши и разубоженных углей;

·         внедрения средств механизации, обеспечивающих выемку пластов на полную мощность;

·         объёмов отработки забалансовых запасов, а также ранее списанных или отнесенных в потери;

·         других факторов, влияющих на уровень потерь угля в недрах при его добыче.

ПРОЕКТ

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ № 70-ТП

«Сведения об извлечении твёрдых

полезных ископаемых при добыче»

1.      ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.                  Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы №70-ТП, «Сведения об извлечении твёрдых полезных ископаемых при добыче» (далее – «Инструкция») разработана в соответствии с Законом Кыргызской Республики «О недрах» и другими нормативно-правовыми актами Кыргызской Республики, и устанавливает порядок заполнения и сдачи Формы №70-ТП недропользователями, с целью обеспечения контроля за рациональным и комплексным использованием недр.

76.              Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющих, на территории Кыргызской Республики, пользование недрами с целью разработки  месторождений твердых полезных ископаемых, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным,  представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования,  отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме №70-ТП.

77.              Данные, представленные в отчете по Форме № 70-ТП, приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

78.              Сведения по форме №70-ТП составляются по данным первичного геолого-маркшейдерского учета, проводимого на предприятии.

79.              Отчеты по форме № 70-ТП составляются в целом по каждому объекту недропользования, без выделения данных по отдельным выемочным единицам.

Примечание: выемочная единица – участок месторождения полезного ископаемого с относительно однородными горно-геологическими условиями, отработка которого осуществляется одной системой разработки и технологической схемой выемки (блок, камера, лава, панель, карьер, уступ карьера), в пределах которого с достаточной достоверностью подсчитаны балансовые запасы полезного ископаемого и возможен первичный учёт полноты извлечения из недр полезного ископаемого.

                                                                                                   ii.                        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ

80.         Заполнение табличной части формы № 70-ТП производится следующим образом:

6.1.     Наименование полезных ископаемых (графа 1), присвоенные им шифры и единицы измерения (графа 3) приводятся в соответствии с Приложением 2. Данные об объёмах добычи, потерях и разубоживании (ухудшение качества свойств полезных ископаемых, возникшее от примесей к добываемому полезному ископаемому пустых пород и бедных его разностей) приводятся с одним десятичным знаком.

6.2.     Данные по полезным ископаемым (графа 1) указываются раздельно по сортам, типам и маркам, причем по каждому из них заполняется отдельная строка.

6.3.     Полезные компоненты, содержащиеся в полезном ископаемом, показываются с разделением по промышленным типам (сортам). Учитываются полезные компоненты, утвержденные Государственной комиссией по запасам КР, а также принятые, по оперативному учёту, на баланс запасов полезных ископаемых недропользователя (по данным эксплуатационной и опережающей разведки).

Примечание: Полезный компонент – это составная часть полезного ископаемого (минерал, агрегат, химический элемент), которая может быть извлечена при существующих технологиях в готовую продукцию или в результате первичной переработки и последующих технологических переделов продуктов, образуемых из минерального сырья, для дальнейшего использования.

6.4.     В графе 5 данные приводятся раздельно по способу разработки (открытому, подземному, дражному, гидравлическому).

6.5.     Данные в графе 4 “Погашено запасов" определяются как сумма добытой (извлеченной) части балансовых запасов (графа 5) и фактически потерянных при добыче (графа 7).

6.6.     В графе 5 “Добыто (извлечено) из недр”, приводится количество добытых балансовых запасов полезных ископаемых, которое выдано из недр на поверхность, при подземных работах или вывезено из карьера, при открытых работах, и прошедших первичную обработку (операции по доведению руды до требуемого, техническими условиями качества, предусмотренного техническим проектом и осуществляемые, как правило, в границах горного отвода, включая селективную выемку, усреднение, породоотборку, дробление негабаритов, производство кондиционных блоков, сортировку и доставку до склада готовой продукции или на перерабатывающие производства (обогатительные или брикетные фабрики, дробильно-сортировочные комплексы, химические или металлургические заводы и др.). В это количество запасов не включаются разубоживающие породы (добытые совместно с полезными ископаемыми пустые породы и некондиционные руды, не включённые в контуры подсчёта запасов).

6.7.     Учет добычи полезных ископаемых, как правило, осуществляется по сухому весу руды или с влажностью принятой при подсчете запасов (если это отображено в протоколе Государственной комиссии по запасам КР). Полезные ископаемые, используемые в естественном виде (известняки, глины, минеральные соли и т.п.), учитываются при естественной влажности.

6.8.     Объем добычи с установленной влажностью определяется по формуле:

                  Д _бал= Д_ф100 – W_ф,    где:

                          100 – W_бал

Д _бал - фактическая добыча, приведенная к влажности в утвержденных балансовых запасах, тонн;

Д_ф – фактическая добыча, тонн;

W _бал – естественная влажность, в утвержденных запасах, %;

W _ф – фактическая влажность добытой руды, %.

6.9.     Количество добычи (извлечения) полезного компонента в добытой части балансовых запасов определяется произведением количества добытой части погашенных запасов по сухому весу (или при учетной влажности), на содержание в процентах полезного компонента в них и делением произведения на 100. Содержание полезного компонента в погашенных запасах уточняется по результатам опробования разведочных, эксплуатационно-разведочных выработок.

6.10.   Данные о потерях по норме (графа 6) заполняются на основании утвержденных нормативов, определенных путём технико-экономических расчётов для каждой выемочной единицы, вовлечённой в отработку в отчётном году, в соответствии с установленными требованиями по нормированию потерь и разубоживания при добыче.

6.11.   Фактические потери при добыче (графа 7) – это часть балансовых запасов полезного ископаемого на отработанном, в отчётном периоде, участке месторождения, не извлеченная из недр при отработке выемочной единицы, а также добытая и направленная в породные отвалы, оставленная (потерянная) в местах складирования, погрузки и на транспортных путях горного предприятия, определённые маркшейдерской и геологической службами горного предприятия прямым методом по месту образования потерь или косвенным (расчётным) методом.

Потери полезного компонента – это количество полезного компонента, содержащегося в потерянном полезном ископаемом.

Нормативные потери – потери полезного ископаемого (компонентов) при добыче (переработке), уровень которых при современном состоянии горной техники и технологии технически неизбежен или экономически обусловлен для конкретных горно-геологических условий разработки месторождения.

Потери при добыче – фактические потери полезного ископаемого, определённые маркшейдерской и геологической службами горного предприятия прямым методом по месту образования этих потерь или косвенным (расчётным) методом.

6.12.   В графах 10 и 11 приводятся в процентах потери при добыче,соответственно нормативные и фактические, полученные делением количества потери (графа 7) на количество погашенных запасов (графа 4) и умножением на 100.

6.13.   В графах 12 – 15 “Разубоживание” приводятся данные о количестве пустых пород и некондиционных руд, не включенных в контуры подсчёта запасов, добытых совместно с полезным ископаемым.

6.14.   Количество разубоживающих пород по норме (графа 12) устанавливается на основании расчетов при составлении годовых планов развития горных работ в соответствии с утвержденными нормами для каждой системы разработки, применяемой на данном руднике. Фактическое количество разубоживающих пород (графа 13) определяется прямым или косвенным методами.

При прямом методе, фактическое количество разубоживающих пород, определяется путем непосредственного замера. В случае, если прямой метод применить невозможно, количество разубоживающих пород, определяется по соотношению содержания основного компонента в добытой рудной массе и в погашенных запасах в недрах, с учетом содержания этого компонента в разубоживающей породе.

В графах 12 и 13 данные приводятся в натуральном выражении.

6.15.   В графах 14 и 15 данные приводятся, в процентах, соответственно, количество разубоживающих пород по норме и фактическое. Последнее определяется, делением фактического количества разубоживающих пород, на сумму добытых запасов из недр (графа 5), и фактического количества разубоживающих пород (графа 13), умноженным на 100.

6.16.   Величина сверхнормативных потерь (графа 16) определяется, как разность между фактическими величинами потерь и нормативными показателями в соответствии с положениями по учету и нормированию потерь твердых полезных ископаемых, а также фактически допущенные, за весь период работ по добыче полезных ископаемых, произведённых без согласования годовых планов развития горных работ с уполномоченными органами.

К полностью отработанным (погашенным) выемочным участкам (единицам), относятся отработанные в отчетном году выемочные участки предприятий, по которым оформлены акты на их списание, независимо от года начала эксплуатации.

Сверхнормативные потери в целом по объекту определяются суммированием сверхнормативных потерь по выемочным единицам. Уменьшение величины сверхнормативных потерь за счёт снижения потерь, против нормы, в отдельных выемочных единицах не допускается.

7.         К отчету прилагается Пояснительная записка, где указываются методы определения потерь, расшифровка фактических потерь в соответствии с классификацией, установленной положениями по определению, нормированию и учёту потерь и разубоживания полезных ископаемых при добыче, а также производится анализ с выявлением причин сверхнормативных потерь, а в случае снижения потерь – мероприятия, в результате которых это достигнуто.В пояснительной записке также, следует отразить следующие сведения:

·         соблюдение условий предоставления прав пользования недрами, проектных решений и планов развития горных работ в части извлечения полезных ископаемых при добыче;

·         случаи выборочной отработки более богатых (по содержанию полезных компонентов) участков месторождения;

·         причины сверхнормативных потерь в случае их наличия.

8.         Заполненная Форма №70-ТП и Пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составления отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

9.         При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете недропользователь несет ответственность предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

10.      Контроль над соблюдением установленного порядка представления государственной отчётности, правильностью включаемых в нее данных осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования

                                                                                                               Приложение 1

ПРОЕКТ

Приложение № _____

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ № 71- ТП

“Сведения о комплексном использовании твердых полезных ископаемых при обогащении и металлургическом переделе, вскрышных пород и отходов ПЕРЕРАБОТКИ МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ”

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

81.      Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы №71-ТП, «Сведения о комплексном использовании полезных ископаемых при обогащении и металлургическом переделе, вскрышных пород и отходов производства» (далее – «Инструкция») разработана в соответствии с Законом Кыргызской Республики «О недрах», и другими нормативно-правовыми актами Кыргызской Республики, и устанавливает порядок заполнения и сдачи отчетов по Форме №71-ТП недропользователями, с целью обеспечения контроля за рациональным и комплексным использованием недр.

82.      Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью разработки твердых полезных ископаемых или угля, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме №71-ТП.

83.      Данные, представленные в отчете по Форме № 71-ТП, приводятся по состоянию на 1 января года следующего за отчетным.

84.      Заполненная Форма № 71-ТП и Пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составление отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

85.      При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете недропользователь несет ответственность предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

86.      Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

87.      Данные по каждому полезному ископаемому и полезному компоненту приводятся в одних единицах измерения, принятых для каждого вида минерального сырья. При этом единица измерения – тонна, килограмм, грамм и м³ приводится в соответствующей графе. Количественные показатели, представляемые в отчете, приводятся с одним десятичным знаком в единицах учета, принятых для данного вида сырья.

88.      Форма 71-ТП состоит из четырех разделов:

·         Раздел I. Использование полезных ископаемых при обогащении.

·         Раздел II. Использование полезных ископаемых при технологическом (металлургическом) переделе.

·         Раздел III. Движение запасов полезных ископаемых в отвалах горного предприятия, хвостах обогатительных фабрик и отходах при переделе.

·         Раздел IV. Использование вскрышных (вмещающих) пород и отходов производства.

1. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ РАЗДЕЛА I, ФОРМЫ 71-ТП

«ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ ПРИ ОБОГАЩЕНИИ»

89.      Раздел I заполняют пользователи недр, имеющие в составе предприятия обогатительные фабрики. Готовой продукцией обогатительной фабрики является концентрат или промышленный продукт, соответствующий установленным требованиям потребителя, принятые Отделом технического контроля предприятия на основании химического анализа.

90.      При заполнении показателей, характеризующих переработку полезного ископаемого и содержащихся в нем полезных компонентов, необходимо указать наименование руды и промежуточных продуктов, поступивших в переработку: всего, по видам и по сортам (графа 1) и количество фактически переработанного сырья и полезных компонентов (графа 3)

Примечание: полезный компонент – это составная часть полезного ископаемого (минерал, агрегат, химический элемент), которая может быть извлечена при существующих технологиях в готовую продукцию или в результате первичной переработки и последующих технологических переделов продуктов, образуемых из минерального сырья, для дальнейшего использования.

91.      В перечень полезных компонентов включаются все компоненты, учтенные балансом запасов. При этом вначале необходимо указать название полезного ископаемого, например, железная руда, медная руда, вид химического сырья и т.д., а затем привести перечень всех полезных компонентов, содержащихся в данном полезном ископаемом.

92.      Учёт полезных ископаемых осуществляется по сухому весу или с естественной влажностью в соответствии с принятым подсчетом запасов, утвержденным в установленном порядке. Количество полезного компонента в руде, поступившей в переработку, определяется в соответствии с действующими положениями законодательства Кыргызской Республики.

93.      При заполнении показателей, характеризующих полученные продукты обогащения и извлеченные полезные компоненты, необходимо указать наименование (графа 4) и количество полученных из переработанного сырья продуктов обогащения и полезных компонентов, содержащихся в них (графа 6).

94.      Показатель извлечения металла в концентрат и другие продукты обогащения (графа 7) получается от деления веса металла или другого полезного компонента, полученных в продуктах обогащения, на весь металл или полезный компонент, содержащийся в руде или другом полезном ископаемом и умножения частного на 100.

Например: количество железа в концентрате – 300 тыс.т., а количество железа, содержащегося в переработанной сырой руде – 360 тыс.т. Процент извлечения составит:

300/360 х 100 = 83,3%.

95.      При заполнении показателей, характеризующих потери полезных компонентов в хвостах обогатительных фабрик или отходах производства, следует приводить наименование всех потерянных полезных компонентов, содержащихся в отходах обогащения – хвостах, шламах, высевках, пылях и т.п., а также безвозвратно потерянных в результате загрязнения, размыва, прорыва в естественные водоемы и стоки и других причин, обусловленных недостатками складирования и хранения отходов производства (графа 10).

1. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ РАЗДЕЛА II ФОРМЫ 71-ТП

«ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ ПРИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ (МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОМ) ПЕРЕДЕЛЕ»

96.      Раздел II заполняют пользователи недр, ведущие переработку (передел) твердых полезных ископаемых (заводы, химические предприятия, предприятия промышленности строительных материалов) как на собственных производствах, так и использующие услуги сторонних предприятий для переработки собственного сырья.

97.      При заполнении показателей о переработке полезных ископаемых, концентратов, других продуктов и содержащихся в них полезных компонентов приводят наименование (графа 1) и фактическое количество всего переработанного сырья и содержащихся в нем полезных компонентов (графа 3). При этом, вначале указывается полезное ископаемое (железная руда, золотосодержащая руда и др.), вид нерудного сырья, продукты обогащения (концентрат, промышленный продукт), затем приводится перечень всех полезных компонентов, содержащихся в исходном сырье.

98.      При заполнении показателей полученных полезных компонентов в товарную продукцию необходимо указать результаты извлечения полезных компонентов при всех видах передела, а также наименование продуктов передела с указанием в них продуктов обогащения (графа 4) и их фактическое количество в натуральной форме и процентах (графа 6 и 7).

99.      При заполнении показателей о потерях полезных компонентов в отходах производства необходимо указать наименование (графа 8) и фактическое количество (графа 10) полезных компонентов, потерянных при всех видах передела, а также оставшихся в отвалах производства (шлаки, шламы, пыли).

100.   В графе 11 необходимо указать безвозвратные потери (угар, газы и т.п.).

                                                 IV.       ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ РАЗДЕЛА III ФОРМЫ 71-ТП

«ДВИЖЕНИЕ ЗАПАСОВ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ В ОТВАЛАХ ГОРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ, ХВОСТАХ ОБОГАТИТЕЛЬНЫХ ФАБРИК И ОТХОДАХ ПРИ ПЕРЕДЕЛЕ»

101.   Раздел III заполняется пользователями недр, осуществляющими как добычу полезных ископаемых, так и их обогащение и металлургический передел.

102.   В графе 1 указывается номер (название) каждого отвала горного производства, обогатительных фабрик, отходов при переделе и полезных компонентов, содержащихся в них.

103.   В графе 7 отражаются потери, происшедшие уже в отвале, в результате смыва части его, выветривания и других причин, вызвавших уменьшение количества запасов полезных ископаемых в отвале и содержащихся в них полезных компонентов, а также использования не по назначению.

104.   В графе 9 указывается содержание полезных компонентов (в граммах на тонну, г/м3 или процентах) в отвалах и других видах отходов в остатке на конец года. По большинству полезных ископаемых содержание полезных компонентов показывается в процентах к общему количеству сырья с указанием по сухому или сырому весу полезного ископаемого. По некоторым видам полезного ископаемого содержание полезных компонентов показывается в граммах на тонну. В этом случае показываемая величина оговаривается, что она определена как грамм на тонну (1 грамм на тонну равняется 0,0001%) или г/м³.

1. ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ РАЗДЕЛА IV, ФОРМЫ 71-ТП

«ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВСКРЫШНЫХ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД

И ОТХОДОВ ПРОИЗВОДСТВА»

105.   Раздел IV заполняется пользователями недр, осуществляющими как добычу полезных ископаемых, так и их обогащение и металлургический передел.

106.   В Разделе IV, Формы 71-ТП указываются данные отражающие состояние использования вскрышных и вмещающих пород и утилизации отходов горного, обогатительного, металлургического и других производств.

107.   К вскрышным и вмещающим породам относят безрудные породы или породы с некондиционным оруденением, покрывающие и/или вмещающие полезное ископаемое.

108.   Из фактически использованных вскрышных и вмещающих пород и отходов производства (графы 2 и 3) необходимо по отдельности указать цели  использования отходов за отчетный год: для закладки горных выработок, для производства стройматериалов, включая отсыпку балласта, для засыпки разрезов, карьеров (внутренние отвалы).

109.   Если вскрышные или вмещающие породы и отходы производства использованы для других целей (балластировка собственных дорог, рекультивация земель, строительство дамб водохранилищ, хвостохранилищ), то данные об их фактическом использовании должны быть указаны в графе 5 (вскрышные породы) или в графе 6 (отходы обогащения).

110.   Отдельной строкой (в графах 4 и 5) необходимо указать использование отходов шлаков металлургических. Если используются другие отходы обогащения (рассолы, пульпа, солеотходы), то такие данные должны быть указаны в графах 4 и 5 с пояснением - “шламы от обогащения”. В том случае, если отходы были направлены на доизвлечение из них полезных компонентов, данные по ним в Разделе IV Формы 71-ТП не указываются.

1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

111.   К отчету по Форме 71-ТП прилагается Пояснительная записка, где необходимо указать следующие сведения:

·                наличие на предприятии по переработке минерального сырья технического проекта и утверждённой технологической схемы переработки по каждому технологическому виду (сорту) минерального сырья;

·                годовую производительность предприятия (фактическую и проектную);

·                наличие комплекта инструкций, по которым устанавливаются перечень обязательных видов и методов анализов исходного сырья и продуктов его переработки в соответствующих процессах;

·                порядок составления технологического и товарного балансов при переработке;

·                состояние нормирования потерь при переработке;

·                нормативы потерь, установленные техническим проектом и/или планом развития горных работ на отчетный период и их обоснование (по всем видам потерь для каждого компонента, утверждённых запасов месторождения, включая основные и попутные);

·                на этапе переработки добытого полезного ископаемого, по технологическим сортам, нормативы потерь должны устанавливаться по каждому технологическому сорту отдельно;

·                сведения о систематических расхождениях (при их наличии) между технологическим и товарным балансами при переработке, а также между добывающими и перерабатывающими подразделениями в определении количества и качества минерального сырья, поступившего на переработку;

·                меры по устранению этих расхождений, устанавливаемые специальной методикой, согласованной с уполномоченным государственным органом по реализации государственной политики в сфере недропользования (данные геологического и маркшейдерского учёта запасов по количеству и качеству полезных ископаемых и компонентов не должны корректироваться, по учетным данным предприятия по переработке минерального сырья);

·                меры, разрабатываемые и осуществляемые на перерабатывающем предприятии, по повышению уровня извлечения ценных компонентов и снижению потерь их при переработке.

Приложение 1

ПРОЕКТ

Приложение № _____ 

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-Д-УВ

«СВЕДЕНИЯ О ВЫПОЛНЕНИИ УСЛОВИЙ ЛИЦЕНЗИОННЫХ СОГЛАШЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧНЫХ РАБОТАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ»

1.   ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.    Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы ЛС-Д-УВ «Сведения о выполнении условий лицензионных соглашений при добычных работах на месторождениях углеводородного сырья» (далее – «Инструкция»), разработана в соответствии с Законом «О недрах» Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи отчетов Формы ЛС-Д-УВ недропользователями.

2.    Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью добычи углеводородного сырья (нефть, газ), обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме ЛС-Д-УВ.

3.    Данные, представленные в Форме ЛС-Д-УВ приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

4.    Заполненная Форма ЛС-Д-УВ и пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составление отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

5.    При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете, недропользователь несет ответственность, предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

6.    Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

7.    Форма ЛС-Д-УВ состоит из трех разделов:

·         Раздел I. Сведения о наличии утвержденных разрешительных и проектных документов, правоустанавливающих пользование недрами.

·         Раздел II. Сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения.

·         РазделIII. Сведения о финансово-экономических результатах работы недропользова-теля.

8.    К заполненной Форме ЛС-Д-УВ прилагается Пояснительная записка.

2.  Порядок заполнения формы ЛС-Д-УВ.

9     Отчет «Сведения…» по форме ЛС-Д-УВ представляется всеми недропользователями, ведущими добычные работы на углеводородное сырье, раздельно, по всем площадям на которых выполняются работы, право пользования, которыми оформлено отдельной Лицензией.

10  В разделе 1, должны быть приведены сведения о всех, правоустанавливающих (Лицензия, Лицензионное соглашение), проектных (Проект на разработку месторождения, план развития горных работ на отчетный период, проект рекультивации и т.д.), документах об утверждении запасов (отчет о геологоразведочных работах и протокол Государственной комиссии по запасам) – если работы проводятся на объектах с раннее утвержденными запасами. В соответствующих строках таблицы должны быть указаны: наименования документа, данные о его утверждении (выдачи), наименовании государственного органа выдавшего (утвердившего) документ или согласовании об утвержденных проектных и отчетных документах, связанных с пользованием недрами.

В случае отсутствия отдельного документа, в соответствующей строке ставится прочерк.

11  В разделе 2, должны быть представлены сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения по всем позициям, представленным в разделе. Данные по видам выполненных работ, в графах 3 и 4, приводятся в натуральных показателях (тыс.т; т; м³; п.м и т.п.). Физические объёмы работ приводятся в форме «план (графа 3) - факт (графа 4)». Стоимостные (фактические) показатели, по всем выполненным работам, представляются в графе 5.

12  В разделе 3.Отчет составляется на основе учета наличных денежных средств ( на кассовой основе). В графе 4, приводятся фактические показатели на отчетный период. В графе 5, приводятся плановые показатели на год, следующий, за отчетным.

13  К заполненной отчетной форме ЛС-Д-УВ прикладывается Пояснительная записка в которой в тезисной форме должны быть представлены следующие сведения:

·         наименование предприятия-недропользователя. Юридический адрес компании и место её налоговой регистрации. Наименование административной единицы, на территории которой, расположен объект недропользования;

·         данные о выполняемых, на объекте недропользования работах;

·         данные о среднегодовой численности работающих на предприятии, в т.ч. граждан Кыргызстана, сведения о подготовке кадров из числа местного населения;

·         в случае невыполнения плановых показателей, должны быть изложены причины отставания и меры, намечаемые для выхода на запланированные объёмы производства;

·         сведения по рационализации производства в отчетном периоде и намечаемые на новый год задачи;

·         сведения об участии недропользователя в социальной жизни региона, по месту расположения объекта работ;

·         сведения/данные о выполняемых природоохранных мероприятиях.

ПРОЕКТ

Приложение № _____ 

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-Р-УВ «СВЕДЕНИЯ О ВЫПОЛНЕНИИ УСЛОВИЙ ЛИЦЕНЗИОННЫХ СОГЛАШЕНИЙ ПРИ ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ»

                                                                                             I.        ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

9.            Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы ЛС-Р-УВ «Сведения о выполнении условий лицензионных соглашений при поисках и разведке месторождений углеводородного сырья» (далее – «Инструкция»), разработана в соответствии с Законом Кыргызской Республики «О недрах» и другими нормативно-правовыми актами, и устанавливает порядок заполнения и сдачи отчетов Формы ЛС-Р-УВ недропользователями.

10.         Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью разведки месторождений углеводородного сырья, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме ЛС-Р-УВ.

11.         Данные, представленные в Форме ЛС-Р-УВ приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

12.         Заполненная Форма ЛС-Р-УВ и пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составления отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

13.         При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете, недропользователь несет ответственность, предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

14.         Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

15.         Форма ЛС-Р-УВ состоит из четырех разделов:

·         Раздел 1. Сведения о наличии утвержденных разрешительных и проектных доку-ментов, правоустанавливающих пользование недрами.

·         Раздел 2. Сведения о работах на участке недр.

·         Раздел 3. Выполнение условий лицензионного соглашения.

·         Раздел 4. Сведения о финансово-экономических результатах работы недропользова-теля.

16.         К заполненной Форме ЛС-Р-УВ прилагается Пояснительная записка.

                                                                II.        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-Р-УВ.

9.            Отчет «Сведения…» по форме ЛС-Р-УВ представляется всеми недропользователями, ведущими геологоразведочные работы на углеводородное сырьё, раздельно, по всем площадям на которых выполняются работы, право пользования, которыми оформлено отдельной Лицензией.

10.         В разделе 1, должны быть приведены сведения о всех правоустанавливающих (Лицензия, Лицензионное соглашение), проектных (Проект на геологоразведочные работы, Проект рекультивации и т.д.), документах об утверждении запасов (отчет о геологоразведочных работах и протокол Государственной комиссии по запасам КР) – если работы проводятся на объектах с раннее утвержденными запасами. В соответствующих строках таблицы должны быть указаны: наименование документа, данные о его утверждении (выдачи), наименование государственного органа выдавшего (утвердившего) документ или согласование об утвержденных проектных и отчетных документах, связанных с пользованием недрами.

В случае отсутствия отдельного документа, в соответствующей строке ставится прочерк.

11.      В разделе 2, должны быть представлены сведения о выполненных работах по стадиям развития работ.

12.      В разделе 3, должны быть представлены сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения по всем позициям, представленным в разделе. Данные по видам выполненных работ, в графах 3 и 4 приводятся в натуральных показателях (км; т; м³; п.м и т.п.). Физические объёмы работ приводятся в форме «план (графа 3) - факт (графа 4)». Стоимостные (фактические) показатели, по всем выполненным работам, представляются в графе 5.

13.       В разделе 3.Отчет составляется на основе учета наличных денежных средств (на кассовой основе). В графе 4, приводятся фактические показатели на отчетный период. В графе 5, приводятся плановые показатели на год, следующий, за отчетным.

14.      К заполненной отчетной форме ЛС-Р-УВ, прикладывается Пояснительная записка в которой в тезисной форме должны быть представлены следующие сведения:

·         наименование предприятия-недропользователя. Юридический адрес компании и место её налоговой регистрации. Наименование административной единицы, на территории которой, расположен объект недропользования;

·         данные о выполняемых на объекте недропользования работах;

·         данные о среднегодовой численности работающих на предприятии, в т.ч. граждан Кыргызстана, сведения о подготовке кадров из числа местного населения;

·         в случае невыполнения плановых показателей, должны быть изложены причины отставания и меры, намечаемые для выхода на запланированные объёмы производства;

·         сведения по рационализации производства в отчетном периоде и намечаемые на новый год задачи;

·         сведения об участии недропользователя в социальной жизни региона, по месту расположения объекта работ;

·         сведения /данные о выполняемых природоохранных мероприятиях.

ПРОЕКТ

Приложение № _____

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-Д-ТПИ «СВЕДЕНИЯ О ВЫПОЛНЕНИИ УСЛОВИЙ ЛИЦЕНЗИОННОГО СОГЛАШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ»

3.  ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

17. Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы ЛС-Д-ТПИ «Сведения о выполнении условий лицензионного соглашения при разработке месторождений твердых полезных ископаемых» (далее – «Инструкция»), разработана в соответствии с Законом «О недрах» Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи Формы ЛС-Д-ТПИ недропользователями.

18. Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью разработки месторождений твердых полезных ископаемых или угля, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме ЛС-Д-ТПИ.

19. Данные, представленные в Форме ЛС-Д-ТПИ приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

20. Заполненная Форма ЛС-Д-ТПИ и пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составления отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

21. При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете недропользователь несет ответственность предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

22. Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.

23. Форма ЛС-Д-ТПИ состоит из трех разделов:

·         Раздел I. Сведения о наличии утвержденных разрешительных и проектных документов, правоустанавливающих пользование недрами

·         Раздел II. Сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения.

·         РазделIII. Сведения о финансово-экономических результатах работы недропользо-вателя.

24.  К заполненной Форме ЛС-Д-ТПИ прилагается Пояснительная записка.

4.    Порядок заполнения формыЛС-Д-ТПИ.

25. Отчет «Сведения…» по форме ЛС-Д-ТПИ представляется всеми недропользователями ведущими разработку (добычу) полезных ископаемых раздельно по всем месторождениям (участкам, шахтным полям, площадям), право пользования которыми оформлено отдельной Лицензией.

26. В разделе 1, должны быть приведены сведения о всех, правоустанавливающих (Лицензия, Лицензионное соглашение), проектных (Технический проект, План развития горных работ на отчетный период, проект рекультивации и т.д.), документах об утверждении запасов (отчет о геологоразведочных работах и протокол Государственной комиссии по запасам КР). В соответствующих строках таблицы должны быть указаны: наименования документа, данные о его утверждении (выдачи), наименовании государственного органа выдавшего (утвердившего) документ или согласовании об утвержденных проектных и отчетных документах, связанных с пользованием недрами.

В случае отсутствия отдельного документа в соответствующей строке ставится прочерк.

27. В разделе 2, должны быть представлены сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения по всем позициям, представленным в разделе. Данные по видам выполненных работ, в графах 3 и 4, приводятся в натуральных показателях (тыс. т.; т; м³; п.м и т.п.). Физические объёмы работ приводятся в форме «план (графа 3) - факт (графа 4)». Стоимостные (фактические) показатели по всем выполненным работам, представляются в графе 5.

28. В разделе 3.Отчет составляется на основе учета наличных денежных средств ( на кассовой основе). В графе 4, приводятся фактические показатели на отчетный период. В графе 5, приводятся плановые показатели на год, следующий, за отчетным.

29. К заполненной отчетной форме ЛС-Д-ТПИ прикладывается Пояснительная записка в которой в тезисной форме должны быть представлены следующие сведения:

·         наименование предприятия-недропользователя. Юридический адрес компании и место её налоговой регистрации. Наименование административной единицы, на территории которой, расположен объект недропользования;

·         данные о выполняемых на объекте недропользования работах;

·         данные о среднегодовой численности работающих на предприятии, в т.ч. граждан Кыргызстана, сведения о подготовке кадров из числа местного населения;

·         в случае не выполнения плановых показателей, должны быть изложены причины отставания и меры, намечаемых для выхода на запланированные объёмы производства;

·         сведения по рационализации производства в отчетном периоде и намечаемые на новый год задачи;

·         сведения об участии недропользователя в социальной жизни региона, по месту расположения разрабатываемого объекта недр;

·         сведения /данные о выполняемых природоохранных мероприятиях.

ПРОЕКТ

Приложение № _____

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-Р-ТПИ «СВЕДЕНИЯ О ВЫПОЛНЕНИИ УСЛОВИЙ ЛИЦЕНЗИОННЫХ СОГЛАШЕНИЙ ПРИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ»

                                                                                          III.        ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

30. Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы ЛС-Р-ТПИ «Сведения о выполнении условий лицензионных соглашений при геологоразведочных работах на  месторождениях твердых полезных ископаемых» (далее – «Инструкция»), разработана в соответствии с Законом «О недрах» Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи отчетов Формы ЛС-Р-ТПИ недропользователями.

31. Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью разведки месторождений твердых полезных ископаемых или угля, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме ЛС-Р-ТПИ.

32. Данные, представленные в Форме ЛС-Р-ТПИ приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.

33. Заполненная Форма ЛС-Р-ТПИ и пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составление отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.

34. При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете, недропользователь несет ответственность, предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.

35. Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования

36. Форма ЛС-Р-ТПИ состоит из трех разделов:

·         Раздел I. Сведения о наличии утвержденных разрешительных и проектных документов, правоустанавливающих пользование недрами.

·         Раздел II. Сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения.

·         Раздел III. Сведения о финансово-экономических результатах работы недропользова-теля.

37. К заполненной Форме ЛС-Р-ТПИ прилагается Пояснительная записка.

                                                            IV.        ПОРЯДОК ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-Р-ТПИ

14  Отчет «Сведения…» по форме ЛС-Р-ТПИ представляется всеми недропользователями, ведущими геологоразведочные работы на твердые полезные ископаемые, раздельно, по всем площадям на которых выполняются работы, право пользования, которыми оформлено отдельной Лицензией.

15  В разделе 1, должны быть приведены сведения о всех правоустанавливающих (Лицензия, Лицензионное соглашение), проектных (Проект на геологоразведочные работы, при ведении разведочных работ в подземных условиях, План развития горных работ на отчетный период, Проект рекультивации и т.д.) документах об утверждении запасов (отчет о геологоразведочных работах и протокол Государственной комиссии по запасам КР) – если работы проводятся на объектах с раннее утвержденными запасами.

В соответствующих строках таблицы должны быть указаны: наименование документа, данные о его утверждении (выдачи), наименование государственного органа выдавшего (утвердившего) документ или согласование об утвержденных проектных и отчетных документах, связанных с пользованием недрами.

В случае отсутствия отдельного документа в соответствующей строке ставится прочерк.

16  В разделе 2, должны быть представлены сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения по всем позициям, представленным в разделе. Данные по видам выполненных работ, в графах 3 и 4 приводятся в натуральных показателях (км; т; м³; п.м и т.п.). Физические объёмы работ приводятся в форме «план (графа 3) - факт (графа 4)». Стоимостные (фактические) показатели, по всем выполненным работам, представляются в графе 5.

17  В разделе 3.Отчет составляется на основе учета наличных денежных средств ( на кассовой основе). В графе 4, приводятся фактические показатели на отчетный период. В графе 5, приводятся плановые показатели на год, следующий, за отчетным.

18  К заполненной отчетной форме ЛС-Р-ТПИ прикладывается Пояснительная записка в которой в тезисной форме должны быть представлены следующие сведения:

·         наименование предприятия-недропользователя. Юридический адрес компании и место её налоговой регистрации. Наименование административной единицы, на территории которой, расположен объект недропользования;

·         данные о выполняемых, на объекте недропользования работах;

·         данные о среднегодовой численности работающих на предприятии, в т.ч. граждан Кыргызстана, сведения о подготовке кадров из числа местного населения;

·         в случае невыполнения плановых показателей, должны быть изложены причины отставания и меры, намечаемые для выхода на запланированные объёмы производства;

·         сведения по рационализации производства в отчетном периоде и намечаемые на новый год задачи;

·         сведения об участии недропользователя в социальной жизни региона, по месту расположения объекта работ;

·         сведения /данные о выполняемых природоохранных мероприятиях.

ПРОЕКТ

Приложение № _____ 

ИНСТРУКЦИЯ

О ПОРЯДКЕ ЗАПОЛНЕНИЯ ФОРМЫ ЛС-ПМВ «СВЕДЕНИЯ О ВЫПОЛНЕНИИ УСЛОВИЙ ЛИЦЕНЗИОННЫХ СОГЛАШЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧЕ И РАЗВЕДКЕ ПРЕСНЫХ И МИНЕРАЛЬНЫХ ВОД»

5.  ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Настоящая Инструкция о порядке заполнения Формы ЛС- ПМВ, «Сведения о выполнении условий лицензионных соглашений при добыче и разведке пресных и минеральных вод» (далее – «Инструкция»), разработана в соответствии с Законом «О недрах» Кыргызской Республики и устанавливает порядок заполнения и сдачи отчетов Формы ЛС-ПМВ, недропользователями.
2. Все недропользователи, вне зависимости от оснований пользования недрами, организационно-правовой формы и формы собственности, осуществляющие, на территории Кыргызской Республики,  пользование недрами с целью разведки и/или разработки месторождений пресных или минеральных подземных вод, обязаны на ежегодной основе, в срок до 31 января года, следующего за отчетным, представлять в уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования, отчетность, на бумажном и электронном носителях, по Форме ЛС-ПМВ.
3. Данные, представленные в Форме ЛС-ПМВ приводятся по состоянию на 1 января, года следующего за отчетным.
4. Заполненная Форма ЛС-ПМВ и пояснительная записка к ней, подписываются должностным лицом, ответственным за составление отчета и руководителем организации-недропользователя. Подписи заверяются печатью организации.
5. При нарушении сроков сдачи отчета и/или предоставление недостоверных сведений в отчете, недропользователь несет ответственность, предусмотренную законодательством Кыргызской Республики.
6. Контроль над соблюдением установленного порядка представления отчётности, достоверностью данных в отчете осуществляет уполномоченный государственный орган по реализации государственной политики в сфере недропользования.
7. Форма ЛС-ПМВ состоит из трех разделов:

·         Раздел I. Сведения о наличии утвержденных разрешительных и проектных документов, правоустанавливающих пользование недрами.

·         Раздел II. Сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения.

·         Раздел III. Сведения о финансово-экономических результатах работы недро-пользователя.

1. К заполненной Форме ЛС-ПМВ прилагается Пояснительная записка.

Порядок заполнения формы ЛС-ПМВ

19  Отчет «Сведения…» по форме ЛС-ПМВ представляется всеми недропользователями, ведущими геологоразведочные и добычные работы на месторождениях пресных и минеральных вод, раздельно, по всем площадям на которых выполняются работы, право пользования, которыми оформлено отдельной Лицензией.

20  В разделе 1, должны быть приведены сведения о всех, правоустанавливающих (Лицензия, Лицензионное соглашение), проектных (Проект на гидрогеологические работы, Проект рекультивации и т.д.), документах об утверждении запасов (отчет о гидрогеологических работах и протокол Государственной комиссии по запасам КР) – если работы проводятся на объектах с раннее утвержденными запасами. В соответствующих строках таблицы должны быть указаны: наименования документа, данные о его утверждении (выдачи), наименовании государственного органа выдавшего (утвердившего) документ или согласовании об утвержденных проектных и отчетных документах, связанных с пользованием недрами.

В случае отсутствия отдельного документа, в соответствующей строке ставится прочерк. Необходимыми документами являются Лицензия и Лицензионное соглашение.

21  В разделе 2, должны быть представлены сведения о выполнении условий Лицензионного соглашения по всем позициям, представленным в разделе. Данные по видам выполненных работ, в графах 3 и 4, приводятся в натуральных показателях ( м³; п.м и т.п.). Физические объёмы работ приводятся в форме «план (графа 3) - факт (графа 4)». Стоимостные (фактические) показатели, по всем выполненным работам, представляются в графе 5.

22  В разделе 3.Отчет составляется на основе учета наличных денежных средств ( на кассовой основе). В графе 4, приводятся фактические показатели на отчетный период. В графе 5, приводятся плановые показатели на год, следующий, за отчетным.

23  К заполненной отчетной форме ЛС-ПМВ прикладывается Пояснительная записка в которой в тезисной форме должны быть представлены следующие сведения:

·         наименование предприятия-недропользователя. Юридический адрес компании и место её налоговой регистрации. Наименование административной единицы, на территории которой, расположен объект недропользования;

·         данные о выполняемых на объекте недропользования работах;

·         данные о среднегодовой численности работающих на предприятии, в т.ч. граждан Кыргызстана, сведения о подготовке кадров из числа местного населения;

·         в случае невыполнения плановых показателей, должны быть изложены причины отставания и меры, намечаемые для выхода на запланированные объёмы производства;

·         сведения по рационализации производства в отчетном периоде и намечаемые на новый год задачи;

·         сведения об участии недропользователя в социальной жизни региона, по месту расположения объекта работ (подготовка кадров, трудоустройство местного население, строительство инфраструктуры и другие условия);

·         сведения /данные о выполняемых природоохранных мероприятиях.