Анализ проведения ГРП на месторождении Новосибирской области

В данной работе приводится анализ проведения гидравлического разрыва пласта на Верх-Тарском месторождении Новосибирской области. ...

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 2
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 4
1.1 Географическая характеристика 4
1.2 История освоения месторождения 7
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 8
1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов 16
2 АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА ВЕРХ-ТАРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 21
2.1 Анализ показателей разработки объекта Ю11 Верх-Тарского месторождения 21
2.2 Анализ показателей работы скважин 26
2.3 Анализ выполнений проектных решений 37
2.4 Анализ эффективности проведенных ГРП на Верх-Тарском месторождении 42
2.5 Анализ причин осложнений при ГРП и методы борьбы с ними 46
3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ 52
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ 62

Верх-Тарское нефтяное месторождение расположено на северо-западе Новосибирской области. В процессе поисково-разведочных работ нефтяные залежи были установлены в горизонтах Ю11 и Ю12.
Месторождение открыто в 1970 году разведочной скв. № 1.
В промышленную разработку месторождение введено в 1994 году путем периодической эксплуатации разведочных скважин с последующим вывозом нефти автоцистернами на основании «Технологической схемы разработки Верх-Тарского месторождения».

45,558,4167,9Количество скважин всего доб/наг49 / 2581 / 496 / 3Количество скважин тек доб/наг36 / 2557 / 496 / 3Нак. добыча нефти, тыс.т4247,18911,9185,9Нак. добыча жидкости, тыс.т6935,220929,2366,2Нак. закачка воды, тыс.м38419,222979,1304,8Нак. добыча нефти на доб. скв., тыс.т86,7110,031,0Нак. компенсация, %86,085,862,3Тек. компенсация, %103,598,280,9Текущий КИН, д.ед.0,2910,2520,035Текущий дебит, т/сут нефти21,715,329,9 жидкости101,6160,765Текущая обводненность, %78,790,554Рисунок 2.1  Выделение участков анализаАнализируя результаты эксплуатации скважин по рассматриваемым элементам, можно отметить, что наилучших показателей выработки запасов характеризуются элементы северной и центральной части залежи (рис. 2.2-2.4). Текущая обводненностьпродукции по ним составляет соответственно 78,7 % и 90,5 %, текущие коэффициенты нефтеизвлечения практически равны  0,291 и 0,252.Наиболее худшие показатели выработки запасов приурочены к краевому южному участку, который находится в разработке только с 2009 года. Текущий КИН равен 0,035, при текущей обводненности 54 %.Скважины северного и южного участков обладают высоким потенциалом. Накопленная добыча нефти на одну скважину, участвовавшую в добычи, составляет 86,7 тыс.т. по участку Север и 110 тыс.т. по участку Центр. Накопленная добыча на одну скважину по южному участку равна 31 тыс.т.Система ППД по всем участкам формировалась с небольшим отставанием. Накопленная компенсация по участкам не превышает 90 %, что естественно привело к снижению пластового давления. На текущий момент, компенсация по северному и центральному участкам близка к 100 %, тем не менее, пластовое давление все еще ниже начального, но наблюдается положительная тенденция к его росту.Рисунок 2.2  Динамика технологических показателей. Участок Север.Рисунок 2.3  Динамика технологических показателей. Участок Центр.Рисунок 2.4  Динамика технологических показателей. Участок Юг.2.2Анализ показателей работы скважинПо состоянию на 01.01.2013 года на месторождении числится 195 скважин, из них: в добывающем фонде  117, в нагнетательном – 78.Из общего числа добывающих скважин: 83  действующих, 4  бездействующих, 3 скважины  в консервации, 16  контрольно-пьезометрические, 11 скважин ликвидировано.В нагнетательном фонде числится: 65  действующих скважин, 11 скважин  в бездействующем фонде, 1 скважина находится в освоении, и 1  пьезометрическая.Характеристика реализованного фонда скважин приводится в таблице  2.2Всего, с начала разработки на месторождении пробурено 202 эксплуатационных, разведочных и вспомогательных скважин. В действующем проектном документе предполагалось дополнительное бурение 183 скважин основного фонда в областях локализации запасов и не охваченных бурением. Таким образом, основной проектный фонд скважин на месторождении, в границах категории ВС1+С2, реализован на 52 %.628650495300Промышленное бурение на месторождении осуществлялось на протяжении шестнадцати лет, с 1994 по 2009 гг. (рис. 2.5.). Основной объем буровых работ приходится на период с 2001 по 2009 гг. За эти годы в эксплуатацию было введено 178 скважин, что составляет 91 % от всего пробуренного фонда. Бурение с 1994 по 2000 гг. осуществлялось крайне низкими темпами, в среднем по две-три скважины в год. Средний входной дебит в начальный период разработки составлял 26 т/сут безводной нефти. Впоследствии начал плавно возрастать и достиг максимума в 2006 году порядка 180 т/сут, при вводе 22 скважин. Увеличение дебита нефти объясняется тем, что поздние скважины вводились в зонах с максимальными нефтенасыщенными толщинами.В период с 1994 по 2000 гг. добыча нефти не превышала 31 тыс.т. И только с 2001 года высокие темпы освоения месторождения предопределили резкое наращивание уровней добычи нефти и жидкости. Фактически за восемь лет (2008 г.) месторождение вышло на максимальный уровень добычи нефти – 2 077,5 тыс. т, при работе 83 добывающих и 56 нагнетательных скважин, с обводненностью продукции  46,1 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 8,2 %, что является достаточно высокой величиной для подобных месторождений. В основном такие уровни определяли большие темпы разбуривания и высокие фильтрационно-емкостные свойства объекта. Максимальный уровень добычи жидкости приходится на 2009 год и составляет 4 197,4 тыс. т. Динамика основных технологических показателей разработки месторождения в таблице 2.3. На рисунке 2.6 представлена карта текущего состояния разработки Верх-Тарского месторождения.Таблица 2.2Характеристика фонда скважин Верх-Тарского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.КатегорияХарактеристика фонда скважинЮ1Фонд добывающих скважинПробурено156Возвращено с других горизонтов-Всего156 В том числе:  Действующие83 из них: фонтанные- ЭЦН83 ШГН- Бездействующие4 В освоении после бурения- В консервации3 Пьезометрические16 Наблюдательные- Переведены на другие горизонты- Переведены под закачку39 Переведены в иные категории- В ожидании ликвидации- Ликвидированные11Фонд нагнетательных скважинПробурено39Возвращено с других горизонтов-Переведены из добывающих39Всего78В том числе:  Под закачкой65 Бездействующие11 В освоении1 В консервации  Пьезометрические1 Наблюдательные- Переведены на другие горизонты- Переведены в иные категории- Переведены в добывающий фонд- В ожидании ликвидации- Ликвидированные-Фонд водозаборных скважинПробурено-Возвращено с других категорий-Всего-В том числе:-Действующие-Пьезометрические-650240431275852787556144098Рисунок 2.5  Динамика бурения скважин на Верх-Тарском месторожденииРисунок 2.6  Карта текущего состояния разработкиТаблица 2.3Динамика технологических показателей разработки. Верх-Тарское месторождение№ДатаДобыча нефти, тыс.тНакопл. добыча нефти,тыс.тДобыча жидкости, тыс.тНакопл. добыча жидкости, тыс.тДебит нефти, т/сутДебит жидкости, т/сутОбвод нённость,%Закачка воды, тыс.м3Накопл. закачка воды, тыс.м3Приемистость, м3/сутЧисло раб. добыв. скважинЧисло раб. нагнет. скважин119940,60,60,60,633,033,00,00,00,00,010219955,66,15,66,125,425,40,00,00,00,020319967,814,07,814,022,322,30,00,00,00,0204199710,424,410,424,422,222,20,00,00,00,0305199821,746,121,746,127,227,20,00,00,00,0406199926,572,526,572,522,322,30,00,00,00,0507200031,0103,531,0103,524,824,80,00,00,00,0608200178,0181,578,0181,545,045,00,00,00,00,010092002235,0416,5235,9417,464,965,10,40,00,00,0120102003481,6898,1490,4907,880,782,21,826,026,0114,7261112004928,11826,2955,41863,296,299,12,9569,5595,6279,433121220051354,43180,61441,03304,2119,7127,36,01757,52353,1301,636221320061804,54985,12141,15445,4131,1155,515,72681,55034,6304,849291420072005,46990,53034,18479,5112,5170,233,93470,08504,6302,169371520082077,59068,03851,312330,880,4149,046,14616,413121,0269,883561620091860,810928,84197,416528,258,2131,455,75194,318315,3229,695671720101185,312114,23969,720497,937,9126,970,14896,523211,8205,18564182011723,212837,44009,324507,225,4140,882,04519,527731,3185,18067192012507,513344,93723,428230,618,3134,586,43971,731702,9168,58365За 2012 год на объекте добыто 507,5 тыс.т. нефти и 3 723,4 тыс.т. жидкости. Средняя обводненность продукции составила 86,4 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,0 %, от текущих – 4,2 %. Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти составил 18,3 т/сут, по жидкости – 134,5 т/сут. Карта текущего состояния разработки представлена на рисунке 2.6.С начала разработки на объекте добыто 13 344,9 тыс.т. нефти и 28 230,6 тыс.т. жидкости, накопленный объем закачки воды составил 31 702,9 тыс.м3. От начальных извлекаемых запасов отобрано 52,4 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,245. Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в объеме 12 133,1 тыс.т. Кратность запасов – 24 года.Основной объем добычи месторождения (12 675,6 тыс.т или 95,0 %) осуществлялся механизированным способом. Фонтанным способом добыто всего 669,3 тыс. т. или 5,0 % от суммарного отбора. В 2012 году вся добыча осуществлялась механизированным способом. Эксплуатация добывающих скважин на объекте сопровождается высоким содержанием воды в продукции. Распределение действующих скважин по дебитам нефти и обводненности приводятся в таблице 2.4.Таблица 2.4Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности Дебитнефти,т/сутОбводнённость, %Итого0 - 1010 - 5050 - 9090 - 9898 - 1000 - 5--1187265 - 10--517-2210 - 5026148-3050-100131--5Итого392143783Из таблицы следует, что 30 из 83 скважин работают с обводненностью в интервале от 10 до 90 %. С обводненностью менее 10 % работают 3 скважины. Большая часть скважин – 50 (60 %) эксплуатируются в интервале обводненности от 90 до 100 %.По дебитам нефти скважины распределились следующим образом: с дебитами до 50 т/сут эксплуатируется наибольшее количество скважин - 78, свыше 50 т/сут - всего 5 скважин. В основном рабочем интервале дебитов от 0 до 50 т/сут скважины распределились равномерно.Весь действующий добывающий фонд работает в оптимальном режиме. Глубины спуска насосного оборудования изменяются от 1001 до 2984 м, при этом глубина спуска в каждой конкретной скважине определялась, исходя из возможности работы насосного оборудования при допустимых углах набора кривизны. В большинстве скважин насосное оборудование спущено практически до интервала перфорации. Реальное давление на забое изменяется от 11 до 116 атм. и в среднем составляет 43 атм., что ниже давления насыщения (76 атм.) на 43 %, при этом средний газовый фактор, согласно отчетности, составляет 94 м3/м3. Данное обстоятельство говорит о том, что оптимизация насосного оборудования и снижение забойного давления ниже давления насыщения не приводит к ухудшению фильтрационных характеристик и соответственно показателей эксплуатации скважин по причине выделения растворенного газа в призабойной зоне. Характеристика режимов работы действующих скважин представлена на рисунке 2.7.Рисунок 2.7  Характеристика режимов работы действующих скважин.С 2007 года активно проводится оптимизация режимов действующего фонда. Мероприятие оказалось весьма успешным. Практически по всем скважинам, на которых была проведена оптимизация, наблюдается положительный эффект.Анализируя работу добывающего фонда, следует отметить, что в 33 скважинах (24,1 % от участвовавшего в добыче фонда) накопленная добыча нефти не превысила 10 тыс. т; в 32 (23,4 %) скважинах было отобрано от 10 до 50 тыс. т; в 19 (13,9 %) скважинах было отобрано от 50 до 100 тыс. т; в 27 (19,7 %) скважинах отбор нефти изменяется в диапазоне от 100 до 200 тыс. т; 21 скважине (15,3 %) отобрали от 200 до 300 тыс. т; в 5 (3,6 %) скважинах отобрано свыше 300 тыс. т. Распределение пробуренного фонда по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.8.Средняя накопленная добыча нефти на одну пробуренную (участвовавшую в добыче) скважину составила 97,9 тыс. т.Исходя из приведенного распределения видно, что около 90 % накопленной добычи было обеспечено 66 скважинами, при этом средняя накопленная добыча по этим скважинам составляет 181,8 тыс.т., что кратно выше средней накопленной добычи с учетом всех скважин. Максимальные отборы отмечаются по скважинам, вскрывших коллектора с высокими ФЕС. Наиболее низкие накопленные отборы зафиксированы в нагнетательных скважинах, находившихся в отработке, а также в скважинах, расположенных в краевых зонах залежи с низкими ФЕС.Рисунок 2.8  Распределение пробуренного фонда по накопленной добычи нефти.Характеристика реализованной системы поддержания пластового давленияФормирование системы воздействия на объекте Ю11 начато в 2003 году. С целью интенсификации системы разработки Верх-Тарского месторождения последним проектным документом утверждена по объекту площадная пятиточечная система воздействия (расстояние между скважинами 700 м). На данный момент проектная система ППД, как и разбуривание всего месторождения, не реализована в полной мере. Формирование пятиточечной системы не удается реализовать из-за блокового строения залежи. Несколько элементов реализовано в северной части месторождения. По состоянию на 01.01.2013 г. из 78 нагнетательных скважин в эксплуатационном фонде числится 76 скважин, из них 65 скважин в действующем нагнетательном фонде (85,5 % от эксплуатационного фонда). Из 78 нагнетательных скважин, участвовавших в закачке, 39 ед. переведены под нагнетание из добывающего фонда, суммарная накопленная добыча нефти по ним составила 794,83 тыс.т. Текущее соотношение добывающих и нагнетательных скважин составляет 1:1,5.Максимальный уровень закачки наблюдается в 2009 г.   5 194,3 тыс.м3, при работе 67 нагнетательных скважин и текущей компенсации 95,8 % (рис. 2.9). Затем уровень закачки незначительно снижается.За 2012 год закачка по пласту Ю11 составила 3 971,7 тыс.м3, средняя приемистость 168,4 м3/сут, текущая компенсация – 99,3 %, накопленная закачка – 31 702,9 тыс.м3. Накопленная компенсация отборов жидкости по объекту Ю11 в 2012 году составила 85,6 %, при этом текущее пластовое давление в зоне отбора ниже начального (25 МПа) на 4,5 МПа и составило 20,5 МПа.Рисунок 2.9  Динамика технологических показателей нагнетательных скважинОсновное количество скважин – 33 (50,8 %) от действующего фонда, характеризуются приемистостью от 100 до 200 м3/сут при среднем давлении на забое – 35,97 МПа, или репрессии 10,97 МПа. Распределение действующих нагнетательных скважин по накопленным объемам закачки и приемистости представлено в таблице 2.5. Распределение всех нагнетательных скважин по накопленным объемам закачки представлено на рисунке 2.10. Наибольшее количество скважин – 36 ед. (46,8 % от всех нагнетательных скважин участвовавших в закачке) закачали в пласт от 0 до 300 тыс.м3 воды, 18 скважин (23,4 %) закачали от 300-500 тыс.м3 воды, более 500 тыс.м3 закачало 23 скважины (30,2 %). Средняя закачка воды на одну нагнетательную скважину составляет 411,73 тыс.м3. Таблица 2.5Распределение действующего нагнетательного фонда скважин по приемистости и накопленной закачки.Приемистость,м3/сутНакопленная закачка воды, тыс.м3Итого0 - 100100 - 300300 - 500500 - 700700-1000>10000 - 501150 - 100342110100-200 16124133200-3002245215>30021216Итого42220512465Рисунок 2.10  Распределение нагнетательных скважин по накопленным объемам закачки2.3Анализ выполнений проектных решенийВ настоящее время разработка месторождения осуществляется в соответствии с «Дополнение к технологической схеме разработки Верх-Тарского месторождения» (протокол ЦКР РОСНЕДР по УВС №24-10 от 24.12.2010 г.) со следующими основными положениями:2011 г.2012 г.2013 г.добыча нефти, тыс.т851,3694,1624,3добыча жидкости, тыс.т2 319,02240,62198,6закачка воды, тыс.м32299,02241,62233,7*допустимое отклонение фактических показателей разработки по объектам и по месторождению от проектных ±27 %;Выделение одного эксплуатационного объекта разработки: Ю1;Пятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 700 м. с плотностью сетки скважин 25 га/скв.;Разработка с поддержанием пластового давления;Фонд скважин всего - 352, в том числе:добывающих -227,нагнетательных -125.Фонд скважин для бурения всего -183, в том числе:добывающих -132;нагнетательных -51.ГРП-156 скв/опер;ОПЗ -59 скв/опер;ВПП-44 скв/опер;Ввод из консервации-2;РИР -55 скв./опер.Согласно проектному документу проектный фонд по Верх-Тарскому месторождению по состоянию на 01.01.2013 г. реализован на 51,6 %. Реализация проектного фонда приведена в таблице 4.6.1.Таблица 2.6Реализация проектного фонда по состоянию на 01.01.2013 г.№ п/пКатегория фондаМесторождение1Утвержденный проектный фонд, всего378в том числе:- добывающие288- нагнетательные902Фонд скважин на 01.01.2013 г., всего195в том числе:- добывающие156- нагнетательные393Фонд скважин для бурения183На 01.01.2013 г., всего183в том числе:- добывающие132- нагнетательные51Геологические запасы Верх-Тарского месторождения категории В+С1+С2 составляют 55 740 тыс.т. Из них 54 560 тыс.т балансовых запасов нефти относятся к категории В+С1 и 1 180 тыс.т  категории С2 (2 %). Объем извлекаемых запасов категории В+С1 – 25 478 тыс.т, категории С2  489 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения соответственно составил 0,467 и 0,414. Месторождение эксплуатируется с 1994 года. С начала разработки на объект Ю1 пробурено 156 добывающих и 39 нагнетательных скважин. Проектный фонд объекта реализован не полностью, для бурения осталось 132 добывающих и 51 нагнетательная скважина. На 01.01.2013 г. в эксплуатационном добывающем фонде объекта Ю1 находятся 87 скважин: 83 скважин действующие, 4 в бездействии.Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению за 2008–2012 гг. приводится в таблице 2.7, на рисунке 2.11.Рисунок 2.11  Сопоставление фактических и проектных показателей.В период с 2008 по 2010 г. отставание фактической добычи нефти от проектных уровней не превышает 3,5 %. Такое соответствие объясняется ежегодной корректировкой технологических показателей при выполнении проектных документов.В 2010 году было составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Верх-Тарского месторождения» бурение новых скважин, по которому, предполагалось начать с 2014 года.В период с 2010 по 2012 гг. отставание фактических уровней добычи нефти от предусмотренных проектом увеличивается с каждым годом и в 2012 году составляет 26,9 % (проект – 694,1 тыс.т., факт – 507,5 тыс.т.). При всем вышесказанном, в 2012 году действующий добывающий фонд на 24 % выше, чем планировалось (проект – 67 ед., факт – 83 ед.). Продуктивность скважин соответствует проектной. Фактический дебит жидкости составляет 134,5 т/сут, при проектном – 130 т/сут.Таблица 2.7 Сравнение проектных и фактических показателей разработкиПоказатели20082009201020112012ПроектФактПроектФактПроектФактПроектФактПроектФактДOБЫЧA HEФTИ BCEГO, TЫC.T 2138,92077,51927,71860,81205,71185,3851,3723,2694,1507,5B T.Ч.ИЗ : ПEPEXOД.CKBAЖИH 1887,11670,91422,31748,21205,71185,3851,3723,2694,1507,5 HOBЫX CKBAЖИH 251,8406,6505,4112,6000000BBOД HOB. ДOБ .C. BCEГO, ШT.19224314000000B T.Ч. ИЗ ЭKCПЛ.БУPEHИЯ 19224114000000B T.Ч. ПЕРЕВОД, ШТ.0020000000CPEДHECУT. ДEБ. H. HOB .CКВ.72130,180,235,1000000CPEД. ЧИCЛO ДHEЙ PAБ. HOB. C.152145,8146,6204,4000000CPEДH. ГЛУБ. HOBOЙ CKB., M 2900280028002800000000ЭKCПЛ. БУPEHИE BCEГO, TЫC. M66,761,611239,2000000B T.Ч. ДOБЫBAЮЩИE CKB.66,761,658,839,2000000 BCПOM. И CПEЦ. CKB.0053,20000000PACЧ. BP. PAБ. HOB. C. ПPEД. Г.7686912572167042,93284727,80000PACЧ. ДOБ. H. HOB. C. ПPEД. Г.735,21334,4869,8916,3212,3165,90000ДOБ. HEФ. ПEPEX. CKВ. ПPEД. Г.1672,51812,11670,81670,917321748,21205,71185,3851,3723,2PAC. ДOБ. H. ПEP. CKВ. ДAH. Г.2407,73146,52540,62587,21944,31914,11205,71185,3851,3723,2OЖИД. ДOБ. H. ПEP. C. ДAH. Г.1887,11670,91422,31748,21205,71185,3851,3723,2694,1507,5ИЗM. ДOБ. HEФ. ПEP. C., TЫC. T -520,6-1475,6-1118,3-839,0-738,6-728,8-354,4-462,1-157,2-215,7ПPOЦ. ИЗM. ДOБ. HEФ. ПEP. C.-21,6-46,9-44,0-32,4-38,0-38,1-29,4-39,0-18,5-29,8MOЩHOCTЬ HOB. CKB., TЫC. T606,41044,71258,4179,4000000BЫБЫTИE ДOБЫB. CKB., ШT. 3615030901B T.Ч. ПOД ЗAKAЧKУ 3313010001ФOHД ДOБ. CKB. HA KOH. Г., ШT.898310795959295849587B T.Ч. HAГHET. B OTPAБOTKE2050000000ДEЙCT. ФOHД ДOБ. C. HA KOH. Г.878210694768567806783ПEPEBOД CKB. HA MEX. ДOБ.0000000000ФOHД MEX. CKBAЖИH, ШT. 878310695959295849587BBOД HAГHET. CKBAЖИH, ШT. 17172017010101BЫБЫTИE HAГH. CKB., ШT. 1140000000ФOHД H. CKB. HA KOHEЦ Г., ШT.68567473747474757476ДEЙCT. ФOHД HАГ. C. HA KOH. Г.52566873677367676765CP. ДEБ. Ж. ДEЙCT. C., T/CУT.140,6149,0143,4131,4131,4126,9130,7140,8130134,5CP. ДEБ. ЖИД. ПEP. C., T/CУT.148,7149,9148,3140,8131,4126,9130,7140,8130134,5CP. ДEБ. ЖИД. HOB. C., T/CУT84,5146,6124,548,1000000CP. ДEБ. ДEЙC. C. ПO H., T/CУT77,380,462,558,25337,94825,440,618,3ДEБ. HEФ. ПEPEXOД. C., T/CУT7873,95861,35337,94825,440,618,3CPEД. ПPИEM. HAГ. C., M3/CУT251,2269,8249,1229,6134,0205,1105,1185,1102,5168,5CP. OБB. ПPOДУKЦ. ДEЙC. Ф., %45,046,156,455,759,770,163,382,068,886,4OБB. ПPOДУKЦИИ ПEP. CKB., % 47,550,760,956,459,770,163,382,068,886,4OБB. ПPOДУKЦИИ HOB. CKВ., %14,811,335,827,00,00,00,00,00,00,0ДOБ.