Основные показатели разработки месторождения - Разработка месторождения
При реализации базового варианта 1 прогнозируемая накопленная добыча нефти на конец разработки составит 150,2 Млн. т. Вариант 1 не обеспечивает достижения величины извлекаемых запасов, числящихся на балансе (169,7 млн. т).
При использовании имеющегося фонда за счет ввода скважин из бездействия, консервации, перевода на другие пласты в варианте 2 дополнительно к варианту 1 планируется извлечь 26,8 млн. тонн нефти. Намеченные в варианте 2 мероприятия позолят превысить величину извлекаемых запасов, числящихся на балансе, на 7,2 млн. тонн.
В варианте 3, на запасы промышленной категории, предусмотрено бурение боковых горизонтальных стволов комплекс ГТМ, и бурение 40 новых скважин на пласты БС0 и БС18, из них 21 скважина - горизонтальная. Это позволит увеличить по сравнению с вариантом 2 накопленную добычу нефти на конец разработки еще на 14,3 млн. т, из них 9 млн. т за счет бурения скважин и боковых горизонтальных стволов и 5 млн. т - за счет проведения следующих геолого-технологических мероприятий, млн. т:
- гидродинамические методы и нестационарное заводнение |
1,9 |
- выравнивание профиля приемистости |
1,1 |
- гидроразрыв пласта |
0,2 |
- перфорационные работы (дострелы, перестрелы) |
0,4 |
- глинокислотные обработки |
0,5 |
- соляно-кислотные обработки и кислотные композиции |
0,2 |
- комбинированные ОПЗ |
0,2 |
- прочие ОПЗ (ликвидация гидратных пробок, АСПО, солеотложений) |
0,3 |
- ремонтно-изоляционные работы |
0,2 |
В целом по месторождению на 1 скважину, участвующую в разработке в прогнозный период, будет добыто по вариантам 1, 2 и 3, соответственно, 19, 17 и 21 тыс. т нефти. Максимальное значение этого показателя характерно для варианта 3.
Объект БС0
Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 77 тыс. т. Максимальный уровень отбора жидкости - 151,8 тыс. т, ожидается в 2018 г. КИН на конец разработки составит 0,299 при обводненности 98%. Отбор от утвержденных НИЗ категории С1-149,8%
Объект БС1
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 1,9 млн. т. (47,9% от утвержденных НИЗ)
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов годовой уровень добычи нефти достигнет максимума в 2014 г. и составит 182,3 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 3,766 млн. т. (КИН 0,289) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 1,868 млн. т. Отбор от утвержденных НИЗ - 95,1%.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 323 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 8,2%. Максимальный уровень отбора жидкости - 1,648 млн. т, ожидается в 2016 г. КИН на конец разработки составит 0,343 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 714,7 тыс. т. Отбор от утвержденных НИЗ - 113,1%.
Объект БС5
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 414,8 тыс. т. (64,4% от утвержденных НИЗ)
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень годовой добычи нефти достигнет очередного максимума в 2012 г. и составит 29,4 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 655 тыс. т. (101,8% от утвержденных НИЗ, КИН 0,258) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 240,2 тыс. т.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 43,4 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 6,7%. Максимальный уровень отбора жидкости - 283,6 тыс. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,285 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 69,6 тыс. т. (Отбор от утвержденных НИЗ -112,5%)
Объект БС6
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти. За три года обводнение достигает 98%, накопленная добыча нефти составит 203,7 тыс. т. (55,4% от числящихся на балансе НИЗ). Конечный КИН составит 0,139.
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень годовой добычи нефти достигнет максимума в 2011 г. и составит 17,5 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 346 тыс. т. (99,4% от числящихся на балансе НИЗ).
По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 142,3 тыс. т. Конечный КИН - 0,237.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2011 г. и составляет 19,3 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 9,8%. Максимальный уровень отбора жидкости - 470 тыс. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,29 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 16,4 тыс. т. Отбор от числящихся на балансе НИЗ - 98,4%.
Объект БС7
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 38,175 млн. т.
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень добычи нефти достигнет очередного максимума в 2020 г. и составит 393 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 43,968 млн. т. (95% от числящихся НИЗ). По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 5,793 млн. т. Конечный КИН составит 0,332.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2020 г. и составляет 485,5 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 5,9 млн. т, ожидается в 2028 г. КИН на конец разработки составит 0,350 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 2,361 млн. т. Отбор от числящихся НИЗ 100,1%.
Объект БС8
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 4,052 млн. т. (111,1% от НИЗ).
Конечный КИН составит 0,222 при утвержденном 0,2.
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти достигнет пика уже в 2009 г. и составит 163,4 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 5,114 млн. т. (140,2% от НИЗ) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 1,062 млн. т. Конечный КИН составит 0,280.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2009 г. и составляет 174,7 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 4,8%. Максимальный уровень отбора жидкости - 1,9 млн, ожидается в 2014 г. КИН на конец разработки составит 0,293 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 227,9 тыс. т. Отбор от утвержденных НИЗ составит 146,5%.
Объект БС90
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 242 тыс. т. (48,2% от НИЗ). Конечный КИН - 0,066.
В варианте 2 за счет ввода из других категорий и перевода с нижележащих пластов уровень годовой добычи нефти очередного максимума в 2012 г. и составит 64,2 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 704 тыс. т. (140,2% от НИЗ). По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 461,7 тыс. т. Конечный КИН составит - 0,19 при утвержденном - 0,136.
В варинате 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2012 г. и составляет 106 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 21,1%.
Максимальный уровень отбора жидкости - 268,6 тыс. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,237 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 462 тыс. т. Отбор от НИЗ - 174,2%.
Объект БС91
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 32,555 млн. т. (отбор от НИЗ - 110,3%, КИН -0,397)
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет в 2006 г. и составит 658 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 33,259 млн. т. (отбор то НИЗ - 112,7%) По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 703,8 тыс. т. конечный КИН составит 0,406.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2009 г. и составляет 692 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,3%. Максимальный уровень отбора жидкости - 4,3 млн. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,426 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 1,7 млн. т. Отбор от НИЗ - 118,5%
Объект БС92
В единственном рассмотренном варианте максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 44,9 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 19,5%. Максимальный уровень отбора жидкости - 66,9 тыс. т., ожидается в последний год разработки (2034 г.). КИН на конец разработки составит 0,214 при обводненности 98%. Отбор от НИЗ - 214,9%.
Объект БС101
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 23,557 млн. т. (отбор от НИЗ - 81,5%). Конечный КИН - 0,221 при утвержденном 0,263.
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с других пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет достигнут в 2009 г. и составит 651,7 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 29,550 млн. т. (отбор от НИЗ - 102,2%). По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 5,993 млн. т. Конечный КИН - 0.277, что утвержденного.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2017 г. и составляет 896,7 тыс. т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 3,1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 7,9 млн. т, ожидается в 2013 г. КИН на конец разработки составит 0,318 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 4,363 млн. т. Отбор от НИЗ - 117,3%.
Объект БС102
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 31,532 млн. т. (отбор от НИЗ -85%). Конечный КИН - 0,213 при утвержденном 0,25.
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с других пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет достигнут очередного максимума в 2019 г. и составит 377,3 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 40,277 млн. т. (отбор от НИЗ 108,6%).
По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 8,745 млн. т. Конечный КИН составит 0,271, что выше утвержденного значения.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2018 г. и составляет 414,9 тыс. т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 1,1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 6,6 млн. т, ожидается в 2030 г. КИН на конец разработки составит 0,279 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 1,072 млн. т. Отбор от НИЗ -115,5%.
Объект БС110
Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2010 г. и составляет 2,6 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 51,5%. Максимальный уровень отбора жидкости - 3,6 тыс. т, ожидается в последний год разработки (2022 г.). КИН на конец разработки составит 0,226 (утвержденный 0,1) при обводненности 98%. Накопленная добыча - 11,3 тыс. т. (226,3% от НИЗ).
Объект БС11
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 17,309 млн. т. (95,3% от НИЗ). Конечный КИН - 0,264 при утвержденном 0,277.
В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов максимальный прогнозный годовой уровень добычи нефти будет в 2006 г. и составит 298,8 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 19,056 млн. т. (104,5% от НИЗ) По сравнению с вариантом 1 дополнительно будет добыто 1,747 млн. т. Конечный КИН 0,291.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2016 г. и составляет 4426,2 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,4%. Максимальный уровень отбора жидкости - 2,3 млн. т, ожидается в 2014 г. КИН на конец разработки составит 0,326 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 2,283 млн. т. Отбор от НИЗ - 117,5%.
Объект БС12
Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается также в 2012 г. и составляет 18,8 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 43,6%. Максимальный уровень отбора жидкости - 40,5 тыс. т., ожидается в 2016 г. КИН на конец разработки составит 0,212 (утвержденный 0,081) при обводненности 98%. Накопленная добыча нефти составит - 113,4 тыс. т. Отбор от НИЗ - 263,7%.
Объект БС18
Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2011 г. и составляет 44,7 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 33,1%. Максимальный уровень отбора жидкости - 74 тыс. т., ожидается в 2012 г. КИН на конец разработки составит 0,180 (утвержденный 0,1) при обводненности 98%. Накопленная добыча 242,9 тыс. т. Отбор от НИЗ - 179,9%.
Объект ЮС1
Рассмотрен 1 вариант, в котором максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2011 г. и составляет 10,2 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 33,91%. Максимальный уровень отбора жидкости - 26,2 тыс. т., ожидается в 2011 г. КИН на конец разработки составит 0,124 (утвержденный 0,1) при обводненности 98%. Накопленная добыча 37,5 тыс. т. Отбор от НИЗ - 124,9%.
В целом по месторождению.
В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 150,151 млн. т. (88,5% от НИЗ). Конечный КИН - 0,259.
В варианте 2 за счет ввода скважин из неработающего фонда темпы падения уровня добычи нефти снижаются. К концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 176,906 млн. т. По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 26,755 млн. т нефти. Конечный КИН 0,305.
В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2009 г. и составляет 2,7 млн. т. КИН на конец разработки составит 0,329 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 14,335 млн. т нефти. Накопленная добыча 191,24 тыс. т. Отбор от НИЗ - 112,7%.
Основные показатели разработки месторождения по всем пластам графически отображено в Приложении 2.
Похожие статьи
-
Технологические показатели вариантов разработки Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических...
-
Динамика основных технологических показателей разработки площади приведена в таблице 5. В соответствии с разбуриванием и вводом в разработку площади в...
-
Технологические показатели вариантов разработки - Особенность разработки месторождения
Технологические показатели по рекомендуемому варианту разработки в целом и по каждому из основных и возвратных объектов приведены в таблицах 4.2-4.5....
-
Анализ эффективности реализуемой системы разработки - Особенность разработки месторождения
Для увеличения охвата разработкой запасов нефти в разные годы предлагались новые технологии. Технологии разработки месторождения и их эффективность. Из...
-
Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа. С 2005 г. разработка ведется на основании Технологической...
-
Анализ показателей разработки Сугмутского месторождения На 1.01.2014 г. добыча нефти с начала разработки составила 129868 тыс. т. Достигнут коэффициент...
-
Анализ выработки запасов нефти из пластов - Особенность разработки месторождения
В истории разработки месторождения по кривым, характеризующим динамику основных показателей во времени отмечается ряд периодов, среди которых можно...
-
Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта Оценка экономической эффективности проекта...
-
Состояние разработки Суторминского месторождения - Разработка месторождения
Данные о состоянии разработки Суторминского месторождения приведены ниже в таблицах 3.3.1 и 3.3.2. Сравнительная характеристика показателей по объектам...
-
Анализ текущего состояния разработки - Геологическая характеристика Гагаринского месторождения
Фонд скважин используется не полностью. Коэффициент использования добывающих скважин за последние пять лет разработки изменялся от 0,82 до 0,93 д. ед.,...
-
Нефтяное месторождение Сазанкурак расположено в пределах нефтегазовой зоны Междуречья Урал-Волга, в административном отношении находится на территории...
-
Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам не проводилось, поскольку в протоколе № 3284 от 17.11.2004 г. приведена таблица...
-
Модель разработки условного нефтяного месторождения В настоящее время основная часть месторождений континентального шельфа Арктики еще не готова к...
-
Экономические показатели вариантов разработки - Особенность разработки месторождения
Таким образом, при выборе рекомендуемого варианта разработки, были рассмотрены вариант 1 (базовый) и 4 основных варианта: 1, 4а (3г+ГРП), 5(4а+РЦЗ),...
-
Характеристика технологических показателей разработки Состояние разработки пермо-карбоновой залежи на 01.01.04г. характеризуется следующим показателями:...
-
Заключение, Список литературы - Особенность разработки месторождения
Разработка месторождения ведется с учетом большой обводненности продукции, с высокими осложняющими факторами и высоким содержанием сероводорода в...
-
Анализ разработки пластов Суторминского месторождения - Разработка месторождения
В 2011 году на месторождении было добыто 4383,5 тыс. тонн нефти, что на 6987 тыс. тонн меньше максимального уровня. Текущий темп отбора составил 2,6% от...
-
Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти, показал, что в настоящее время пока нет никаких оснований, сомневаться в том, что утвержденный при...
-
Состояние разработки неокомской залежи ЯГКМ - Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение
Разработка неокомских залежей началась в 1991 пуском в эксплуатацию УКПГ-1В. Начальные запасы газа и извлекаемые запасы конденсата по категории С!,...
-
Показатели экономической оценки - Разработка месторождения
Суторминское месторождение находится в разработке с 1982 года. На начало расчетного периода на месторождении находилось в эксплуатации 1260 скважин, из...
-
Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с "Проектом...
-
История разработки Месторождение открыто в результате поисково-разведочного бурения в 1990 году. Месторождение введено в пробную эксплуатацию в ноябре...
-
Кашаган Восточный и Западный - Основные месторождения Казахстана
Кашаган -- супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Открыто в 30 июня 2000 года. Является одним...
-
Краткая технико-экономическая характеристика филиала "Муравленковскнефть" Экономическая оценка эффективности освоения Суторминского месторождения в...
-
ЗАКЛЮЧЕНИЕ - Виды гидрогеологических исследований при разработке месторождений нефти и газа
Роль гидрогеологических методов в общем комплексе поисково-разведочных работ очень разнообразна. Данные методы при поисках и разведке нефтяных и газовых...
-
Анализ принципа разработки месторождения Действующим проектным документом является "Дополнении к проекту разработки Мамонтовского месторождения",...
-
Неуклонный рост потребления ванадия в мире, дефицит в стране, сложная и дорогая технология получения его из руд обусловили необходимость поиска новых...
-
Последовательное исключение классов систем разработки неприемлемых по каждому из условий. Таблица №1 - Отбор классов систем разработки Условие по...
-
Северное месторождение введено в разработку в 1984 г. Проектные уровни добычи не реализовывались с начала разработки, что связано с отличием темпа...
-
Исследования, связанные с разработкой нефтяных и газовых залежей, следует начинать в первых скважинах, в которых получили притоки нефти и газа. На...
-
Планирование работ по охране труда на предприятий Основными опасными и вредными производственными факторами на объектах компании являются: - Физические -...
-
Краткая характеристика основных технико-экономических показателей НГДУ "Чекмагушнефть" Основные месторождения, разрабатываемые НГДУ "Чекмагушнефть",...
-
Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти - Особенность разработки месторождения
Значения расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр, а также геологические и извлекаемые запасы по пачкам 13 горизонта и месторождения в целом...
-
Таблица 2.4 - Основные горнотехнические показатели Наименование показателей Показатели Балансовые запасы асбестовых руд в контуре проектного карьера на...
-
Выработанность запасов нефти по объектам разработки различна. Оценка выработки запасов приведена в табл. 1.6. Таблица 1.6 Оценка выработки запасов по...
-
Обоснование расчетных моделей пластов и методы расчета технологических показателей разработки В основу расчетной модели, принятой для прогноза...
-
ВВЕДЕНИЕ - Виды гидрогеологических исследований при разработке месторождений нефти и газа
Многогранная проблема исследований гидрогеологических условий формирования и пространственного размещения месторождений УВ наиболее сложная в...
-
Основные подходы и допущения В данном разделе приведен расчет экономической эффективности трех вариантов, Проекта разработки месторождения Сазанкурак,...
-
Введение - Особенность разработки месторождения
Таблица - Динамика коэффициентов использования и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин по 13 горизонту. Горизонт, купол Добывающие скважины...
-
Расчет налогов и отчислений производился в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан - Кодексом Республики Казахстан "О налогах и...
Основные показатели разработки месторождения - Разработка месторождения