Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов на последних стадиях разработки.

Способ обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти за счет охвата пласта вытеснением.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU 2328596, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2008, бюл. №19), включающий закачку в пласт дисперсии полученных химическим путем гель-частиц в водном растворе линейного полимера при соотношении компонентов, мас.%: гель-частицы - 0,17-1,0; линейный полимер - 0,25-1,8; вода - остальное.

Недостатком данного способа является следующее. Так как объемы закачиваемой композиции ограничены 400-600 м³, то по мере продавливания ее от нагнетательной скважины в глубину пласта и увеличения радиуса зоны, которую охватывает композиция своим влиянием, происходит ее разубоживание. Композиция растекается по многочисленным высокопроницаемым каналам. Удельное количество композиции, приходящейся на каждый канал, уменьшается, а следовательно, уменьшаются ее отклоняющие свойства, уменьшается охват пласта вытеснением и соответственно эффективность обработки.

Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU 2382187, МПК Е21B 43/16, опубл. 20.02.2010, бюл. №5), включающий закачку в пласт изолирующего состава, сшивателя и воды при последовательной закачке оторочки сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, оторочки изолирующего состава - полимера водного всесезонного, насыщенного древесной мукой, оторочки сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, затем производят закачку вытесняющего агента - минерализованной воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: полимер водный всесезонный - 5,0-10,0; древесная мука - 0,5-10,0; кальций хлористый или магний хлористый - 5,0-15,0; вода - остальное.

Данный способ малоэффективен, так как в пористой среде пласта из-за ограниченного размера диаметров каналов фильтрации движение полимера - водного всесезонного и сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния происходит друг за другом без смешивания, в основном, с поршневым вытеснением. Сшивка полимера сшивателем происходит только на контакте их друг с другом и не затрагивает весь объем реагентов. В связи с этим в пласте не создается необходимый фактор остаточного сопротивления. Композиция не оказывает необходимого отклоняющего эффекта для изменения фильтрационных потоков и увеличения охвата выработкой невыработанных зон с пониженной проницаемостью.

В способе разработки нефтяной залежи (патент RU 2528183, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2014, бюл. №25) отбор продукции производят через добывающие скважины, а через нагнетательные скважины ведут закачку рабочего агента - воды и полимер-дисперсной системы с модифицирующими химреагентами после анализа состояния разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции. При обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м³/сут совместно с полимер-дисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы ПАВ или композиций ПАВ. При обводненности продукции в среднем по участку от 70 до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 до 350 м³/сут совместно с полимер-дисперсной системой закачивают в качестве модифицирующих химреагентов водные растворы солей многовалентных металлов. При обводненности продукции в среднем по участку от 70 до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут совместно с полимер-дисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы сшивающих агентов. При этом водные растворы химреагентов закачивают с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемой воды в виде отдельных оторочек, в виде их смеси с компонентами полимер-дисперсной системы и с буферными объемами воды между компонентами полимер-дисперсной системы.

Приведенный способ, при планировании варианта его реализации, не учитывает характера распределения и плотности текущих остаточных запасов нефти по площади залежи вокруг нагнетательной скважины. Кроме того, порционная закачка компонентов композиции между буферными объемами воды не позволяет им в условиях ограниченного пространства пористой среды в связи с малыми диаметрами пор смешиваться и взаимодействовать для создания надежного потокоотклоняющего экрана и максимально увеличить охват пласта вытеснением. Это значительно снижает эффективность способа.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений с применением титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта (RU 2581070, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.2016, бюл. №10).

Способ осуществляется путем применения коагулянта, полученного из титаносодержащей руды лейкоксен, в виде 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в пласт при общем объеме закачки 600-3600 м³ циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа. Этот способ принят за прототип.

Недостатком прототипа является низкая эффективность увеличения охвата пластов вытеснением в связи с тем, что сам по себе титановый коагулянт не создает в высокопроницаемой пористой среде достаточных фильтрационных сопротивлений, обеспечивающих перераспределение фильтрационных потоков, увеличение охвата пласта вытеснением и коэффициента извлечения нефти. Он является инициатором коагуляции тонкодисперсных взвесей, которые поступают в пласт вместе с водой, закачиваемой вслед за титановым коагулянтом. При этом должны образовываться крупные агрегаты твердой фазы, которые перекрывают каналы фильтрации низкого фильтрационного сопротивления. Данный недостаток был выявлен при реализации способа разработки нефтяного месторождения на скважине №510 Н-ского месторождения. После закачки в скважину №510 в декабре 2016 года 1350 м³ 15% водной суспензии титанового коагулянта и последующего нагнетания подготовленной воды с содержанием мелкодисперсной коллоидной фазы 19-22 мг/дм³, реакции окружающих добывающих скважин в виде снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов по нефти не последовало. Последнее связано с недостаточным содержанием в закачиваемой воде коллоидной фазы, способной коагулировать в местах расположения в пласте коагулянта и создавать потокоотклоняющие барьеры.

Детальное изучение механизма действия титанового коагулянта позволило разработать предложения по достижению необходимого технического результата и устранения недостатков прототипа.

Технический результат заключается в увеличении фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, за счет чего - увеличению охвата пластов заводнением и нефтеотдачи. Технический результат реализован способом разработки нефтяных месторождений с применением титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта, осуществляемом путем применения коагулянта, полученного из титаносодержащей руды лейкоксен, в виде 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в пласт при общем объеме закачки 600-3600 м³ циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа, для создания в пористой среде с низкими фильтрационными сопротивлениями (в высокопроницаемых каналах фильтрации) барьеров с повышенными фильтрационными сопротивлениями, вслед за суспензией титанового коагулянта, после выдержки его в покое в пласте не менее 72 часов проводится нагнетание определенного объема подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника (резервуара), содержащей в своем составе не менее 1000 мг/дм³ коллоидных тонкодисперсных взвесей, или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, способных образовывать тонкодисперсные взвеси, концентрация которых в воде не ниже 1000 мг/дм³ для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью в течение короткого времени (одного-четырех месяцев) за счет коагуляции тонкодисперсных взвесей в местах расположения коагулянта барьеров, заполняющих 0,1-0,3 объемов пористой среды. При движении вышеуказанных природных или искусственно созданных дисперсий (суспензий) по высокопроницаемым каналам фильтрации, в пределах зон, в которых произошло отложение титанового коагулянта, за счет коагуляции твердых частиц взвесей и образования агрегатов будут возникать барьеры с повышенным гидродинамическим сопротивлением в местах сосредоточения коагулянта и скоагулировавших тонких взвесей. Для получения максимального эффекта от увеличения охвата пласта заводнением титановый коагулянт, при закачке его в виде суспензии в скважины, продавливают в пласт на расстояние с таким расчетом, чтобы он расположился в высокопроницаемых каналах в непосредственной близости от областей с повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов нефти. Расположение областей с повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов нефти по отношению к нагнетательной скважине определяется с помощью гидродинамического моделирования выработки запасов в зоне действия нагнетательной скважины. Объемы суспензии титанового коагулянта выбирают из условия, чтобы ей заполнить не менее 10-40% объема поровых каналов низкого фильтрационного сопротивления, перед зоной с повышенной плотностью извлекаемых запасов, в промытых пропластках с наличием каналов низкого фильтрационного сопротивления. Процент заполнения дисперсией титановым коагулянтом открытых каналов определяется их средней проницаемостью. При средней проницаемости каналов низкого фильтрационного сопротивления до 0,1 мкм² дисперсией коагулянта заполняется до 10% объема открытых динамических пор низкого фильтрационного сопротивления (до 10% от коэффициента открытой динамической пористости промытого пласта низкого фильтрационного сопротивления); при средней проницаемости в пределах от 0,1 до 0,3 мкм²- до 20%; при средней проницаемости от 0,3 до 0,5 мкм² - до 30%; при средней проницаемости свыше 0,5 мкм² - до 40%. Это обусловлено тем, что с ростом проницаемости пласта растет доля динамической пористости низкого и весьма низкого фильтрационного сопротивления (табл. 1). Данные, приведенные в табл. 1, получены для залежи Н-ского месторождения, в которую ведет закачку вытесняющего агента вышеупомянутая скважина 510. Соотношения между проницаемостью и динамической пористостью низкого фильтрационного сопротивления получают по результатам анализа исследования керна и геофизических исследований скважин. Суммарный объем и среднюю проницаемость каналов в наиболее промытых пропластках объекта разработки определяют по результатам анализа геофизических исследований скважин (ГИС) и промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за выработкой запасов. Оптимальную концентрацию титанового коагулянта в дисперсии для закачки в пласт определяют по результатам фильтрационных испытаний на модели, с моделированием пластовых условий, на керновом материале пласта, в который планируется закачивать дисперсию. Исследования выполняются на неоднородной керновой модели, имеющей фильтрационные свойства, близкие к свойствам пласта в зоне планируемой обработки. Период продавки суспензии титанового коагулянта в пласт определяют по соотношению расстояния от нагнетательной скважины до зон с повышенной плотностью остаточных запасов, планируемой протяженности зоны расположения коагулянта. Объем дисперсии титанового коагулянта выбирается с таким расчетом, чтобы он располагался в виде кольцевой зоны перед зоной с повышенной плотностью извлекаемых запасов с протяженностью кольца не менее 25 м.

Указанный технический результат достигается следующим образом. На участке нагнетательной скважины, в которую планируется нагнетание титанового коагулянта с целью организации увеличения охвата пласта вытеснением и коэффициента извлечения нефти (КИН), перед планированием данного мероприятия выполняют изучение кернового материала, ГИС, ПГИ. По результатам изучения устанавливают расположение по разрезу в пределах пласта промытых интервалов, их проницаемость (kпр), объема каналов низкого фильтрационного сопротивления (коэффициент динамической пористости Кп.д.).

На гидродинамической модели вокруг рассматриваемой нагнетательной скважины оценивают выработку запасов и определяют зоны с повышенной плотностью текущих извлекаемых запасов и расстояние от нагнетательной скважины до этих зон.

На основании определенных, по результатам исследования керна, ПГИ и ГИС, значений объема и средней проницаемости промытых пропластков с наличием каналов низкого фильтрационного сопротивления, расстояния до зоны с повышенной плотностью текущих извлекаемых запасов, толщины и протяженности кольца перед зоной с повышенной плотностью извлекаемых запасов, которое необходимо заполнить суспензией коагулянта, а также фильтрационных исследований на неоднородной керновой модели выбирают концентрацию и объемы суспензии титанового коагулянта, а затем и его объемы в пересчете на исходный товарный продукт.

В нагнетательную скважину закачивают весь расчетный объем 1-30% водной суспензии титанового коагулянта с продавкой в пласт водой, применяемой для поддержания пластового давления, по каналам низкого фильтрационного сопротивления в течение периода, достаточного для достижения коагулянтом зоны пласта с повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов. Останавливают нагнетание воды не менее чем на 72 часа для осаждения частиц коагулянта в каналах низкого фильтрационного сопротивления.

По окончании указанного периода, в скважину начинают нагнетание подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника (резервуара), имеющей в своем составе не менее 1000 мг/дм³ тонкодисперсных взвесей или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, способных образовывать тонкодисперсные взвеси, концентрация которых в воде не менее 1000 мг/дм³ и достаточна для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью и низким фильтрационным сопротивлением, в которых сосредоточен титановый коагулянт, за счет коагуляции, барьеров с высоким гидродинамическим сопротивлением. При движении этой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления и достижения ею зон, в которых находится титановый коагулянт, частицы коагулянта, имеющие адсорбционные поглощающие центры и микропоры, дестабилизируют коллоидные частицы и создают тонкодисперсную взвесь, которая притягивается к образованным соединениями титана адсорбционным центрам. За счет высоких сорбционных свойств соединения титана вызывают образование более крупных и тяжелых хлопьев, которые впоследствии выпадают в осадок. По мере движения закачиваемой воды с наличием коллоидных частиц по каналам низкого фильтрационного сопротивления в зонах расположения титанового коагулянта количество выпадающих осадков постепенно будет увеличиваться. За счет этого осадки будут уплотняться, перекрывать каналы фильтрации и уменьшать их просветность и проницаемость. В результате роста гидравлических сопротивлений закачиваемая вода начнет поступать в более мелкие каналы фильтрации, постепенно увеличивая охват пласта вытеснением. О частичном перекрытии осадком каналов низкого фильтрационного сопротивления будет свидетельствовать снижение приемистости нагнетательной скважины и рост давления нагнетания воды. Нагнетание воды в пласт с высоким содержанием коллоидных взвесей ведут в течение одного-четырех месяцев.

После снижения приемистости нагнетательной скважины не более чем на 30% или роста давления нагнетания воды на такую же величину, закачку подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника (резервуара), специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, способных образовывать тонкодисперсные взвеси, содержащие коллоидные тонкодисперсные взвеси, прекращают и переходят на закачку подготовленной воды с такими параметрами, с какими проводили вытеснение нефти до нагнетания в нагнетательную скважину титанового коагулянта. Величина снижения приемистости нагнетательной скважины (роста давления нагнетания) определяется в зависимости от особенностей разрабатываемого участка залежи, на котором проводятся работы (компенсации закачкой отборов, технических возможностей существующей системы ППД). По фонду окружающих добывающих скважин отслеживают по стандартным методикам эффективность выполненных работ.

Рассмотрим пример планирования и реализации заявленного способа на примере скважины №510 Н-ского месторождения. С целью оценки, в пределах участка работ, объемов каналов низкого фильтрационного сопротивления и зависимости их объема от средней проницаемости пласта, выполнили исследования керна по известным методикам, сопоставление результатов этих исследований с ГИС и получили параметры, приведенные в табл. 1. По скважине №510 сопоставили результаты определения фильтрационно-емкостных свойств пласта по ГИС и принимающие воду промытые толщин по данным ПГИ (табл. 2).

Как видно из данных таблицы 2, скважиной 510 в интервале перфорации вскрыт весьма неоднородный по фильтрационно-емкостным свойствам пласт. Высокую проницаемость имеют интервалы, расположенные в верхней части пласта в интервале 2636,2-2641,4 м. Их проницаемость находится в пределах 0,208-0,483 мкм², в среднем равна 0,303 мкм². В нижней части пласт представлен коллекторами с низкой проницаемостью, которая не превышает 0,0563 мкм². По результатам ПГИ установлено, что вся закачиваемая в пласт вода поступает в 2 пропластка в интервале 2636,2 -2640,2 м со средней проницаемостью 0,388 мкм². Этот интервал и определен, как промытый интервал с наличием коллекторов низкого фильтрационного сопротивления.

По результатам моделирования на геолого-гидродинамической модели установлено, что вокруг нагнетательной скважины породы-коллектора, в основном, промыты и имеют низкую плотность остаточных извлекаемых запасов, менее 1 тыс. т/га. Зоны с повышенной плотностью запасов, более 3 тыс. т/га, расположены на расстоянии от 50 до 100 м от нагнетательной скважины 510. В связи с этим принято решение титановый коагулянт закачивать в скважину 510 с размещением его в зоне пласта на расстоянии 30-75 м от ствола скважины, создав вокруг скважины на расстоянии более 30 м в интервале низкого фильтрационного сопротивления, толщиной 3,4 м, кольцо протяженностью 45 м, заполненное дисперсией титанового коагулянта.

Моделирование закачки дисперсии титанового коагулянта на неоднородной керновой модели, включающей два элемента с проницаемостью 0,422 мкм² и 0,0522 мкм², показало, что для обеспечения доставки коагулянта в пласт на указанную глубину оптимальная концентрация коагулянта в дисперсии должна находиться в пределах 15%. Так как средняя проницаемость каналов низкого фильтрационного сопротивления вокруг скважины №510 составляет более 0,3 мкм², необходимо коагулянтом заполнить не менее 30% динамической пористости низкого фильтрационного сопротивления в пространстве кольцевой зоны пласта на удалении 30-75 м от ствола скважины, расположенной непосредственно перед зоной пласта с повышенной плотностью текущих извлекаемых запасов. Исходя из данных табл. 1 принимаем, что коэффициент динамической пористости каналов низкого фильтрационного сопротивления (Кп.д.₁) для проницаемости более 0,3 мкм² составляет более 8,7%. В результате выполненных расчетов основные значения параметров которых приведены в таблице 3, получено, что в пласт следует закачать 197,5 т титанового коагулянта. В виде 15% дисперсии это составит 1317 м³. Для размещения его в каналах низкого фильтрационного сопротивления в зоне пласта на расстоянии 30-75 м от ствола скважины, дисперсию необходимо продавить в пласт водой объемом не менее 1912 м³.

В таблице 3 следующие обозначения:

h_прин - _ толщина пласта, принимающая закачиваемую жидкость,

К_п.о - коэффициент открытой пористость пласта,

Кп.д.₁ - коэффициент динамической пористости низкого фильтрационного сопротивления,

К_ср. - средняя проницаемость принимающего интервала,

V_внеш. - объем принимающей закачиваемую жидкость части пласта от ствола скважины до внешней границы размещения коагулянта с диаметром d_внеш., равным 75 м,

V_вн. - объем принимающей закачиваемую жидкость части пласта от ствола скважины до внутренней границы размещения коагулянта с диаметром d_вн., равным 30 м,

V_н.ф. - объем каналов низкого фильтрационного сопротивления в кольцевой зоне 30-75 м принимающего интервала вокруг ствола скважины, в которой планируется разместить коагулянт,

V_cyc. - объем 15% суспензии коагулянта, которую необходимо разместить в каналах низкого фильтрационного сопротивления,

m_коаг. - необходимая масса коагулянта.

Расчеты выполнены из предположения, что принимающий интервал пласта представляет вокруг скважины цилиндр. Фильтрация 15% суспензии коагулянта, так как она имеет повышенную вязкость, в основном, происходит по каналам низкого фильтрационного сопротивления, коэффициент динамической пористости которых составляет более 8,7%. Для продавки коагулянта в требуемую зону, расположенную на расстоянии более 30 м от ствола скважины, его необходимо продавить объемом продавочной жидкости, равным 1912 м³.

Расчетная масса коагулянта, который планируется закачать в пласт, после доставки его в требуемую зону пласта займет при насыпной его плотности 0,8 т/м³ (197,5:0,8:4389)=0,056 объема поровых каналах низкого фильтрационного сопротивления кольцевой зоны на расстоянии 30-75 м от ствола скважины. Как показали результаты выполненных фильтрационных исследований на керне, чтобы увеличить фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых пропластках, перераспределить потоки вытесняющей воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, необходимо в высокопроницаемых пропластках в каналах с низким фильтрационным сопротивлением потокоотклоняющим составом заполнить не менее 0,2 поровых объемов этих каналов кольцевой зоны пласта, за пределами которой будет выполняться увеличение охвата вытеснением. Учитывая это, в зоне размещения коагулянта необходимо обеспечить коагуляцию еще (0,2-0,056)*4389=632 м³ тонковзвешенных скоагулировавших материалов. При средней плотности скоагулировавших в зонах размещения титанового коагулянта тонко взвешенных материалов 1500 кг/м³ в пласт (в зону размещения коагулянта) доставить 632*1500=948024 кг твердых взвесей. При нагнетании в скважину 510 подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника (резервуара), специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола с содержанием тонкодисперсных взвесей в размере 50 г/дм³ или 50 кг/м³, в скважину необходимо закачать 948024/50=18960 м³ обогащенной тонкодисперсными взвесями воды. При приемистости скважины 250 м³/сут период закачки составит 18960/250=75,8 суток или 2,5 месяца. После закачки в скважину 510 в течение 2,5 месяцев воды содержанием тонкодисперсных взвесей до 50 г/дм³ следует продолжить закачку подготовленной воды с параметрами, соответствующими параметрам воды, применявшейся до нагнетания в пласт титанового коагулянта.

Реализацию способа осуществляют следующим образом. На площадке расположения нагнетательной скважины №510 размещают оборудование, необходимое для осуществления процесса закачки с непрерывным дозированием, приготовлением 15% дисперсии коагулянта и закачкой его в пласт. Обвязывают оборудование с устьем скважины. Восстанавливают циркуляцию. После этого в нагнетательную скважину №510, непрерывно дозируя и перемешивая, закачивают 1317 м³ 15% водной суспензии титанового коагулянта. Не останавливая процесса закачки, продавливают дисперсию коагулянта в пласт 1912 м³ воды, применяемой для поддержания пластового давления, доставляя коагулянт в зону, расположенную на расстоянии более 30 м от ствола нагнетательной скважины. Останавливают нагнетание воды не менее чем на 72 часа для осаждения частиц коагулянта в каналах низкого фильтрационного сопротивления кольцевой зоны, в которую доставлен коагулянт. После этого приступают к закачке в скважину 510 буровых сточных вод с содержанием в них 50,0 г/дм³ тонких взвесей с производительностью закачки 250 м³/сут при давлении нагнетания 14 МПа. При этом постоянно контролируется давление закачки и приемистость нагнетательной скважины. После закачки в скважину буровых сточных вод в течение 2,5-х месяца давление нагнетания выросло до 15,5 МПа, а приемистость скважины снизилась до 210 м³/сут. Перешли на закачку в скважину подготовленной для системы ППД воды с содержанием КВЧ 18-22 мг/дм³. Выполненные ПГИ по оценке принимающих интервалов пласта, показали, что закачиваемая вода поступает до 40% в верхний высокопроницаемый интервал и около 60% - в нижние низкопроницаемые разности пород в интервале 2642,0-2647,8 м.

Таким образом, в результате реализации способа разработки нефтяного месторождения поставленная цель достигнута. Произошло увеличение охвата пласта вытеснением путем перераспределения закачки воды на 60% из высокопроницаемых пропластков в низкопроницаемые.

Источники информации

1. RU 2328596, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2008, бюл. №19.

2. RU 2382187, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.02.2010, бюл. №5.

3. RU 2528183, МПК Е21И 43/22, опубл. 10.09.2014, бюл. №25.

4. RU 2581070, МПК Е21И 43/22, опубл. 10.04.2016, бюл. №10.