Поклад: що це в геології нафти і газу і чому про нього запитують
Поклад у нафтогазовій геології — це не скарб із піратської мапи і не абстрактне родовище «десь під землею». Це конкретне скупчення вуглеводнів у пастці, обмежене породою-покришкою і єдиним водонафтовим або газоводяним контактом. Саме поняття «поклад» визначає, де саме в надрах зосереджена нафта, газ чи конденсат, який обʼєм вони займають і як їх можна дістати на поверхню. Без розуміння, що таке поклад, важко зрозуміти різницю між унікальним родовищем у Саудівській Аравії та невеликим родовищем на Полтавщині, між родовищем, яке дає мільйон тонн на рік, і тим, що ледве окупає буріння.
В українському контексті це поняття особливо чутливе. Країна має понад 150 років промислового видобутку нафти: перші свердловини зʼявилися ще на Прикарпатті в XIX столітті, а сьогодні видобуток зосереджений на Східному нафтогазоносному регіоні — Харківська, Полтавська, Сумська, Чернігівська області. Значна частина цих покладів — виснажені, з великим обводненням свердловин і потребою у вторинних методах розробки. Тому запит «поклад» в українському сегменті Google часто поєднується з практичними питаннями: скільки нафти залишилося, чи вигідно бурити нову свердловину, що таке газовий поклад і чим він відрізняється від нафтового. У цій статті розберемо визначення, типи, параметри, історію та сучасну практику роботи з покладами — без води, з конкретними прикладами і посиланням на фахову літературу.
Що таке поклад нафти і газу: визначення без спрощення
За визначенням, наведеним у статті про нафтовий поклад у вільній енциклопедії, це природне одиничне скупчення нафти у пастці, утвореній пластом-колектором і покришкою, яке контролюється єдиним водонафтовим контактом. Двома ключовими елементами є колектор — порода, яка здатна вміщувати і віддавати флюїд (пісок, вапняк, тріщинувата порода), і покришка — непроникний шар (глина, щільна сіль, мергель), який не дає нафті піднятися вгору. Між ними й формується поклад.
Для практики важливі три речі. По-перше, поклад — це не те саме, що родовище. Родовище може містити кілька покладів у різних пластах. По-друге, поклад завжди обмежений контуром — лінією, де закінчується нафта і починається вода. По-третє, навіть всередині одного пласта поклади розділяються саме за зміною положення водонафтового контакту.
Саме тому в літературі використовують і сусіднє поняття «газовий поклад» — аналогічне скупчення вільного газу в тій самій пастці. Якщо газова шапка присутня над нафтою, говорять про газонафтовий поклад; якщо в газі є домішка конденсату — про газоконденсатно-нафтовий. Це базова класифікація, яку використовують інженери-розробники і геологи НАК «Нафтогаз України», Укрнафти та приватних видобувних компаній.
Типи покладів за будовою і характером екрана
Один і той самий поклад може мати різний тип за трьома незалежними класифікаціями: за будовою колектора, за типом колектора і за типом екрана. Це не дублювання, а три різних «зрізи», кожен із яких впливає на технологію розробки.
За будовою колектора
Тут виділяють два основних типи: пластові і масивні. Пластовий поклад — це скупчення вуглеводнів у витягнутому, відносно однорідному пласті-колекторі. Масивний — це поклад у товщі однорідної породи, де нафта заповнює не тільки пласт, а й верхню частину масиву до покришки. На практиці це означає різну схему розміщення свердловин і різну стратегію заводнення.
За типом колектора
Пористі колектори — класика: пісковики, алевроліти. Їхня нафтовіддача залежить від розміру пор і звязку між ними. Тріщинуваті колектори — карбонати, де основний обʼєм флюїду рухається не крізь пори, а крізь тріщини. Кавернозні — вапняки і доломіти з порожнинами, типова ситуація для родовищ Дніпровсько-Донецької западини. Змішані — поєднання декількох типів, найскладніші для моделювання.
За типом екрана
Склепінчасті поклади — нафта зібрана під склепінням антикліналі, найпростіший для розуміння варіант. Літологічно екрановані — скупчення обмежене не структурою, а виклинюванням породи (наприклад, пісковик зникає в глинистому шарі). Стратиграфічно екрановані — повʼязані з кутовим неузгодженням шарів. Тектонічно екрановані — обмежені розривними порушеннями, скидами, насувами. Гідродинамічно екрановані — нафтотривка внаслідок тиску підземних вод, рідкісний випадок.
| Тип екрана | Що обмежує поклад | Де зустрічається в Україні |
|---|---|---|
| Склепінчастий | Антиклінальна структура | Більшість родовищ Дніпровсько-Донецької западини |
| Літологічний | Виклинювання пласта-колектора | Передкарпатський прогин, окремі поклади Прикарпаття |
| Стратиграфічний | Кутове неузгодження пластів | Південний нафтогазоносний регіон, шельф Чорного моря |
| Тектонічний | Скиди, насуви | Зона зчленування Донбасу з Дніпровсько-Донецькою западиною |
| Гідродинамічний | Тиск пластових вод | Поодинокі випадки в глибоких горизонтах |
Параметри покладу: як інженери оцінюють «скільки там нафти»
Жоден фахівець не скаже «там мільйон тонн» без розрахунку за формулою обʼєму. Основні параметри, які визначають запаси покладу, стандартні для світової практики і докладно описані в роботах В. С. Бойка, Р. М. Кондрата та інших українських фахівців із нафтогазової справи.
- Площа покладу — горизонтальна проекція контуру нафтоносності, визначається за даними сейсміки і буріння.
- Ефективна потужність (товщина) — сумарна товщина продуктивних прошарків у межах площі, без щільних пропластків.
- Пористість — частка порожнин у породі, зазвичай 8–25% для пісковиків і 4–15% для карбонатів.
- Проникність — здатність породи пропускати флюїд, вимірюється в мілідарсі (мД).
- Нафтонасиченість — частка порового обʼєму, зайнятого нафтою, зазвичай 0,6–0,9.
- Пластова температура і тиск — визначають фазовий стан вуглеводнів.
- Висотне положення водонафтового контакту — глибина, на якій закінчується нафта і починається вода.
Ці параметри закладаються в тривимірну геологічну модель, на основі якої потім розраховують видобувні запаси, проєктують сітку свердловин і план розробки. Чим точніші вихідні дані, тим менше «сюрпризів» у процесі експлуатації. Саме тому великі компанії проводять додаткове сейсмічне 3D і бурять кілька розвідувальних свердловин до переходу до промислової розробки.
Класифікація покладів за запасами: від унікальних до непромислових
Не всі поклади однаково цікаві з погляду економіки. За запасами виділяють шість категорій. Ця класифікація — не академічна, вона прямо впливає на те, чи буде родовище розроблятися, чи залишиться в надрах.
| Категорія | Запаси нафти, млн тонн | Типовий приклад |
|---|---|---|
| Унікальні | понад 300 | Гавар (Саудівська Аравія), родовища Західного Сибіру |
| Гігантські | 100–300 | Родовища Північного моря, окремі родовища Азербайджану |
| Великі | 30–100 | Родовища Казахстану, значна частина українських родовищ |
| Середні | 10–30 | Більшість українських родовищ на пізній стадії розробки |
| Дрібні | до 10 | Малі родовища Прикарпаття, поодинокі поклади на заході країни |
| Непромислові | технічно видобувні, але економічно невигідні | Поклади в дуже малих пастках або з важкою нафтою |
Україна загалом належить до категорії середніх і великих покладів, але з тенденцією до виснаження. За даними НАК «Нафтогаз України», значна частина діючих родовищ уже пройшла пік видобутку і потребує або дорогих методів підвищення нафтовилучення (полімерне заводнення, закачування газу), або ліквідації свердловин. Саме тому для країни стратегічно важливими є розвідка нових глибоких горизонтів і шельфу Чорного моря.
Як утворюється поклад: від органіки до пастки
Від органічної речовини до керогену
Нафта і газ — це не залишки динозаврів у чистому вигляді, як іноді пишуть у популярних текстах. Це продукт перетворення органічної речовини морського походження (планктон, водорості, бактерії) під дією тиску і температури в tens of millions років. Спочатку утворюється кероген — нерозчинна органічна речовина в породі. На глибинах 1,5–4 км і температурі 60–120°C кероген проходить так зване «нафтове вікно» і генерує рідкі вуглеводні. Глибше, при 120–200°C, — газове вікно. Це пояснює, чому на різних глибинах одного родовища можуть бути різні типи покладів.
Міграція і пастка
Новостворені вуглеводні не залишаються на місці. Вони мігрують угору крізь проникні породи, доки не натраплять на непроникний екран — покришку. Тут і формується пастка. Залежно від геологічної будови, це може бути склепінчаста антикліналь, літологічне виклинювання або тектонічно екранована структура. Після формування пастки починається накопичення нафти і газу — і так формується поклад.
Чому одні пастки «працюють», а інші — порожні
Наявність покришки і колектора — необхідна, але недостатня умова. Потрібно, щоб у часі збіглися три фактори: дозрівання керогену, міграція вуглеводнів і формування пастки до того, як флюїд «витече». Якщо пастка сформувалася пізно, вона може бути порожньою; якщо рано — нафта встигла частково мігрувати далі. Це одне з ключових завдань пошукової геології — реконструювати цю хронологію.
Режими розробки покладу: чому нафта «тече» в свердловину
Режим роботи покладу — це сукупність природних сил, які зумовлюють приплив нафти до свердловини. Від нього залежить, скільки нафти вдасться видобути і як швидко. Виділяють кілька основних режимів, кожен із яких має свої особливості для українських родовищ.
Водонапірний режим
Вода з законтурної або підошовної частини пласта підтримує тиск і витісняє нафту до свердловин. Найприродніший і найефективніший режим, але він вимагає герметичності покладу, щоб вода не «обходила» нафту. На старих українських родовищах цей режим часто порушений через неякісне цементування свердловин і міграцію води по тріщинах.
Пружний режим
Тиск у пласті підтримується за рахунок розширення нафти, газу і самої породи. Ефективний на початковій стадії розробки, коли поклад ще не обводнений. Коефіцієнт нафтовилучення за пружного режиму зазвичай не перевищує 3–5%.
Розчинений газ
Коли пластовий тиск падає нижче тиску насичення нафти газом, газ починає виділятися з нафти і слугує рушієм. Цей режим характерний для покладів без активного водонапірного контуру. Його недолік — швидке зниження дебіту і втрата значної частини нафти в пласті.
Газоводонапірний режим
Комбінація водонапірного і газової шапки. Найпоширеніший для великих і середніх покладів Дніпровсько-Донецької западини. Ефективність залежить від того, наскільки грамотно налаштоване заводнення і чи не «проривається» газ у нафтову частину.
Вибір режиму визначає стратегію розробки на десятиліття. Помилка в оцінці режиму на стадії проєктування може коштувати десятків мільйонів гривень і десяти років видобутку. Саме тому перед початком промислової експлуатації проводять тривалі випробування свердловин і гідродинамічні дослідження.
Поклади в Україні: де видобувають нафту і газ сьогодні
Українські поклади зосереджені в чотирьох основних нафтогазоносних регіонах. Кожен має свою геологічну специфіку, історію і поточний стан.
Східний нафтогазоносний регіон
Найбільший за видобутком. Сюди входять Харківська, Полтавська, Сумська і Чернігівська області. Більшість покладів — у палеозойських відкладах Дніпровсько-Донецької западини. Типові родовища: Шебелинське, Хрестищенське, Єфремівське. Переважають газові і газоконденсатні поклади з нафтовими облямівками. Стадія розробки — зріла і пізня, з високим ступенем обводнення.
Західний нафтогазоносний регіон
Прикарпаття і Передкарпатський прогин. Тут видобувають нафту з крейдових і юрських відкладів. Поклади переважно літологічно і тектонічно екрановані, часто невеликі за площею, але з високоякісною нафтою. Старовижівське, Долинське, Бориславське родовища — класичні приклади. Значна частина родовищ історично виснажена.
Південний нафтогазоносний регіон
Причорноморська западина і шельф Чорного моря. Поклади переважно газові і газоконденсатні в палеоген-неогенових відкладах. Шельфові родовища (Дмитрівське, Архангельське, Одеське) мають стратегічне значення, але їх розробка вимагає значних інвестицій і технологій морського буріння.
Поклади нетрадиційних вуглеводнів
Україна має значні ресурси сланцевого газу і газу щільних порід, зокрема в Олеській і Юзівській площах. Ці поклади принципово відрізняються від класичних: вони не мають чіткої пастки і вимагають гідророзриву пласта для видобутку. Промислового видобутку в промислових масштабах поки немає через високу вартість і екологічні обмеження.
Як видобувають нафту з покладу: від свердловини до нафтопроводу
Технологія видобутку складається з кількох етапів, і кожен залежить від типу покладу, глибини і стадії розробки.
Буріння свердловин
Вертикальні свердловини використовують для простих покладів із великою товщиною пласта. Горизонтальні свердловини дозволяють збільшити контакт із пластом у десятки разів — особливо ефективні для маловідданих колекторів. Багатовибійні свердловини бурять на родовищах із кількома продуктивними горизонтами. Глибина свердловин в Україні коливається від 1,5 до 6 км.
Експлуатація і підтримка пластового тиску
Для підтримки видобутку в поклад закачують воду (заводнення) або газ. Це дозволяє витіснити додаткову нафту до видобувних свердловин. Сучасні методи включають полімерне заводнення, закачування CO₂ і мікробіологічне підвищення нафтовилучення. Коефіцієнт нафтовилучення для українських родовищ зазвичай становить 0,25–0,40, тобто в пласті залишається 60–75% початкових запасів.
Збір і підготовка продукції
Нафта, газ і вода з свердловин проходять через установки підготовки: сепаратори, дегазатори, зневоднювачі. Газ переробляється на газопереробних заводах або подається в газотранспортну систему. Нафта зберігається в резервуарних парках і відвантажується залізницею або трубопроводами на нафтопереробні заводи.
Ліквідація свердловин
Коли поклад повністю вичерпано, свердловини ліквідовують за спеціальними проєктами: цементування стовбура, демонтаж обладнання, рекультивація земель. Це обовʼязковий етап, інакше свердловина стає джерелом забруднення ґрунтових вод і метану. За оцінками Держгеонадр, в Україні десятки тисяч старих свердловин потребують ліквідації.
Поклад у міжнародному контексті: як регулюють видобуток у ЄС і США
В ЄС видобуток вуглеводнів регулюється директивами щодо охорони довкілля, оцінки впливу на довкілля (ОВД) і кліматичних цілей. Перед початком буріння оператор зобовʼязаний пройти повну ОВД, отримати дозволи на викиди, передбачити фінансове забезпечення ліквідації свердловин. Крім того, ЄС рухається до включення метану в кліматичне регулювання, що підвищує вимоги до утилізації попутного нафтового газу.
У США регулювання фрагментоване між федеральним і штатним рівнем. На федеральних землях видобуток контролює Bureau of Land Management і Environmental Protection Agency. На приватних землях переважає регулювання штатів — наприклад, у Техасі це Texas Railroad Commission. Після серії аварій і витоків метану США посилили вимоги до моніторингу свердловин і звітності про викиди парникових газів.
Україна поступово гармонізує своє регулювання з європейським, але з урахуванням воєнного стану і пріоритету енергетичної безпеки. Вимоги ОВД діють, ліквідаційний фонд обовʼязковий, проте контроль за дотриманням ускладнений у прифронтових областях, де значна частина родовищ тимчасово не експлуатується.
Сучасні виклики для українських покладів
Українська нафтогазова галузь сьогодні працює в умовах, яких не мала за всю свою історію. Війна, окупація частини родовищ, пошкодження інфраструктури, дефіцит інвестицій і кадрів — все це безпосередньо впливає на поклади, які десятиліттями формувалися в надрах.
За даними НАК «Нафтогаз України», значна частина видобувних активів у Харківській і Запорізькій областях тимчасово втрачена або зупинена. Це не тільки зменшує поточний видобуток, а й створює ризик неконтрольованого витоку газу з покинутих свердловин і міграції пластових флюїдів. Після деокупації ці родовища потребуватимуть повної переоцінки запасів і рекультивації.
Другий виклик — старіння основних фондів. Значна частина українських свердловин пробурена в 1970–1990-х роках і потребує капітального ремонту або ліквідації. Без масштабної програми модернізації видобуток на зрілих родовищах продовжуватиме падати на 5–7% щорічно. Третій виклик — конкуренція з імпортом. З 2022 року Україна різко наростила імпорт газу і нафтопродуктів, що знижує стимули для інвестицій у власний видобуток. Це замкнене коло: без інвестицій немає нових свердловин, без нових свердловин — зростаюча залежність від імпорту.
Як оцінити вартість і рентабельність покладу: практичний крок за кроком
Розглянемо базову логіку оцінки родовища, яку використовують інженери-розробники. Це спрощена модель, але вона дає розуміння, як із технічних параметрів виходить економіка.
Крок 1: Визначення обʼєму порового простору
Обʼєм порового простору = площа покладу × ефективна товщина × пористість. Для прикладу: 5 км² × 15 м × 0,20 = 15 млн м³. Це обʼєм порожнин у породі, де теоретично може бути нафта.
Крок 2: Обʼєм нафти в пласті
Обʼєм нафти = обʼєм порового простору × нафтонасиченість × перевідний коефіцієнт (обʼємний коефіцієнт від поверхневих умов до пластових). У нашому прикладі: 15 млн м³ × 0,75 × 0,8 ≈ 9 млн м³ нафти на поверхні.
Крок 3: Маса нафти
Маса = обʼєм × густина. Для легкої нафти густина 0,85 т/м³, для важкої — до 0,95 т/м³. Для нашого прикладу з густиною 0,87 — близько 7,8 млн тонн геологічних запасів.
Крок 4: Видобувні запаси
Видобувні запаси = геологічні запаси × коефіцієнт нафтовилучення. Для типових українських умов із заводненням — 0,30–0,35. Отже, видобувні запаси ≈ 2,3–2,7 млн тонн. Це середнє родовище за українськими мірками.
Крок 5: Економічна оцінка
Вартість видобувних запасів розраховується за поточною ціною нафти, мінус витрати на видобуток, транспортування, податки. За ціни нафти 500–700 доларів за тонну і собівартості видобутку 100–200 доларів за тонну, валова маржа становить 300–500 доларів на тонну. Для нашого прикладу це 700 млн — 1,3 млрд доларів потенційного виторгу — але з урахуванням капітальних витрат на буріння і облаштування, реальний NPV буде в рази менший.
Технології, що змінюють роботу з покладами
Цифрове моделювання і штучний інтелект
Сучасна розробка покладу неможлива без тривимірної геолого-технологічної моделі, яка обʼєднує сейсміку, дані буріння, гідродинаміку і геохімію. Алгоритми машинного навчання дозволяють прогнозувати продуктивність нових свердловин, виявляти пропущені інтервали і оптимізувати сітку розробки. Українські оператори поки що поступаються міжнародним компаніям у впровадженні цих технологій, але тренд є.
Багатовибійне і багатостадійне буріння
Горизонтальна свердловина з 10–20 стадіями гідророзриву може замінити 3–5 вертикальних свердловин і збільшити видобуток у рази. Це особливо актуально для щільних колекторів і нетрадиційних покладів.
Утилізація CO₂ і підвищення нафтовилучення
Закачування вуглекислого газу в поклад не тільки збільшує видобуток нафти, а й забезпечує довгострокове зберігання CO₂. Це відповідає кліматичним цілям ЄС і може стати джерелом додаткового фінансування через вуглецеві кредити.
Моніторинг у реальному часі
Сучасні свердловини обладнуються датчиками тиску, температури, витрати, які передають дані в режимі реального часу. Це дозволяє оперативно реагувати на зміни в покладі, запобігати аваріям і оптимізувати режим роботи.
Типові помилки при роботі з покладами і як їх уникнути
За багаторічною практикою геологів і розробників можна виділити кілька повторюваних помилок, які знижують ефективність розробки.
Перша — надмірна впевненість у початкових даних. На етапі розвідки сейсміка і обмежена кількість свердловин не дають повної картини. У процесі розробки контури покладу коригуються, і це нормально. Без резерву на «несподіванки» в проєкті родовище швидко переходить у категорію нерентабельних.
Друга — неправильний вибір режиму розробки. Якщо поклад має активний водонапірний контур, але оператор починає розробку в розрахунку на режим розчиненого газу, водонапірна частина втрачається, а нафта «блокується» водою. Це класична помилка, яка коштувала Україні значної частини запасів у 1990-х роках.
Третя — недооцінка ліквідаційних витрат. У проєкті закладають вартість видобутку, але забувають про витрати на ліквідацію свердловин і рекультивацію земель. У підсумку держава і громади отримують «спадок» у вигляді покинутих свердловин із витоками.
Четверта — ігнорування геолого-технічних заходів. На зрілих родовищах можна суттєво збільшити видобуток за рахунок ремонту свердловин, застосування методів підвищення нафтовилучення, переведення свердловин на інші горизонти. Але це вимагає інвестицій, які компанії часто відкладають.
Що чекає на українські поклади в найближчі десятиліття
Українська нафтогазова галузь перебуває на переломі. З одного боку — значний ресурсний потенціал, з іншого — старіюча інфраструктура, дефіцит інвестицій і воєнні ризики. Реалістичний сценарій на наступні 10–15 років виглядає так.
Діючі родовища на контрольованій території продовжуватимуть видобуток зі зниженням. Швидкість зниження залежить від інвестицій у вторинні методи розробки і політики держави щодо стимулювання видобутку. Без серйозних інвестицій видобуток нафти в Україні може впасти до 2–3 млн тонн на рік проти 4–5 млн у довоєнний період.
Розвідка нових покладів зосередиться на шельфі Чорного моря і глибоких горизонтах Дніпровсько-Донецької западини. Тут є потенціал для відкриттів категорії «середні» і «великі», але з високим ризиком і потребою в значних інвестиціях. Нетрадиційні вуглеводні (сланцевий газ) залишаться в категорії довгострокових проєктів.
Післявоєнна відбудова відкриє вікно можливостей для повної модернізації галузі, залучення міжнародних інвестицій і впровадження сучасних технологій. Але це вимагатиме чіткої державної політики, прозорих правил гри і стабільного правового середовища. Без цього Україна ризикує залишитися імпортером нафти і газу на десятиліття.
Часті запитання (FAQ)
Чим поклад відрізняється від родовища?
Поклад — це одне скупчення вуглеводнів в одному пласті з єдиним водонафтовим контактом. Родовище може містити багато покладів у різних пластах, приурочених до однієї ділянки і єдиної тектонічної структури. Наприклад, Шебелинське родовище має десятки окремих покладів у різних горизонтах.
Чи можна побачити поклад на поверхні?
Безпосередньо ні, поклад знаходиться на глибині від сотень метрів до кількох кілометрів. Про його існування дізнаються за непрямими ознаками: сейсмічними хвилями, даними буріння, геохімічними аномаліями. Іноді на поверхні є непрямі індикатори — нафтопрояви в ґрунті, газові виділення, але вони рідкісні.
Скільки нафти залишається в українських покладах?
За різними оцінками, початкові видобувні запаси українських родовищ становили близько 400–500 млн тонн нафти. На сьогодні видобуто понад половину, але точна оцінка ускладнена через втрату контролю над частиною родовищ і відсутність актуальних даних із прифронтових територій.
Чи вигідно бурити нову свердловину на старому родовищі?
Це залежить від конкретного родовища. На зрілих родовидах із залишковими запасами буріння може бути рентабельним, якщо ціна нафти покриває витрати і є можливість застосувати методи підвищення нафтовилучення. Без детального техніко-економічного аналізу відповісти однозначно неможливо.
Чим небезпечні покинуті свердловини?
Покинута свердловина — це потенційне джерело витоку нафти, газу і пластових вод. Через корозію обсадних труб і неякісне цементування флюїди можуть мігрувати на поверхню, забруднюючи ґрунтові води і атмосферу. Саме тому ліквідація свердловин — обовʼязкова вимога, а не формальність.
Як впливає війна на українські поклади?
Бойові дії, окупація і пошкодження інфраструктури призвели до зупинки видобутку на значній частині родовищ Східного регіону. Це не тільки зменшує поточний видобуток, а й створює екологічні ризики через неможливість обслуговування свердловин. Після деокупації потрібна повна переоцінка запасів і рекультивація.
Чи має Україна перспективи відкриття нових великих покладів?
Так, насамперед на шельфі Чорного моря і в глибоких горизонтах Дніпровсько-Донецької западини. Ці перспективи потребують значних інвестицій у розвідку і буріння, але ресурсний потенціал оцінюється як суттєвий. Реалізація залежить від політичної стабільності та інвестиційного клімату.
Як держава стимулює розвідку нових покладів?
Через систему спеціальних дозволів на користування надрами, податкові пільги для нових свердловин, механізм угоди про розподіл продукції (УРП). В останні роки уряд також запровадив аукціони з продажу спеціальних дозволів через електронні майданчики для підвищення прозорості.
Читайте також:
Читайте також
Залишити відповідь