Контроль поглощений при глушении скважин в осложненных условиях
Никулин В.Ю., Бритов Е.В., Мукминов Р.Р., Шангин А.В.,
Хохлов Д.И.
Хохлов Д.И.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
В статье рассмотрены особенности глушения скважин с контролем поглощений в условиях терригенных высокопроницаемых коллекторов, характерных для Восточной Сибири, на примере пласта Вч 1–2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Проведены исследования состава
с мгновенной фильтрацией для целей контроля поглощений
при глушении скважин и промысловые испытания технологии. Результаты свидетельствуют о перспективности применения составов с мгновенной фильтрацией для контроля поглощений при глушении скважин в осложненных условиях, эксплуатирующих терригенные коллекторы Восточной Сибири.
с мгновенной фильтрацией для целей контроля поглощений
при глушении скважин и промысловые испытания технологии. Результаты свидетельствуют о перспективности применения составов с мгновенной фильтрацией для контроля поглощений при глушении скважин в осложненных условиях, эксплуатирующих терригенные коллекторы Восточной Сибири.
Введение
Операция глушения скважин является одной из наиболее важнейших составляющих комплекса работ по текущему и капитальному ремонту скважин (ТКРС). И если ключевой задачей при глушении является обеспечение безопасных условий проведения внутрискважинных работ, то также следует как минимум обеспечить сохранность исходной продуктивности скважины и минимизировать негативное влияние применяемых технологических жидкостей.
Глушение скважин Восточной Сибири, эксплуатирующих высокопроницаемые терригенные коллекторы в условиях аномально низких пластовых давлений, часто сопровождается интенсивными поглощениями технологических жидкостей. Следовательно, при планировании работ по ТКРС необходимо обеспечить контроль поглощений с применением специальных блокирующих составов глушения (БСГ). В свою очередь подбор БСГ осложняется низкими пластовыми температурами.
Глушение скважин Восточной Сибири, эксплуатирующих высокопроницаемые терригенные коллекторы в условиях аномально низких пластовых давлений, часто сопровождается интенсивными поглощениями технологических жидкостей. Следовательно, при планировании работ по ТКРС необходимо обеспечить контроль поглощений с применением специальных блокирующих составов глушения (БСГ). В свою очередь подбор БСГ осложняется низкими пластовыми температурами.
Ранний опыт глушения скважин Верхнечонского НГКМ
Одним из объектов компании ПАО «НК «Роснефть» является Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), где при пластовой температуре 8–21 °С начальные пластовые давления на глубине 1 600 м составляют 16 МПа. Терригенный коллектор пласта Вч 1–2 характеризуется высокой проницаемостью по разрезу (от 10 до 12 Д), а добываемая продукция —
высокими значениями газового фактора (95–150 м3/т) и давлением насыщения, близким к пластовому. Месторождение эксплуатируется наклонно направленными и горизонтальными скважинами (горизонтальные участки до 1 000 м) с открытыми стволами или оборудованными хвостовиками (фильтр — перфорированная труба), на части фонда скважин проведены работы по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).
На Верхнечонском НГКМ имеется опыт применения загущенных и суспензионных БСГ при глушении скважин как с открытыми, так и обсаженными стволами, а также нормализации забоя,
в том числе (табл. 1):
высокими значениями газового фактора (95–150 м3/т) и давлением насыщения, близким к пластовому. Месторождение эксплуатируется наклонно направленными и горизонтальными скважинами (горизонтальные участки до 1 000 м) с открытыми стволами или оборудованными хвостовиками (фильтр — перфорированная труба), на части фонда скважин проведены работы по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).
На Верхнечонском НГКМ имеется опыт применения загущенных и суспензионных БСГ при глушении скважин как с открытыми, так и обсаженными стволами, а также нормализации забоя,
в том числе (табл. 1):
Табл. 1. Сводная информация по раннему опыту проведения работ по глушению скважин Верхнечонского НГКМ
- БСГ № 1 — гелированный состав без твердой фазы. Успешно применен в добывающих скважинах перед проведением работ по нормализации забоя для восстановления циркуляции и достижения целевого текущего забоя. Это повлекло за собой сокращение продолжительности ремонта за счет увеличения проходки райбера при нормализации проходного сечения эксплуатационной колонны с 3,0 до 3,7 м/ч и предотвратило преждевременный выход из строя глубинного насосного оборудования в случае выноса большого количества механических примесей.
- БСГ № 2 — суспензия микрокальцита в загущенном водно-солевом растворе глушения. Успешно применен в добывающих и газонагнетательных скважинах с возможностью проведения технологических операций по нормализации забоя. Подтвердилось сохранение коэффициента продуктивности скважин, отмечено сокращение вывода скважины на режим (ВНР) (план — 5 сут., факт — 3 сут.). Данный состав хорошо известен и широко применяется при глушении скважин, но не всегда успешно. В частности, применение данного состава на объектах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции не привело к высокой технологической эффективности [1].
Пути повышения эффективности глушения скважин
с контролем поглощений
с контролем поглощений
Одним из способов глушения скважин в условиях интенсивных поглощений является применение жидкостей малой плотности для снижения репрессии на пласт при проведении ремонтных
работ (табл. 2). В качестве облегченных жидкостей могут применяться составы на углеводородной основе (товарная нефть, газовый конденсат [4]), на водной основе (двух- и трехфазные пены [5], облегченные жидкости с микросферами [6, 7]) и эмульсионные жидкости [8].
работ (табл. 2). В качестве облегченных жидкостей могут применяться составы на углеводородной основе (товарная нефть, газовый конденсат [4]), на водной основе (двух- и трехфазные пены [5], облегченные жидкости с микросферами [6, 7]) и эмульсионные жидкости [8].
Табл. 2. Сравнение различных технологий и жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД и интенсивных поглощений
Применение углеводородных и эмульсионных жидкостей (так же, как и пенных систем) требует использования специального оборудования и дополнительных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности, а применение составов, не требующих значительного изменения технологии их приготовления и закачки (самогенерирующихся пенных систем и жидкостей с алюмосиликатными наполнителями), значительно удорожает процессы глушения и ремонта скважин.
Проводимые авторами статьи исследования составов различной природы для целей глушения скважин и ремонтно-изоляционных работ в условиях Восточной Сибири свидетельствуют о том,
что в условиях низких температур зачастую возникают осложнения при приготовлении
полимерных вязкоупругих составов. Например, отмечается длительное время сшивки, необходимость увеличения концентрации сшивателя или отсутствие возможности программирования времени загеливания составов (если данное свойство предусмотрено технологией).
В связи с этим принято решение провести исследования и испытания при глушении скважины
и нормализации забоя суспензионного состава с мгновенной фильтрацией, как правило используемого для борьбы с аномальными поглощениями в процессе ремонтных работ, который обладает свойством быстро образовывать фильтрационную корку непосредственно в зоне поглощения. Ранее технология была успешно испытана при интенсивных поглощениях в терригенных коллекторах АО «Самотлорнефтегаз» и ПАО «Оренбургнефть», а также рекомендована
к применению при борьбе с поглощениями при ТКРС на объектах ООО «РН-Пурнефтегаз» [9], но опыт применения при низких температурах отсутствует.
Проведенные исследования физико-химических свойств состава, приготовленного на модели подтоварной воды, подтвердили соответствие требованиям ПАО «НК «Роснефть», предъявляемым
к БСГ (табл. 3), в условиях Верхнечонского НГКМ. При оценке потенциальных рисков применения технологии выявлено частичное осаждение твердой фазы, что требует непрерывного перемешивания до получения однородного состава непосредственно перед закачкой в скважину. При применении БСГ в пластовых условиях происходит мгновенная фильтрация в зону поглощения с образованием фильтрационной корки, следовательно, седиментационная стабильность рабочей формы БСГ в пластовых условиях не требуется.
Проводимые авторами статьи исследования составов различной природы для целей глушения скважин и ремонтно-изоляционных работ в условиях Восточной Сибири свидетельствуют о том,
что в условиях низких температур зачастую возникают осложнения при приготовлении
полимерных вязкоупругих составов. Например, отмечается длительное время сшивки, необходимость увеличения концентрации сшивателя или отсутствие возможности программирования времени загеливания составов (если данное свойство предусмотрено технологией).
В связи с этим принято решение провести исследования и испытания при глушении скважины
и нормализации забоя суспензионного состава с мгновенной фильтрацией, как правило используемого для борьбы с аномальными поглощениями в процессе ремонтных работ, который обладает свойством быстро образовывать фильтрационную корку непосредственно в зоне поглощения. Ранее технология была успешно испытана при интенсивных поглощениях в терригенных коллекторах АО «Самотлорнефтегаз» и ПАО «Оренбургнефть», а также рекомендована
к применению при борьбе с поглощениями при ТКРС на объектах ООО «РН-Пурнефтегаз» [9], но опыт применения при низких температурах отсутствует.
Проведенные исследования физико-химических свойств состава, приготовленного на модели подтоварной воды, подтвердили соответствие требованиям ПАО «НК «Роснефть», предъявляемым
к БСГ (табл. 3), в условиях Верхнечонского НГКМ. При оценке потенциальных рисков применения технологии выявлено частичное осаждение твердой фазы, что требует непрерывного перемешивания до получения однородного состава непосредственно перед закачкой в скважину. При применении БСГ в пластовых условиях происходит мгновенная фильтрация в зону поглощения с образованием фильтрационной корки, следовательно, седиментационная стабильность рабочей формы БСГ в пластовых условиях не требуется.
Табл. 3. Результаты исследований состава для целей временного блокирования ПЗП
Мгновенная водоотдача и образование фильтрационной корки при создании избыточного давления было подтверждено при проведении фильтрационных опытов на моделях заканчивания скважин: проппанте и щелевых фильтрах (рис. 1).
Рис. 1. Внешний вид фильтрационной корки после проведения фильтрационного тестирования на модели щели 150 мкм — а, насыпной модели из проппанта 16/20 — б
Промысловые испытания новой технологии глушения
Состав был испытан в качестве реагента для контроля поглощений продавочных жидкостей при глушении и нормализации забоя на скважине Верхнечонского НГКМ при проведении ТКРС без дополнительного воздействия на ПЗП (смена электроцентробежного насоса, межремонтный период 2 374 сут.). Продукция скважины дебитом 36 т/сут характеризуется низкой обводненностью (1,3 %) и высоким газовым фактором 175 м3/т (категория 2 по рискам возникновения газонефтеводопроявлений). Текущее пластовое давление составляет 115,5 атм при начальном пластовом давлении 165 атм.
Технология подразумевает приготовление БСГ на скважине с применением насосных агрегатов, но для оптимизации процесса подготовки к глушению (сокращение длительности ремонта) принято решение использовать растворно-солевой узел (РСУ) для приготовления БСГ. Жидкость затворения — раствор кальция хлористого плотностью 1 050 кг/м3.
Реагент увеличивает плотность БСГ на +0,06 кг/м3 от плотности раствора затворения. Гелевые дефекты при приготовлении отсутствовали. В связи с волокнистой структурой реагента в процессе приготовления выявлена необходимость применения решетки (сита) для загрузки компонентов БСГ в гидроворонку, что в среднем увеличивает общее время приготовления состава на 2 часа.
Технология подразумевает приготовление БСГ на скважине с применением насосных агрегатов, но для оптимизации процесса подготовки к глушению (сокращение длительности ремонта) принято решение использовать растворно-солевой узел (РСУ) для приготовления БСГ. Жидкость затворения — раствор кальция хлористого плотностью 1 050 кг/м3.
Реагент увеличивает плотность БСГ на +0,06 кг/м3 от плотности раствора затворения. Гелевые дефекты при приготовлении отсутствовали. В связи с волокнистой структурой реагента в процессе приготовления выявлена необходимость применения решетки (сита) для загрузки компонентов БСГ в гидроворонку, что в среднем увеличивает общее время приготовления состава на 2 часа.
Порядок проведения работ по контролю поглощений при глушении включал в себя следующие операции:
• глушение скважины без БСГ — циркуляция отсутствует;
• закачка БСГ при открытой затрубной задвижке;
• продавка БСГ на пласт, давление выше рабочего на 50 атм;
• технологический отстой (3 часа);
• обратная промывка скважины — полная циркуляция.
При проведении опытно-промысловых испытаний (ОПИ) после глушения выполнено три скважино-операции на одной скважине по нормализации забоя в интервалах протяженностью 252 м (2 803,34–3 055,22 м, фильтр), 88 м (3 252,58–3 340,34 м, фильтр) и 40 м (3 417–3 456,58 м, фильтр). По фактическим результатам без применения БСГ при глушении и перед проведением работ по контролю поглощений и нормализации забоя отсутствовала циркуляция на устье скважины.
По результатам трех скважино-операций глушения с применением БСГ в процессе ТКРС осложнений не выявлено (табл. 4). При каждой скважино-операции был получен контроль поглощения жидкости глушения с последующим восстановлением циркуляции (прямая закачка через НКТ) при нормализации забоя, долив отсутствовал. В процессе нормализации также отмечается вынос большого количества проппанта из скважины.
• глушение скважины без БСГ — циркуляция отсутствует;
• закачка БСГ при открытой затрубной задвижке;
• продавка БСГ на пласт, давление выше рабочего на 50 атм;
• технологический отстой (3 часа);
• обратная промывка скважины — полная циркуляция.
При проведении опытно-промысловых испытаний (ОПИ) после глушения выполнено три скважино-операции на одной скважине по нормализации забоя в интервалах протяженностью 252 м (2 803,34–3 055,22 м, фильтр), 88 м (3 252,58–3 340,34 м, фильтр) и 40 м (3 417–3 456,58 м, фильтр). По фактическим результатам без применения БСГ при глушении и перед проведением работ по контролю поглощений и нормализации забоя отсутствовала циркуляция на устье скважины.
По результатам трех скважино-операций глушения с применением БСГ в процессе ТКРС осложнений не выявлено (табл. 4). При каждой скважино-операции был получен контроль поглощения жидкости глушения с последующим восстановлением циркуляции (прямая закачка через НКТ) при нормализации забоя, долив отсутствовал. В процессе нормализации также отмечается вынос большого количества проппанта из скважины.
Табл. 4. Результаты проведения ОПИ глушения с контролем поглощений
Данные по эксплуатации скважины до и после глушения с нормализацией забоя представлены в таблице 5. После глушения и вывода скважины на режим отмечается сохранение коэффициента продуктивности скважины на первоначальном уровне, что свидетельствует о сохранении фильтрационных свойств призабойной зоны в процессе проведения ТКРС.
По результатам успешного применения технология контроля поглощений рекомендована к промышленному применению на Верхнечонском НГКМ с одновременным поиском альтернативных составов с тем же механизмом действия.
По результатам успешного применения технология контроля поглощений рекомендована к промышленному применению на Верхнечонском НГКМ с одновременным поиском альтернативных составов с тем же механизмом действия.
Табл. 5. Параметры эксплуатации скважины до и после глушения с нормализацией забоя
Проанализирован опыт глушения скважин Верхнечонского НГКМ — как правило, в неосложненных условиях высокой эффективностью обладают гелированные составы без твердой фазы и суспензии микрокальцита в загущенном водно-солевом растворе. Тем не менее в условиях интенсивных поглощений и высокой проницаемости пласта (наличие трещин ГРП и АНПД) данные технологии не всегда эффективны.
Выполнено лабораторное тестирование состава с мгновенной фильтрацией для применения с целью контроля поглощений при глушении скважин, в том числе с последующей нормализацией забоя — отмечено образование фильтрационной корки на моделях заканчивания скважин: проппанте и щелевых фильтрах. Для снижения рисков потери седиментационной устойчивости рекомендуется непрерывно перемешивать состав до момента закачки.
Проведены ОПИ данной технологии глушения с контролем поглощений при проведении нормализации забоя на трех интервалах в скважине Верхнечонского НГКМ. ОПИ признаны успешными, технология рекомендована к промышленному применению. Результаты свидетельствуют о перспективности данного подхода в условиях высокопроницаемых коллекторов Восточной Сибири.
Выполнено лабораторное тестирование состава с мгновенной фильтрацией для применения с целью контроля поглощений при глушении скважин, в том числе с последующей нормализацией забоя — отмечено образование фильтрационной корки на моделях заканчивания скважин: проппанте и щелевых фильтрах. Для снижения рисков потери седиментационной устойчивости рекомендуется непрерывно перемешивать состав до момента закачки.
Проведены ОПИ данной технологии глушения с контролем поглощений при проведении нормализации забоя на трех интервалах в скважине Верхнечонского НГКМ. ОПИ признаны успешными, технология рекомендована к промышленному применению. Результаты свидетельствуют о перспективности данного подхода в условиях высокопроницаемых коллекторов Восточной Сибири.
Таким образом, полученные результаты позволяют предполагать, что в условиях высоких значений проницаемости на месторождениях Восточной Сибири для целей контроля поглощений при глушении скважин и нормализации забоя рационально применение составов с мгновенной фильтрацией, несмотря на традиционное использование данной технологии для борьбы с поглощениями при бурении скважин и проведении текущего и капитального ремонта.
1. Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Мухаметов Ф.Х., Нигматуллин Т.Э., Михайлов А.Г. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Часть 2.
Опыт применения эмульсионных и дисперсных жидкостей и сравнительные результаты лабораторного тестирования составов // Нефтегазовое дело. 2022.
Т. 20. № 4. С. 82–93.
2. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 4. С. 16–26.
3. Гусаков В.Н., Краевский Н.Н., Хакимов А.Ф., Тропин А.Ю., Сахань А.В. Технология предупреждения поглощений при проведении текущего ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 50–51.
4. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Мардашов Д.В. Область эффективного применения жидкостей глушения нефтяных и газовых скважин // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли. Альметьевск, 2018. Т. 1. С. 216–221.
5. Shaydullin V.A., Vakhrushev S.A., Magzumov N.R., Yanson S.O., Akhmerov I.A. Features of killing wells operating fractured formations with abnormally low formation pressures and high gas factor. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, 2020, SPE-202071-MS. (In Eng).
6. Ovcharenko A.V., Devadass M. Assessment on the performance of hollow glass microspheres in low density fluids for workover programs in fractured basement reservoir at the white tiger oil fields, Cuu Long Basin, Vietnam. SPE/IADC
Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, Kuala Lumpur, Malaysia, 2010, SPE-130326-MS. (In Eng).
7. Тараскин А.В. К вопросу повышения эффективности жидкостей глушения скважин (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения) // Молодой ученый. 2022. № 14. С. 23–25.
8. Шихалиев И.Ю., Шихалиева И.С. Предотвращение поглощений технологических жидкостей и сохранение продуктивности скважин в условиях аномально низких пластовых давлений за счет применения облегченных эмульсий // Нефть. Газ. Новации. 2014. № 7. С. 26–29.
9. Никулин В.Ю., Шаймарданов А.Р., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э., Апкаримова Г.И., Габбасов Б.М., Давлетбердина И.Б., Андреев А.Е., Абдуллин А.Ф. Обоснование выбора технологий для борьбы с поглощением тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 10. С. 48–54.
Опыт применения эмульсионных и дисперсных жидкостей и сравнительные результаты лабораторного тестирования составов // Нефтегазовое дело. 2022.
Т. 20. № 4. С. 82–93.
2. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 4. С. 16–26.
3. Гусаков В.Н., Краевский Н.Н., Хакимов А.Ф., Тропин А.Ю., Сахань А.В. Технология предупреждения поглощений при проведении текущего ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 50–51.
4. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Мардашов Д.В. Область эффективного применения жидкостей глушения нефтяных и газовых скважин // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли. Альметьевск, 2018. Т. 1. С. 216–221.
5. Shaydullin V.A., Vakhrushev S.A., Magzumov N.R., Yanson S.O., Akhmerov I.A. Features of killing wells operating fractured formations with abnormally low formation pressures and high gas factor. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, 2020, SPE-202071-MS. (In Eng).
6. Ovcharenko A.V., Devadass M. Assessment on the performance of hollow glass microspheres in low density fluids for workover programs in fractured basement reservoir at the white tiger oil fields, Cuu Long Basin, Vietnam. SPE/IADC
Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, Kuala Lumpur, Malaysia, 2010, SPE-130326-MS. (In Eng).
7. Тараскин А.В. К вопросу повышения эффективности жидкостей глушения скважин (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения) // Молодой ученый. 2022. № 14. С. 23–25.
8. Шихалиев И.Ю., Шихалиева И.С. Предотвращение поглощений технологических жидкостей и сохранение продуктивности скважин в условиях аномально низких пластовых давлений за счет применения облегченных эмульсий // Нефть. Газ. Новации. 2014. № 7. С. 26–29.
9. Никулин В.Ю., Шаймарданов А.Р., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э., Апкаримова Г.И., Габбасов Б.М., Давлетбердина И.Б., Андреев А.Е., Абдуллин А.Ф. Обоснование выбора технологий для борьбы с поглощением тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 10. С. 48–54.
Никулин В.Ю., Бритов Е.В., Мукминов Р.Р., Шангин А.В., Хохлов Д.И.
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия,
АО «ВЧНГ», Иркутск, Россия
nikulinvy@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия,
АО «ВЧНГ», Иркутск, Россия
nikulinvy@bnipi.rosneft.ru
Анализ результатов применения технологий глушения
с блокированием призабойной зоны на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Обоснование выбора новой технологии на основе мирового опыта. Физико-химические и фильтрационные исследования нового состава в условиях рассматриваемого объекта. Анализ результатов промыслового испытания рассмотренной технологии на скважине.
с блокированием призабойной зоны на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Обоснование выбора новой технологии на основе мирового опыта. Физико-химические и фильтрационные исследования нового состава в условиях рассматриваемого объекта. Анализ результатов промыслового испытания рассмотренной технологии на скважине.
глушение скважин, аномально низкое пластовое давление, низкая температура, поглощения, блокирующие составы, состав с мгновенной фильтрацией, Восточная Сибирь
Никулин В.Ю., Бритов Е.В., Мукминов Р.Р., Шангин А.В., Хохлов Д.И. Применение состава с мгновенной фильтрацией для контроля поглощений при глушении скважин, эксплуатирующих низкотемпературные терригенные коллекторы Восточной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023.
№ 1. С. 76–80. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80
№ 1. С. 76–80. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80
15.02.2023
УДК 622.276.7
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88