Ключевые слова: СО2-пена, стабильность, пенообразователь, структура пены, нефтяное месторождение.
Применение диоксида углерода для увеличения нефтеотдачи в России имеет более чем полувековую историю. Первые лабораторные исследования были выполнены во ВНИИ и БашНИПИнефти в 1960-е годы, когда было установлено, что CO₂ способен существенно снижать вязкость нефти, увеличивать ее объем (набухание до 20–40 %) и, при достижении условий смешиваемости, практически устранять межфазное натяжение между нефтью и газом. Уже в 1967 г. на Александровской площади Туймазинского месторождения состоялась закачка карбонизированной воды с концентрацией CO₂ 2 %, обеспечившая прирост нефтеотдачи на 14 % относительно обычного заводнения и дополнительную добычу порядка 27–28 тыс. т нефти [2].
В 1980-е годы в СССР был накоплен значительный опыт опытно-промышленного внедрения CO₂-технологий: реализовано восемь проектов на месторождениях Поволжья и Урала (Ромашкинское, Радаевское, Козловское, Чашинское, Сергеевское, Елабужское и др.). Наиболее масштабным стал проект на Радаевском месторождении (закачка с 1984 г.): при фактическом объеме закачки 787,2 тыс. т CO₂ дополнительная добыча составила 218 тыс. т нефти (удельный эффект ~0,28 т/т CO₂). Важно отметить, что эти показатели соответствуют мировому уровню эффективности для несмешиваемых и переходных режимов вытеснения. В целом по всем восьми объектам вовлеченные геологические запасы оценивались в ~0,61×10⁸ т нефти при ~8 % дополнительной добычи [11, 12].
Несмотря на технологическую успешность, к концу 1980-х годов проекты были свернуты. Ключевыми ограничениями стали дефицит и инфраструктурные ограничения поставок CO₂, коррозионные проблемы оборудования в присутствии углекислоты и воды, а также высокие капитальные и операционные затраты. Дополнительным фактором стало смещение приоритетов отрасли в сторону более простых и дешевых методов повышения нефтеотдачи [9, 10].
В постсоветский период интерес к CO₂-технологиям возродился, но уже в более локализованном формате – прежде всего в виде циклической закачки (Huff-and-Puff), которая требует существенно меньших объемов газа и не зависит от протяженной инфраструктуры. Так, в 2017 г. РИТЭК (ЛУКОЙЛ) впервые в России применил данную технологию на Марьинском месторождении для высоковязкой нефти: при закачке 300 т CO₂ дополнительная добыча за 18 месяцев превысила 900 т (удельный эффект ~3 т/т CO₂), а средний дебит скважин после цикла составил 8,6 т/сут. Факторный анализ подобных обработок показал среднее снижение обводненности продукции на 13,8 % без существенной коррозии оборудования, что указывает на перераспределение потоков и вовлечение ранее не дренируемых зон пласта [1, 8].
Современный этап развития CO₂-технологий тесно связан с концепцией улавливания, утилизации и захоронения углерода (CCUS – Carbon Capture, Utilization and Storage). В этом контексте CO₂-EOR приобретает двойную ценность: как инструмент увеличения нефтеотдачи и одновременно как способ долговременной геологической секвестрации CO₂. По оценкам, до 30–50 % закачанного CO₂ может оставаться в пласте в связанном или растворенном состоянии, что делает такие проекты значимыми с точки зрения декарбонизации нефтегазовой отрасли. В России одним из наиболее перспективных для реализации CCUS-проектов выступает Оренбургский регион, где сосредоточены крупнотоннажные источники CO₂ и оценочный потенциал геологического хранения составляет ~50 млн т/год [4, 6]. Также на Астраханском газоконденсатном месторождении исследуется обратная закачка кислых газов (CO₂+H₂S) для поддержания пластового давления и повышения конденсатоотдачи, что подчеркивает актуальность комплексных решений в области управления газовыми потоками в пласте [3].
Ключевой проблемой традиционного CO₂-вытеснения остается неблагоприятная подвижностная характеристика системы «газ–нефть», приводящая к раннему прорыву, формированию высокопроницаемых каналов и снижению охвата пласта. В этом контексте особый интерес представляет применение CO₂-пен, которые обладают высокой кажущейся вязкостью и способностью селективно снижать подвижность газа в высокопроницаемых зонах. Это позволяет выравнивать профиль приемистости, подавлять вязкостную неустойчивость и значительно увеличивать коэффициент охвата пласта как по площади, так и по разрезу. Дополнительным преимуществом CO₂-пен является их чувствительность к локальным условиям пласта: пена разрушается в присутствии нефти и восстанавливается в водонасыщенных зонах, что обеспечивает эффект «саморегулируемого» потока. Однако эффективность таких систем критически зависит от устойчивости пены в реальных пластовых условиях – высоких температурах, высоких минерализациях и присутствии углеводородной фазы. Например, известно, что при минерализации свыше 100–150 г/л и температурах выше 80–100 °C большинство классических анионных ПАВ теряют пенообразующую способность, что требует разработки специализированных рецептур.
Таким образом, несмотря на длительную историю применения CO₂-методов в России, их промышленный масштаб остается ограниченным. Применение комплексной технологии CO₂-пены в условиях высокоминерализованных коллекторов, характерных для большинства зрелых российских месторождений, открывает возможность одновременно решать задачи интенсификации добычи и утилизации промышленных выбросов CO₂ в рамках единой CCUS-стратегии. Это обусловливает актуальность детального исследования пенообразующей способности и стабильности CO₂-пен в присутствии высокоминерализованной воды и углеводородной фазы – именно этим вопросам посвящена настоящая работа.
Методы
С учетом высокой чувствительности пенообразующих систем к минерализации и температуре, особое значение имеет корректный подбор состава ПАВ. В рамках данной работы для выбора перспективных пенообразователей была использована экспертиза компании «Химпром», имеющей опыт разработки и применения ПАВ для газонасыщенных и пенных систем в нефтепромысловых условиях. Подбор ПАВ осуществлялся на основе ранее проведенных исследований и практики применения в схожих задачах, включая системы аэрированных буровых растворов с использованием минерализованной воды. Более подробно подходы к формированию подобных систем описаны в [5, 7].
В настоящей работе проведены исследования параметров стабильности и структуры пены на основе диоксида углерода с пятью ПАВ-пенообразователями Himfoam Liquid RED 148, Himfoam Liquid RED 231, Himfoam RED 232, Himfoam Liquid RED 234, Himfoam Liquid RED 235 (рис. 1). Для определения массовой концентрации ПАВов в исследуемых растворах плотность каждого из образцов измерялась с помощью лабораторных весов DX5000 и плотномера Mettler Toledo. Характеристики пенообразователей представлены в таблице 1.
РИСУНОК 1. Образцы ПАВ
ТАБЛИЦА 1. Характеристики исследуемых пенообразователей (составлено авторами)
Оценка межфазного натяжения пенообразователей и углеводородной фазы
Исследования поверхностных явлений проводились на тензиометре KRUSS EasyDrop при комнатной температуре и атмосферном давлении. Для определения значений межфазного натяжения растворов ПАВ был использован метод падающей капли. В качестве внешней среды использовался керосин ТС-1, имитирующий углеводородную фазу.
В качестве исходных растворов были использованы образцы пенообразователей. Растворам была присвоена концентрация 100 об. %. Для приготовления исследуемых растворов в колбу объемом 100 см3 помещали определенное количество ПАВ для получения растворов концентрацией 0,1 об. %; 0,5 об. % и 1 об. % и доводили объем до метки дистиллированной водой. Для порошкообразных ПАВ в качестве исходного раствора принят раствор, приготовленный растворением навески ПАВ в дистиллированной воде в соотношении 1:6.
Определение термостабильности пены, стабилизированной растворами ПАВ
Для исследования свойств CO₂-пен в температурном диапазоне, соответствующем условиям нефтяных месторождений, использовался лабораторный комплекс (рис. 2), состоящий из емкости подачи диоксида углерода, пеноанализатора KRÜSS DFA-100, а также жидкостного криотермостата LOIP, обеспечивающего поддержание заданного температурного режима.
РИСУНОК 2. Лабораторный комплекс по исследованию стабильности CO2-пен при различных температурах
Исследования стабильности пены в присутствии минерализованной воды и углеводородной фазы
В колонку (стеклянный цилиндр) вносилось 25 мл минерализованной воды (минерализация 220 г/л) и 25 мл керосина, после чего добавлялось заранее рассчитанное количество поверхностно-активного вещества (ПАВ) для достижения заданной концентрации. Незамедлительно после внесения ПАВ инициировали продувку газа с целью предотвращения осаждения ПАВ на дно цилиндра. В случае с образцом Himfoam RED 232 его сначала доводили до состояния порошка в ступке, а затем также добавляли в колонку. После группы экспериментов с каким-либо образцом фильтр пеноанализатора экстрагировался во избежание влияния остатков использованного ПАВ на следующий образец.
Исследование выполнено на 5 образцах при системном варьировании концентрации ПАВ (0,1; 0,5; 1 %) и расхода газа (0,25 и 0,5 л/мин) при температуре 20 °C и атмосферном давлении.
Высота столба смеси регулировалась с помощью рабочего объема: прекращение подачи газа производилось при достижении столба смеси высоты в 170 мм, а измерение прекращалось при уменьшении до 80 мм. Высота столба смеси контролировалась с помощью встроенного фотодетектора, позволяющего фиксировать снижение светового потока по мере увеличения пены и увеличение светового потока по мере распада пены.
Результаты
Оценка межфазного натяжения пенообразователей и углеводородной фазы
Значения поверхностного натяжения образцов Himfoam RED при их концентрации в растворе в 0,1; 0,5 и 1,0 представлены в таблице 2. Значение 0 в таблице соответствует величине поверхностного натяжения дистиллированной воды в керосине, а значение 100 – величине поверхностного натяжения неразбавленного ПАВ. При этом неразбавленный образец Himfoam Liquid RED 231 не формировал каплю ввиду его высокой текучести, а в качестве 100%-го раствора образца Himfoam RED 232 принимался порошок, растворенный в воде в соотношении 1:6.
ТАБЛИЦА 2. Значения поверхностного натяжения образцов при их концентрации в растворе (составлено авторами)
РИСУНОК 3. Зависимость значений поверхностного натяжения образцов от их концентрации в растворе
Определение термостабильности пены, стабилизированной растворами ПАВ
В таблице 3 представлены значения периода полураспада пены (tFVS 50 %, в секундах) для четырех исследуемых образцов ПАВ Himfoam RED (148, 232, 234, 235) при температурах 20, 40, 60 и 80 °C.
Показатель tFVS 50 % характеризует стабильность пены: чем выше значение, тем медленнее разрушается пена после прекращения подачи газа.
ТАБЛИЦА 3. Влияние температуры на стабильность CO2-пены (составлено авторами)
Согласно результатам измерений, на рисунке 4 представлен график зависимости времени полураспада пены (tFVS 50 %) от температуры для наиболее эффективного образца Himfoam RED 232.
Характер кривой отражает кинетику деградации пенной системы при последовательном нагреве.
РИСУНОК 4. Зависимость стабильности CO2-пены от изменения температуры кристаллического анионного ПАВ 232
Для наиболее эффективного образца Himfoam RED 232 проведена серия экспериментов по оценке влияния длительности термической выдержки раствора на пенообразующую способность и устойчивость пен. На основании результатов первой серии экспериментов для наиболее эффективного образца была выполнена расширенная серия исследований пенообразующей способности и устойчивости пен раствора в условиях последовательных продувок с интервалами выдержки от 5 до 15 минут (шаг варьирования – 10 минут) при изотермических условиях 80 °С. На рисунке 5 представлены полученные кинетические кривые изменения высоты пены во времени.
РИСУНОК 5. Зависимость высоты CO2-пен от выдержки раствора кристаллического анионного пав при температуре 80 °C
Исследования стабильности пены в присутствии минерализованной воды и углеводородной фазы
Серия экспериментов при концентрации 0,1 % показала, что ни один из исследуемых ПАВ не обеспечивает достижения требуемой высоты пены. Для анионного образца Himfoam Liquid RED 231 при расходе 0,5 л/мин максимальная высота составила 161 мм, при этом характерной особенностью являлась полная утрата структуры пены – FVS и FLS не фиксировались ввиду разрушения пены после прекращения подачи газа. Амфотерный образец Himfoam Liquid RED 234 при 0,1 % и расходе 0,25 л/мин достиг hmax ≈ 161 мм, а при 0,5 л/мин – 173 мм, однако время стабилизации не превышало 8–9 с, после чего наблюдался стремительный распад. Неионогенный образец Himfoam Liquid RED 235 при 0,1 % демонстрировал низкую пенообразующую способность (высота 85–90 мм). В связи с вышеуказанными обстоятельствами концентрация 0,1 % была исключена из дальнейших исследований.
Основные показатели, характеризующие пенообразующую способность ПАВов и параметры стабилизации пен, представлены в таблице 4. Здесь С – концентрация, %; tмакс – время достижения пеной высоты в 170 мм; ER – кратность пены; tFLS 75 % – время дренажа жидкости до достижения отношения пены к воде = 3:1 (до 75 % FLS), с; tFVS 50 % – время снижения объема пены наполовину, с; Q – расход CO₂, л/мин.
ТАБЛИЦА 4. Показатели стабильности CO2-дисперсных систем (составлено авторами)
Основные показатели, характеризующие структуру пены, представлены в таблице 5. Здесь tстаб – время стабилизации пены, с; BC (нач.) – начальное среднее количество пузырьков на мм2, мм-2; MBA (нач.) – начальная средняя площадь пузырька, мкм2; R₃₂ (нач.) – начальный средний радиус Саутера пузырька, мкм
ТАБЛИЦА 5. Показатели структуры пены (составлено авторами)
Обсуждение
Оценка межфазного натяжения пенообразователей и углеводородной фазы
Исследованные образцы пенообразователей демонстрируют единый тренд снижения межфазного натяжения с увеличением концентрации ПАВ. Минимальные значения поверхностного натяжения образцов находятся в диапазоне концентраций 0,5–1,0 %.
Наиболее выраженные результаты снижения межфазного натяжения показали образцы Himfoam Liquid RED 231 (концентрация 1 об. %) и Himfoam Liquid RED 235 (концентрация 0,5 об. %) со значениями 0,37 мН/м и 0,34 мН/м соответственно. Это связано с типом данных ПАВ и их взаимодействия с углеродной средой.
Из зависимости на рисунке 3 видно, что наиболее эффективными являются анионные ПАВ (АПАВ) и неионогенные ПАВ (НПАВ). Смесовой образец Himfoam Liquid RED 148 показывает результат хуже, чем другие образцы, поскольку в них наблюдается антагонизм амфотерных ПАВ с АПАВ в нейтральной среде.
Образец Himfoam RED 232 концентрацией 1 об. % показывает скачок межфазного натяжения до 5,18 мН/м, а затем происходит снижение показания до 1,17 мН/м (100 об. % р-ра ПАВ). Поскольку данный образец имеет такой же тип, что и образцы Himfoam Liquid RED 231 и Himfoam Liquid RED 235 (тоже АПАВ), описанное выше поведение образца может быть связано с его исходной характеристикой (твердый, гранулированный) и способом приготовления раствора (растворение в воде 1:6).
Определение термостабильности пены, стабилизированной растворами ПАВ
Полученные результаты однозначно свидетельствуют о термочувствительности исследованных пенных систем, поскольку для всех образцов ПАВ повышение температуры от 20 до 80 °C сопровождается выраженным снижением времени полураспада пены tFVS 50. Наибольшую устойчивость во всем исследованном диапазоне демонстрирует образец Himfoam RED 232: при 20 °C tFVS 50 составляет 548,17 с, а при 80 °C – 99,78 с, тогда как для образца Himfoam Liquid RED 148, образца Himfoam Liquid RED 234 и образца Himfoam Liquid RED 235 при 80 °C получены более низкие значения – 67,0; 56,6 и 61,69 с соответственно. При этом все исследованные системы к 80 °C сохраняют лишь около 16–19 % от исходной стабильности.
Выявленная закономерность хорошо согласуется с литературными данными, согласно которым рост температуры сопровождается уменьшением вязкости жидкой фазы, ускорением дренажа пенной пленки, ослаблением межфазной упругости и интенсификацией коалесценции пузырьков. Дополнительно возрастает диффузия газа между пузырьками, что ускоряет укрупнение структуры пены и ее разрушение. В совокупности эти факторы приводят к экспоненциальному снижению времени жизни пены. В этом контексте преимущество образца Himfoam RED 232 может быть обусловлено более эффективным формированием межфазного адсорбционного слоя. Это может указывать на оптимальную молекулярную архитектуру ПАВ (например, баланс гидрофильно-липофильных свойств, наличие структурообразующих фрагментов или смешанный механизм стабилизации), обеспечивающую замедление дренажа и повышение устойчивости пенных пленок даже при повышенных температурах. Дополнительным подтверждением выраженной термочувствительности исследуемых систем являются результаты повторной генерации пены после термической выдержки раствора при 80 °C. Установлено, что уже минимальная выдержка продолжительностью 5 минут приводит к снижению стабильности пены примерно на 50 %, что свидетельствует о существенном вкладе начального этапа термического воздействия в ухудшение пенообразующей способности раствора. При дальнейшем увеличении времени выдержки до 15 минут снижение устойчивости продолжается, однако скорость деградации приобретает нелинейно замедляющийся характер. Это позволяет предположить, что в первые минуты нагрева протекают наиболее интенсивные процессы структурной перестройки системы, тогда как последующее термическое воздействие оказывает уже менее выраженный дополнительный эффект на устойчивость пены. Для инженерного описания температурной зависимости образца Himfoam RED 232 может быть использована экспоненциальная корреляция, отражающая общий тренд термического разрушения пенной системы.
Исследования стабильности пены в присутствии минерализованной воды и углеводородной фазы
Результаты экспериментов, проведенных в условиях, приближенных к реальным пластовым (минерализация ~220 г/л и наличие углеводородной фазы), демонстрируют существенную зависимость пенообразующих и стабилизационных свойств от химической природы ПАВ. Это подтверждает ключевой тезис, сформулированный во введении: эффективность CO₂-пенных систем определяется не столько снижением межфазного натяжения, сколько способностью сохранять структуру пены в сложной системе «вода–CO₂–нефть–соли». Наиболее выраженная пенообразующая способность в данных условиях зафиксирована у образца Himfoam Liquid RED 148 (амфотерный + неионогенный ПАВ) и у анионного образца Himfoam Liquid RED 231. При концентрации 0,5 % Himfoam Liquid RED 148 обеспечивает кратность пены ER = 6,9 и наибольшее время полураспада tFLS ₅₀ = 64,1 с, что указывает на формирование достаточно устойчивой пенной структуры даже в присутствии нефти и высокой минерализации. Вероятно, высокая эффективность данной системы обусловлена синергетическим эффектом: амфотерный компонент обеспечивает устойчивость к солям за счет адаптивной зарядовой структуры, тогда как неионогенный компонент способствует снижению чувствительности к ионной силе раствора и стабилизации межфазной пленки. Himfoam Liquid RED 231, несмотря на традиционно более высокую чувствительность к минерализации, при той же концентрации показывает FVS = 100 % за 8,1 с при расходе 0,25 л/мин, что свидетельствует о хорошей кинетике формирования пены. Устойчивость к вариациям концентрации и, вероятно, хорошую толерантность к минерализации демонстрирует амфотерный образец Himfoam Liquid RED 234, который индуцирует стабильное пенообразование при обеих концентрациях с быстрым достижением полного объема (5,1–8,2 с). Неионогенный образец Himfoam Liquid RED 235 при 0,5 % не достигает требуемых показателей ни при одном из исследованных расходов, однако при концентрации 1 % отмечен резкий переход к стабильной пене (FVS ≈ 99,6 %). Himfoam RED 232 уступает образцу Himfoam Liquid RED 231 по всем показателям, набирая лишь 60–72 % объема пены при значительно более низкой кратности.
Заключение
В работе показано, что эффективность CO₂-пенных систем в условиях, характерных для нефтяных месторождений (повышенные температуры, высокая минерализация и присутствие углеводородной фазы), определяется не столько способностью ПАВ снижать межфазное натяжение, сколько их устойчивостью к совокупному воздействию указанных факторов. Установлено, что минимальные значения межфазного натяжения достигаются при концентрациях 0,5–1,0 %, однако повышение температуры до 80 °C приводит к снижению стабильности пены до 16–19 % от исходного уровня, что ограничивает эффективность контроля подвижности CO₂. Показано, что кратковременное термическое воздействие оказывает решающее влияние на деградацию пенообразующих свойств. В условиях минерализации ~220 г/л и присутствия углеводородной фазы наилучшие результаты демонстрируют комбинированные системы ПАВ (амфотерные + неионогенные), обеспечивающие устойчивую пену и высокую кратность, тогда как отдельные анионные и неионогенные ПАВ проявляют повышенную чувствительность к составу среды и концентрации. Таким образом, обосновано, что для эффективного применения CO₂-пенного заводнения в рамках EOR и CCUS приоритет должны иметь многокомпонентные термостабильные системы ПАВ, способные обеспечивать устойчивость пены и контроль подвижности газа в сложных пластовых условиях.
Будущие исследования будут направлены на изучение термостабильности разрабатываемых дисперсных систем в присутствии углеводородной фазы и минерализованной воды, а также оценку фильтрационных свойств этих систем в пластовых условиях.
Литература
1. Darischev, V. Implementation of CO2 injection technology Huff & Puff as a method of intensifying the production of high-viscosity oil / V. I. Darischev, Y. I. Kharlanov, A. V. Babinets, D. O. Zinoviev // Drilling and oil. – 2023. – № 3.
2. Ryazantsev, M. Carbon dioxide flooding: History of world and local investigations / M. V. Ryazantsev, E. V. Lozin // Neftyanoe Khozyaystvo - Oil Industry. – 2020. – Т. 2020. – № 7. – С. 100–103. – DOI:10.24887/0028-2448-2020-7-100-103.
3. Жирнов, Р.А. Влияние закачки кислых компонентов пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения обратно в пласт на конечную углеводородоотдачу / Р.А. Жирнов, Е.М. Шушкевич, Л.В. Чашникова // Вести газовой науки. – 2023. – Т. 2. – № 54. – С. 34–39.
4. Минибаев Р. Размещение СО2 на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного Геологический потенциал / Р.Р. Минибаев, П.Н. Герасименко, К.Ю. Кызыма [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – Т. 8. – № 2. – С. 21–27.
5. Газиев Р. Разработка аэрированных буровых растворов для условий высокой минерализации / Р.Ф. Газиев, Р.О. Кожевников, К.М. Иванова, Н. С. Блюмберг // Инженерная практика. – 2025. – № 1. – С. 60–63.
6. Архипов В. Технология CCUS: от теории к практике / В.Н. Архипов, А.А. Анкудинов, А.А. Мочалова [и др.] // Нефтяная провинция. – 2023. – Т. 1. – № 4 (36). – С. 166–176. – DOI:10.25689/NP.2023.4.166-176.
7. Газиев Р. Химические решения для строительства скважин в зонах поглощений высокой интенсивности / Р.Ф. Газиев, М.Т. Машаров, К.М. Иванова [и др.] // Нефть.Газ.Новации. – 2025. – № 4. – С. 84–87.
8. Afonin D. Factor analysis of the impact of carbon dioxide well treatments using Huff and Puff technology in light oil fields / D. G. Afonin, I. V. Vydysh, R. M. Galikeev [et al.] // Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry. – 2025. – № 8. – P. 48–53. – DOI:10.24887/0028-2448-2025-8-48-53.
9. Kalinin, S. Using carbon dioxide to develop highly viscous oil fields in carbonate reservoirs. Global experience analysis / S. Kalinin, O. Morozyuk // Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. – 2019. – Vol. 19. – № 4. – DOI:10.15593/2224-9923/2019.4.6.
10. Lobanov A. Swelling/extraction test of Russian reservoir heavy oil by liquid carbon dioxide / A.A. Lobanov, K.A. Shekoldin, I.A. Struchkov [et al.] // Petroleum exploration and development. – 2018. – Vol. 45. – № 5. – P. 918–926.
11. Ziganshin R. The review of global experience in the application of gas-cyclical carbon dioxide treatment technology for oil wells / R.S. Ziganshin, P.V. Roschin, A.A. Ryazanov [et al.] // The Eurasian Scientific Journal. – 2024. – Vol. 16. – № 1. – P. 1–18.
12. Trukhina, O.S. Experience in using carbon dioxide to enhance oil recovery / O.S. Trukhina, I.A. Sintsov // The Successes of Modern Natural Science. – 2016. – № 3. – P. 205–209.
