Актуальные задачи
Внедрение технологии одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДЗ) для оптимизации систем ППД и повышения нефтеотдачи
Целью проекта является разработка технологии повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда месторождений Алибекмола и Кожасай ТОО «Казахойл Актобе» в условиях зрелых многопластовых, гидродинамически неоднородных и коррозионно-осложнённых скважин, обеспечивающей снижение водной нагрузки, стабилизацию профиля притока и более полное вовлечение в разработку нефтенасыщенных интервалов без бурения дополнительных стволов и длительного вывода скважин из эксплуатации. Технология должна устранять ключевые последствия неравномерной выработки многопластового разреза преждевременное обводнение по высокопроницаемым и трещиноватым зонам, недоиспользование остаточного нефтяного потенциала низкопроницаемых пропластков, рост эксплуатационных затрат и снижение рентабельности добычи при сохранении работоспособности в среде H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, парафиноотложений и механических примесей, а также при соблюдении повышенных требований экологической безопасности в зоне гидрогеологического контроля Кокжиде. Целевые ориентиры: 1. Снижение обводнённости продукции не менее чем на 15% за счёт ограничения вклада водонасыщенных и водопроводящих интервалов в общий приток. 2. Увеличение добычи нефти по скважине более чем на 9% за счёт перераспределения притока в пользу нефтенасыщенных интервалов и вовлечения в работу ранее недоразрабатываемых участков продуктивного разреза. 3. Снижение себестоимости добычи за счёт уменьшения объёмов попутно добываемой воды, сокращения затрат на её подъём, подготовку, транспортировку и утилизацию, а также снижения частоты повторных ремонтных операций. 4. Снижение техногенной нагрузки на систему сбора и подготовки продукции, уменьшение объёмов обращения с попутно добываемой водой и исключение негативного влияния на подземные воды, включая зону гидрогеологического мониторинга Кокжиде. 5. Увеличение межремонтного периода работы скважины за счёт устойчивого сохранения технологического эффекта не менее 24 месяца в фактических условиях эксплуатации осложнённого фонда. Технологические причины, требующие создания новой технологии Основной технологической проблемой является неравномерная выработка многопластового продуктивного разреза. В одном стволе одновременно вскрыты интервалы, существенно различающиеся по проницаемости, трещиноватости, пластовому давлению, нефтенасыщенности и текущей степени обводнения. При формировании единого забойного режима наиболее проницаемые и трещиноватые зоны начинают доминировать в общем притоке, тогда как менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки работают с пониженной эффективностью либо практически не вовлекаются в дренирование. В результате скважина может демонстрировать высокий дебит жидкости, но при этом низкий прирост добычи нефти, поскольку значительная часть притока формируется за счёт воды. Для карбонатных коллекторов Алибекмолы и Кожасая эта проблема усиливается порово-трещинным строением пласта. Трещины и высокопроницаемые каналы создают предпочтительные направления фильтрации, по которым пластовая или закачиваемая вода ускоренно поступает к забою. При этом нефтенасыщенная матрица и низкопроницаемые участки коллектора сохраняют остаточный подвижный нефтяной потенциал, но не обеспечивают соразмерного вклада в добычу. Это приводит к снижению коэффициента охвата выработкой, преждевременному обводнению скважин и ухудшению структуры извлекаемых запасов: из пласта отбирается преимущественно вода, тогда как часть нефти остаётся в слабодренируемых зонах. Рост обводнённости напрямую ухудшает производственные показатели фонда. Увеличение доли воды в продукции снижает дебит нефти при сохранении или даже росте общего дебита жидкости, повышает нагрузку на насосное оборудование, ускоряет износ УЭЦН, ШГН, НКТ и наземной системы сбора. Скважины с высокой водной нагрузкой чаще переходят в нестабильный режим работы, требуют дополнительных регулировок, обработок, ремонтов и простоев. В результате снижается коэффициент эксплуатации фонда, сокращается межремонтный период и растёт доля скважин, работающих на границе экономической целесообразности. Отдельной технологической причиной является старение скважинной конструкции. Длительное воздействие сероводорода, углекислого газа, минерализованных вод и механических примесей ускоряет коррозионное повреждение металла эксплуатационных колонн, нарушение герметичности резьбовых соединений и локальное ослабление крепи скважины. На зрелом фонде это создаёт риск формирования техногенных каналов поступления воды, межпластовых перетоков и заколонной миграции флюидов. В таких условиях обводнение становится не только геолого-фильтрационной, но и инженерно-технической проблемой, связанной с нарушением целостности системы «пласт цементное кольцо эксплуатационная колонна». Дополнительное осложнение формирует деградация призабойной зоны и внутрискважинного оборудования. Парафиноотложения, асфальтосмолистые компоненты, механические примеси и продукты коррозии ухудшают фильтрационные свойства призабойной зоны, повышают гидравлические сопротивления, нарушают стабильность притока и ухудшают условия работы насосного оборудования. При высокой обводнённости эти процессы протекают интенсивнее: возрастает объём перекачиваемой жидкости, увеличивается скорость коррозии, повышается вероятность отказов оборудования и внеплановых остановок скважин. Экономическое влияние указанных проблем проявляется в росте себестоимости добычи нефти. Чем выше обводнённость, тем больше объём жидкости необходимо поднять на поверхность, транспортировать, подготовить и утилизировать для получения одной тонны нефти. Это увеличивает энергозатраты, нагрузку на систему сбора и подготовки продукции, расходы на реагенты, обслуживание насосного оборудования, ремонт скважин и обращение с попутно добываемой водой. При снижении дебита нефти и росте водной нагрузки удельная экономика скважины ухудшается, а часть фонда может преждевременно переходить в категорию малорентабельного, несмотря на наличие остаточных извлекаемых запасов. Экологический фактор имеет самостоятельное значение. Увеличение объёмов попутно добываемой воды повышает нагрузку на инфраструктуру сбора, подготовки, транспортировки и утилизации, а нарушение герметичности скважинной конструкции увеличивает риск неконтролируемой миграции флюидов между пластами. Для участков, связанных с зоной гидрогеологического контроля Кокжиде, это особенно критично, поскольку технологические нарушения в скважине могут рассматриваться не только как производственная проблема, но и как фактор потенциального воздействия на подземные воды. Таким образом, необходимость создания новой технологии обусловлена совокупностью взаимосвязанных технологических причин: зрелостью и коррозионной осложнённостью фонда, многопластовой гидродинамической неоднородностью, преждевременным поступлением воды по высокопроницаемым и трещиноватым зонам, недововлечением нефтенасыщенных интервалов, снижением дебита нефти, ростом водной нагрузки, увеличением себестоимости добычи, сокращением межремонтного периода и повышенными экологическими требованиями. Требуется решение, которое позволит повысить управляемость работы скважины и продуктивного разреза, снизить долю воды в добываемой продукции, восстановить экономическую эффективность существующего фонда и обеспечить более устойчивую эксплуатацию без капиталоёмкого расширения буровой программы. Почему задача не решается традиционными методами Задача повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда Алибекмолы и Кожасая не решается традиционными методами, поскольку проблема имеет не локальный, а комплексный системный характер. В скважинах одновременно проявляются несколько взаимосвязанных факторов: многопластовое строение продуктивного разреза, резкая гидродинамическая неоднородность карбонатных коллекторов, преждевременное поступление воды по высокопроницаемым и трещиноватым зонам, недововлечение нефтенасыщенных низкопроницаемых интервалов, коррозионное старение эксплуатационных колонн, нарушение цементного кольца, наличие H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, парафиноотложений и механических примесей. В таких условиях обводнение скважины является не единичным дефектом, который можно устранить простой изоляцией, а результатом совокупной деградации системы «пласт призабойная зона крепь скважины внутрискважинное оборудование». Эти особенности прямо отражены в исходной технологической потребности по фонду КОА. Классические подходы к устранению водопритока, как правило, ориентированы на решение одной частной задачи: перекрыть выявленный водопроводящий интервал, снизить приёмистость высокопроницаемой зоны, восстановить локальную герметичность колонны либо создать барьер в зоне поступления воды. Однако для фонда Алибекмолы и Кожасая этого недостаточно. Основная технологическая сложность заключается в том, что вода может поступать одновременно по нескольким механизмам: через трещиноватые и высокопроницаемые участки коллектора, по заколонным каналам, через нарушения цементного камня, через коррозионные дефекты колонны или за счёт межпластовых перетоков. При этом нефтенасыщенные интервалы могут сохранять потенциал добычи, но не участвовать полноценно в работе скважины из-за доминирования водопроводящих зон. Тампонажные и цементные решения способны создать локальный изоляционный барьер, но их эффективность существенно снижается в трещиноватой карбонатной среде. Состав преимущественно уходит по наиболее проводящим каналам, то есть по тем направлениям, где гидравлическое сопротивление минимально, и не всегда перекрывает всю фактическую систему поступления воды. Кроме того, при наличии H₂S, CO₂ и высокоминерализованных вод долговечность цементного камня и его сцепление с колонной и породой ухудшаются. В результате первоначальный эффект может быть достигнут, но его устойчивость во времени остаётся ограниченной, а скважина через короткий период возвращается к росту обводнённости. Химические потокоотклоняющие и гелеобразующие системы также не обеспечивают достаточной универсальности для рассматриваемых условий. Они могут снижать подвижность воды в отдельных высокопроницаемых направлениях, но не восстанавливают техническую целостность эксплуатационной колонны, не устраняют коррозионные дефекты металла и не гарантируют долговременное перекрытие заколонных каналов. В трещиноватых карбонатах такие составы подвержены неравномерному размещению, вымыванию, потере структурной прочности и снижению эффективности под воздействием минерализованных вод, температуры, газа и агрессивных компонентов флюида. Поэтому они могут давать краткосрочный эффект по снижению водопритока, но не решают задачу устойчивой нормализации работы скважины. Механические изоляционные решения частично устраняют проблему герметичности, но часто создают новые эксплуатационные ограничения. Они могут уменьшать проходное сечение колонны, осложнять последующий спуск и работу насосного оборудования, ограничивать доступ к нижележащим интервалам, снижать ремонтопригодность скважины и усложнять повторную диагностику. Для зрелого фонда это критично, поскольку скважина после вмешательства должна не только временно снизить обводнённость, но и оставаться пригодной для дальнейшей эксплуатации, контроля, ремонта и адаптации режима работы. Экономическая проблема традиционных методов заключается в том, что стоимость следует оценивать не по цене одной операции, а по полной стоимости жизненного цикла повторных ремонтов. Если эффект сохраняется непродолжительное время, предприятие несёт затраты на повторный вызов бригады КРС, глушение и освоение скважины, материалы, спецтехнику, простои, потери добычи нефти, дополнительный подъём и подготовку воды, а также на восстановление работоспособности насосного оборудования. При высокой обводнённости скважина продолжает перекачивать большие объёмы жидкости при низкой нефтяной отдаче, что увеличивает энергозатраты и себестоимость каждой тонны добытой нефти. В итоге формально более дешёвые стандартные операции становятся дорогими из-за повторяемости, нестабильности эффекта и неполного восстановления нефтяной продуктивности. Отдельно следует учитывать, что традиционные методы часто направлены на снижение водопритока как такового, но не обеспечивают полноценного восстановления рациональной работы многопластового разреза. Простое перекрытие водопроявляющей зоны не всегда приводит к росту добычи нефти, если после вмешательства не обеспечивается вовлечение нефтенасыщенных интервалов, сохраняется неравномерность притока или ухудшается гидравлическая связь скважины с продуктивными участками. Поэтому результат может выражаться только в снижении дебита жидкости, но не в достаточном приросте нефти, что не решает главную производственную задачу. Таким образом, традиционные методы не обеспечивают требуемого результата, потому что они решают отдельные проявления проблемы, но не охватывают её полную технологическую природу: многопластовую неоднородность, трещиноватость карбонатного коллектора, коррозионное повреждение колонн, деградацию цементного кольца, нестабильность водоизоляционного эффекта, необходимость сохранения ремонтопригодности и повышенные экологические требования. Их применение связано с высокими совокупными затратами, повторными ремонтами, простоями, потерей добычи и недостаточным приростом нефти. Поэтому для фонда Алибекмолы и Кожасая требуется разработка новой технологии, способной не просто временно ограничивать водоприток, а обеспечивать долговременное, контролируемое и экономически оправданное восстановление эффективной работы скважины в сложных многопластовых и коррозионно-осложнённых условиях. Требования к разрабатываемому технологическому решению в рамках НИОКР Разрабатываемое технологическое решение должно обеспечивать устойчивое повышение экономической эффективности эксплуатации добывающих скважин месторождений Алибекмола и Кожасай за счёт управляемого снижения водной нагрузки, увеличения добычи нефти и продления межремонтного периода в условиях зрелого многопластового, коррозионно-осложнённого фонда. Технология должна быть применима для скважин с высокой обводнённостью, наличием H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, парафиноотложений и механических примесей, а также соответствовать повышенным требованиям экологической безопасности в зоне Кокжиде. К разрабатываемой технологии предъявляются следующие требования: 1. Технология должна обеспечивать адресное ограничение вклада водопроявляющих, высокопроницаемых или техногенно нарушенных интервалов при сохранении и усилении работы нефтенасыщенных участков продуктивного разреза. 2. Эффект технологии должен выражаться не только в снижении общего притока жидкости, а в улучшении структуры добычи: уменьшении доли воды в продукции и увеличении фактического дебита нефти по скважине. 3. Решение должно обеспечивать устойчивое сохранение достигнутого эффекта не менее 24 месяцев непрерывной эксплуатации, с целевым ориентиром 18 месяцев и более. 4. Технология должна снижать удельную себестоимость добычи нефти за счёт сокращения объёма попутно добываемой воды, уменьшения затрат на её подъём, подготовку, транспортировку и утилизацию, снижения энергопотребления и сокращения повторных ремонтных операций. 5. Решение должно быть применимо в эксплуатационных колоннах 177,8 мм на глубинах до 3600 м, сохранять достаточное проходное сечение и не ограничивать дальнейшую эксплуатацию скважины с применением УЭЦН, ШГН, винтовых насосов, НКТ и типовых внутрискважинных компоновок. 6. Конструкция и материалы технологии должны сохранять работоспособность в присутствии H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, АСПО, механических примесей, коррозионного износа колонны и переменных термобарических нагрузок. 7. Экологическая безопасность Решение должно исключать неконтролируемую миграцию флюидов между пластами, снижение герметичности скважинной конструкции и формирование вторичных аварийных объектов, особенно для скважин в зоне гидрогеологического контроля Кокжиде. Целевые показатели технологии Показатель Целевое значение Снижение обводнённости продукции не менее 15% от текущего уровня Рост добычи нефти по скважине более 9% к базовому уровню Снижение объёма попутно добываемой воды не менее 15–25% Снижение удельной себестоимости добычи нефти не менее 10% Срок окупаемости внедрения не более 6 месяцев Гарантированный срок устойчивого эффекта не менее 24 месяцев Целевой срок устойчивого эффекта 224 месяцев и более Рост межремонтного периода не менее чем в 1,5 раза Итоговым критерием успешности НИОКР должно являться одновременное достижение технологического и экономического результата: снижение обводнённости, прирост нефти, уменьшение себестоимости, рост межремонтного периода и сохранение экологической безопасности. Простое снижение дебита жидкости без прироста добычи нефти и без экономического эффекта не должно рассматриваться как успешный результат разработки.
Область применения: нефть/газ Дата публикации: 08.07.2026 Дата окончания сбора решений: 29.08.2026 ОткликнутьсяРазработка комплексной технологии восстановления продуктивности зрелого добывающего фонда в условиях высокой обводненности и ограниченной эффективности традиционных капитальных ремонтов
Цель проекта состоит в разработке и опытно-промышленной проверке технологии, которая позволит восстановить часть утраченной продуктивности зрелого фонда нефтяных скважин ТОО «Казахтуркмунай». Необходимость такой работы связана с ростом обводненности, нарушением профиля притока, снижением эффективности ранее вскрытых интервалов и тем, что стандартные капитальные ремонты все чаще оказываются либо малоэффективными, либо чрезмерно затратными и рискованными. Предлагаемая технология должна не просто ограничивать приток воды, а делать это выборочно, без дополнительного ухудшения нефтяной части разреза. Кроме того, она должна обеспечивать восстановление управляемого профиля фильтрации, вовлечение в работу нефтенасыщенных интервалов, которые в настоящее время практически не дренируются, и продление срока эффективной эксплуатации действующего фонда без бурения новых скважин. Иными словами, требуется рабочее решение для объектов, где нефтяной потенциал еще сохраняется, но обычный ремонт уже не дает устойчивого результата. Разрабатываемая технология должна представлять собой единый модульный комплекс, в котором диагностика, изоляция, вскрытие и контроль результата увязаны между собой в рамках общей логики работ. Решение должно быть применимо как для селективного управления действующим интервалом перфорации, так и для его функционального отключения с переносом притока на соседний нефтенасыщенный интервал. Следующие требования к разрабатываемой технологии: – обеспечение селективного ограничения водопритока при минимальном снижении нефтепроницаемости перспективного интервала; – сохранение работоспособности изоляционных составов при пластовой температуре 90–95 °C, минерализации до 230–235 г/дм³ и pH 5–6; – подтверждаемая герметичность изолированной зоны с контролем результата по опрессовке и повторным исследованиям; – возможность адресного вскрытия интервала с выходом за пределы поврежденной призабойной зоны без гидроразрыва и неконтролируемого трещинообразования; – выполнение изоляции и вскрытия по возможности в рамках одного ремонта с минимальным числом циклов глушения; – сохранение конструкции скважины, проходного сечения и возможности дальнейшей эксплуатации с УЭЦН или ШГН, а также выполнения последующих геолого-технических мероприятий; – стоимость и продолжительность работ, обеспечивающие экономическое преимущество по сравнению со сложным капитальным ремонтом и тем более по сравнению с зарезкой бокового ствола. В результате НИОКР должны быть подготовлены технологический регламент комплексного восстановления продуктивности, линейка рабочих изоляционных составов, комплект оборудования для адресного вскрытия, методика выбора скважин-кандидатов и подход к корректной оценке технологического эффекта, исключающий ошибочное отнесение результата к технологии при изменении режима эксплуатации. При опытно-промышленных испытаниях технология должна подтвердить снижение обводненности, уменьшение объема попутно добываемой воды, прирост дебита нефти и устойчивость полученного эффекта в течение длительного периода. В практическом смысле она должна стать рабочим инструментом для восстановления фонда, который сегодня сохраняет геологический потенциал, но теряет эффективность в рамках стандартных ремонтных подходов.
Область применения: нефть/газ Наименование организации: ТОО «Казахтуркмунай» Электронная почта: Kuanysh.Yergaliyev@ktm.kmg.kz Дата публикации: 23.07.2026 Дата окончания сбора решений: 10.09.2026 ОткликнутьсяКомплексные исследования и научное обоснование показателей качества моторных топлив экологического класса К6 на основе отечественного сырья
Цель проекта: проведение научно-исследовательских работ, направленных на создание научно-технической базы для формирования требований к моторным топливам экологического класса К6, исследование влияния компонентного состава и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные и экологические характеристики бензинов и дизельных топлив, а также подготовку научно-технических материалов для разработки изменений в технический регламент ТР ТС 013/2011 и разработки национальных стандартов. Ключевыми объектами исследований являются автомобильные бензины и дизельные топлива, их базовые компоненты, функциональные присадки и экспериментальные композиции моторных топлив экологического класса К6, полученные путем компаундирования компонентов различного происхождения и состава. Актуальность задачи: В настоящее время требования к автомобильным бензинам и дизельным топливам на территории государств – членов ЕАЭС устанавливаются техническим регламентом ТР ТС 013/2011, предусматривающим экологические классы К2–К5. Вместе с тем дальнейшее ужесточение экологических требований к автомобильному транспорту, развитие технологий двигателестроения и систем нейтрализации отработавших газов формируют предпосылки для введения более высокого экологического класса моторных топлив. Республика Казахстан располагает современной нефтеперерабатывающей отраслью и значительным потенциалом для производства высококачественных моторных топлив. Вместе с тем переход к более высоким экологическим требованиям требует научного обоснования оптимального компонентного состава бензинов и дизельных топлив, оценки влияния базовых компонентов и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные свойства и экологические характеристики топлива, а также формирования научной базы для совершенствования системы технического регулирования в данной области. Задачи: 1. Экспериментальные исследования компонентного состава и физико-химических свойств базовых компонентов бензинов и дизельных топлив отечественного производства . 2. Изготовить экспериментальные образцы моторных топлив методом компаундирования различных компонентов и функциональных присадок. 3. Исследовать влияние компонентного состава и функциональных присадок на физико-химические показатели качества бензинов и дизельных топлив, установленные требованиями ТР ТС 013/2011 (ГОСТ, СТБ, СТ РК и др.). 4. Оценить влияние компонентного состава и функциональных присадок на экологические характеристики моторных топлив путём определения состава и уровня выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в бензиновом и дизельном двигателях. 5. Установить научно-обоснованные закономерности влияния компонентного состава и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные и экологические характеристики моторных топлив с последующим определением оптимальных диапазонов содержания компонентов и функциональных присадок, обеспечивающих достижение перспективных требований к моторным топливам экологического класса К6. 6. Разработать научно обоснованные рекомендации по формированию состава моторных топлив экологического класса К6 на основе отечественного сырья. 7. Сформировать научно-технические материалы и исходные требования, необходимые для последующей разработки изменений в технический регламент ТР ТС 013/2011 и разработки национальных стандартов. Ключевым ожидаемым эффектом является создание научно-технической основы для производства и применения моторных топлив экологического класса К6 на базе отечественного сырья, включая получение научно обоснованных данных о влиянии компонентного состава и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные и экологические характеристики моторных топлив, а также подготовку исходных материалов для последующей разработки изменений в технический регламент ТР ТС 013/2011 и разработки национальных стандартов. Формат сотрудничества и стадия НИОКР Проект реализуется в рамках НИОКР, стадия – 2 (Научно-исследовательская работа; проверка технологии в лаборатории). Исполнитель обеспечивает: - анализ международных и национальных нормативных документов в области производства моторных топлив, а также мирового опыта производства и стандартизации моторных топлив экологического класса К6; - проведение патентного анализа; - получение экспериментальных образцов моторных топлив методом компаундирования базовых компонентов и добавления присадок; - исследование физико-химических свойств исходных базовых компонентов и экпериментальных образцов моторных топлив по методикам, установленным в ТР ТС 013/2011 (ГОСТы, СТБ, СТ РК и др.); - проведение экологических испытаний экспериментальных образцов с определением состава и уровня выбросов загрязняющих веществ при их сжигании в бензиновом и дизельном двигателях; Область применения Результаты НИОКР должны быть достаточными для: - разработки национальной нормативной базы по моторным топливам экологического класса К6; - научно-технического сопровождения производства моторных топлив на нефтеперерабатывающих предприятиях Республики Казахстан; - подготовки предложений по совершенствованию национальных стандартов и технических регламентов в области моторных топлив.
Область применения: химия Дата публикации: 23.07.2026 Дата окончания сбора решений: 12.09.2026 ОткликнутьсяПартнеры
Подпишитесь
на информационный дайджест
Получайте уведомления о новых технологических запросах корпораций, подписавшись на персонализированную email рассылку
Принцип работы платформы
Технологическая задача размещается Заявителем на срок не менее 45 дней.
Заявитель выбирает наиболее подходящее решение, прошедшее валидацию ЦНТИ, посредством рассмотрения на своем НТС.
ЦНТИ проводит валидацию решений на соответствие требованиям к НИОКР и направляет все рассмотренные решения Заявителю.
Исполнители могут направить решения по технологической задаче.
Исполнитель — автор выбранного решения — заполняет заявку на финансирование НИОКР и предоставляет все необходимые документы.
ЦНТИ совместно с внешними экспертами проводит научную и финансовую экспертизу. Проекты стадии 3 дополнительно проходят финансово-экономическую экспертизу.
Заявка выносится на рассмотрение НТС АО «Самрук-Қазына», где принимается решение о финансировании проекта.
Новости
Видео инструкции
В случае возникновения вопросов просим вас пройти по ссылке для ознакомления с видео инструкциями:
https://drive.google.com/drive/folders/1qkj5qNeMVNrtkegZY73IbMoBbadvTz0k?usp=sharing
Если вопросы остались, просим вас написать на почту R.shapiyev@csti.kz
Контакты
Юридический адрес:
010000, Республика Казахстан, г.Астана, ул. Сыганак 17/10