CC BY
665
Таким образом, для практического применения установки производительностью 50 т/ч по сырью может быть рекомендовано:
- парогазовую смесь, полученную в предварительном испарителе, необходимо подавать на нижележа-
щую тарелку, расположенную между тарелками отбора керосиновой и дизельной фракций;
- расход циркуляционного орошения ЦО-1 должен быть не более 7000 кг/ч, а его температура возврата не должна превышать 122 0С.
Библиографический список
1. Евдушкин С.П. Малые НПЗ сегодня и в будущем // Мир нефтепродуктов. 2011. № 5. С. 8-10.
2. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, 1981. 352 с.
3. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Изд. 2-е, испр. М.: Химия, 2001.566 с.
4. Губанов Н.Д. Исследование режимов работы ректификационных колонн установки первичной переработки нефти.
Моделирование отбензинивающей колонны // Вестник ИрГТУ. 2011. № 5. С.104-108.
5. Губанов Н.Д. Исследование режимов работы ректификационных колонн установки первичной переработки нефти. Моделирование атмосферной колонны // Вестник ИрГТУ. 2012. № 1. С.109-115.
6. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.
УДК 622.276.652
СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ
М.А.Губина1, Н.П.Коновалов2
Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассматриваются способы добычи тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов. Приведён аналитический обзор технологий разработки и добычи тяжёлых битуминозных нефтей и природных битумов. Рассмотрены наиболее перспективные способы добычи тяжёлых нефтей ведущими мировыми компаниями. Показано, что истощение запасов нефти как в мире, так и в России вызвало интерес к совершенствованию технологий разработки и добычи тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов. Библиогр. 12 назв.
Ключевые слова: битуминозные нефти; битуминозные пески; нефть; способы добычи.
EXTRACTION METHODS OF HEAVY OILS AND NATURAL BITUMEN M.A. Gubina, N.P. Konovalov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article examines extraction methods of heavy bituminous oils and natural bitumen. An analytical overview of technologies for development and production of heavy bituminous oils and natural bitumen is performed. The most promising methods of heavy oil extraction by the world's leading companies are discussed. It is shown that the depletion of oil in the world as well as in Russia caused the interest in improving the technologies of development and production of heavy bituminous oils and natural bitumen. 12 sources.
Key words: bituminous oils; tar sands; oil; mining methods.
Истощение запасов нефти как в мире, так и в России вызвало интерес к совершенствованию технологий разработки и добычи тяжелых битуминозных нефтей и природных битумов. Согласно общей схеме классификации нефтей и природных битумов [1] тяжелыми называются такие нефти, плотность которых составляет 920,0-1000 кг/м3. Сверхтяжелые нефти и природные битумы имеют плотность более 1000 кг/м3 при вязкости соответственно до 10 000 и более 10 000 МПа^с. Тяжелые нефти (ТН) и природные битумы (ПБ) имеют в составе высокое содержание серы, масел, смол и асфальтенов. Залежи таких углеводородов встречаются на месторождениях Канады, Венесуэлы, России (Удмуртия, Татарстан, Пермский край, Респуб-
лики Коми и др.) преимущественно на глубинах от 40 до 1000 м, что и затрудняет их разработку и добычу.
В настоящее время существует три способа добычи природных битумов и тяжелых нефтей: карьерный (открытый), шахтный и скважинный [2].
Карьерный способ широко распространен в Канаде. 20% доказанных запасов битумов Канады залегают в песчаных коллекторах на глубине до 50 м, поэтому самый оптимальный способ добычи - карьерный. Разработкой нефтеносных песков в Канаде занимаются такие компании, как OPTI Canada, Suncor ,Shell Canada и др.[3].
В [4] описан первый этап разработки открытым способом. Он заключается в удалении торфяного слоя
1Губина Мария Анатольевна, студентка, тел.: 89041121275, e-mail: [email protected] Gubina Mariya, Student, tel.: 89041121275, e-mail: [email protected]
2Коновалов Николай Петрович, доктор технических наук, профессор кафедры физики, тел.: 89025681374, e-mail: [email protected]
Konovalov Nikolai, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Physics, tel.: 89025681374, e-mail: [email protected]
и породы. Для удаления слоя торфяника, толщина которого обычно составляет 2-6 м, его необходимо предварительно осушить; для этого прокладываются дренажные трубы. Дренаж является очень трудоемким процессом и может длиться до 3 лет. После удаления торфяного слоя проводят вскрышные работы со снятием породы. После удаления породы карьер готов к разработке битуминозных песков.
Второй этап карьерной разработки заключается в извлечении битуминозных песков из карьера. Для этого используют гидравлические или электрические ковшовые экскаваторы, осуществляющие выемку нефтеносного песка. Добытые пески загружают на самосвалы (грузоподъемность до 400 т) и доставляют либо на ленточный конвейер, транспортирующий их на установку экстракции битума [4], либо сразу на нефтеотделяющую установку, где пески смешиваются с горячей водой и нефть, удаленная с поверхности песка, перекачивается насосами в трубопровод.
Также существует технология [4], предлагающая заменить конвейеры на гидротранспортные устройства, представляющие собой комбинацию транспортировки битуминозных песков и предварительной экстракции. После образования суспензии нефтеносного песка и горячей воды, ее насосами по трубопроводу подают на установку экстракции битума.
Третьим этапом открытой добычи является экстракция битума, подробно описанная в [4] и [5]. Суспензию из трубопровода пропускают через вибрационные сита, где от жидкой массы отделяются комки из песка, глины и других примесей. Далее вся масса поступает в сепараторы первой ступени (первичный сепаратор), в которых расслаивается на песок, воду и битум. Вспененный битум всплывает на поверхность, а основная масса песка и воды оседает на дно. Между верхним слоем битума и нижним слоем песка в сепараторе образуется промежуточный слой (промежуточный битум), состоящий из смеси глины, битума и воды. Этот слой поступает в сепаратор второй ступени, где в результате флотации отделяется оставшаяся часть битума в виде пены. Битумы из сепараторов обоих ступней смешивают, подогревают и направляют в спиральную или дисковую центрифуги. Здесь в качестве разбавителя используют нафту, иногда добавляют парафин. Обработка потока битума, воды и минеральных примесей в центрифугах осуществляется в два этапа. На первом этапе от потока отделяют крупные твердые частицы, на втором - глинистые (минеральные) частицы и воду. Далее смесь битума с наф-той поступает в аппарат для отделения последней, после чего готовый чистый битум может быть использован для дальнейшей переработки.
Главными недостатками данного способа добычи являются необходимость проведения дополнительных работ для экстракции углеводородов после извлечения породы и изъятие огромных площадей из оборота. Однако относительно небольшие капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении и высокий коэффициент нефтеотдачи (65-85%) [6] делают открытую добычу самым эффективным способом [4] извлечения крупных залежей битуминозных песков,
залегающих на небольшой глубине.
Второй способ добычи тяжелых битуминозных песков - шахтный.
Первая нефтяная шахта была заложена в июне 1937 г. в нашей стране на Ярегском месторождении (Республика Коми) по примеру разрабатываемых месторождений Пешельбронн (Франция) и Витце (Германия).
Шахтная добыча нефти заключается в переносе добывающего горизонта с поверхности в пласт или близлежащие к нему горизонты. Это позволяет снизить противодавление на пласт со стороны столба жидкости в добывающих скважинах практически до нуля и полностью использовать энергию пласта для добычи нефти [7].
К концу 60-х годов XX века пластовая энергия на шахтных площадях Ярегского месторождения была практически полностью использована. Это потребовало поиска новых методов разработки. В 1968 г. на Ярегском месторождении в рамках опытных работ начал применяться термошахтный способ разработки нефтяных месторождений.
Сначала термошахтные поля отрабатывались по двухгоризонтальной системе. В этом случае пар закачивается с поверхности через плотную систему вертикальных нагнетательных скважин и распределяется по пласту через горизонтальные скважины, пробуренные из горных выработок к забою вертикальной скважины. Нефть отбирается через подземные добывающие скважины, расположенные между горизонтальными парораспределительными скважинами. После этого она из добывающих скважин стекает в горные выработки, а из них насосом поднимается на поверхность [2].
Главными достоинствами данной системы являются почти 100%-ный охват пласта методом парогра-витационного дренирования и высокие темпы отбора нефти. Основные недостатки - большой объем горных выработок (240 м/га) и низкие параметры закачиваемого пара (до 0,5 МПа, связи со сложной системой паропроводов и малыми их диаметрами).
В конце 90-х XX века была разработана подземно-поверхностная система. Пар в данном случае закачивается через поверхностные нагнетательные скважины. Для распределения пара по пласту к забою нагнетательных скважин из добывающей галереи бурятся подземные парораспределительные скважины, между которыми располагаются подземные добывающие скважины, пробуренные из галереи [8]. Данная технология позволяет вывести систему пароснабжения из шахт на поверхность, что дает возможность улучшить параметры закачиваемого пара (до 1,6 МПа) и увеличить темпы закачки. Применение подземно-поверхностной системы разработки снижает проходку горных выработок до 50-60 м/га. Ожидаемое повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) составляет 60-70%.
Испытания подземно-поверхностной системы начались в 1998 г., а промышленное внедренение - в 2004 г. В настоящее время подземно-поверхностная система принята в качестве основной для разработки
шахтных полей Ярегского месторождения. В ОАО «Лукойл» продолжаются работы по совершенствованию термошахтной добычи тяжелых нефтей.
Третий способ добычи тяжелых нефтей - сква-жинный. Условно в скважинном способе добычи ТН и ПБ можно выделить 3 группы методов: «холодные», тепловые и комбинированные.
Метод CHOPS (холодная добыча тяжелой нефти вмести с песком) является первичным методом добычи. Недавно разработанный, он широко используется для добычи нефти в Канаде (до 15% суммарной добычи). Также данный метод нашел применение на месторождениях Китая и Венесуэлы, а с 2000 г. используется на месторождении Карабанжас (Казахстан).
CHOPS предполагает комплексную добычу нефти вместе с песком за счет разрушения слабосцементи-рованного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка [6]. Для эффективного применения данного метода необходимо использовать способствующую поступлению песка схему заканчивания скважин, кроме этого в пласте должно быть достаточное количество растворенного газа.
При использовании метода постоянно измеряют выход песка по каждой скважине. Это позволяет в случае необходимости выполнить капитальный ремонт скважины для восстановления выхода песка. Чтобы справиться с непрерывным поступлением песка, предпочтение отдается винтовым насосам, для оптимизации работы которых необходимо всегда пользоваться самыми последними данными. Это связано с тем, что процесс CHOPS непрерывно меняет условия на забое скважины [9].
Анализ канадских месторождений CHOPS [9] показал, что не все скважины являются успешными, 1030% могут быть нерентабельными. Существует также большая неопределенность в прогнозируемости деби-тов скважин и параметров месторождения. Несомненным достоинством метода являет тот факт, что деби-ты скважин в Канаде увеличиваются до 20 раз, если стимулируется поступление песка. Конечный КИН обычно составляет 14-20%.
Важным достоинством данного метода считается отсутствие необходимости в больших инвестициях на обустройство и эксплуатационных расходы [6].
Необходимы исследования, касающиеся эффективности различных методов повышения нефтеотдачи, применяемых после CHOPS. В настоящее время в более мощных зонах рекомендуется использовать методы теплового гравитационного дренажа, а в маломощных зонах - нагнетать воду или растворы полимеров [9].
Еще одним «холодным» способом добычи является VAPEX метод (закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа). Этот способ воздействия заключается в использовании двух горизонтальных скважин. После закачки углеводородного растворителя в верхнюю скважину образуется камера-растворитель. Битум разжижается благодаря диффузии в него растворителя и стекает по границам каме-
ры в добывающую скважину под действием гравитационных сил [6].
VAPEX-метод является относительно неэнергоемким (в сравнении с SAGD). Коэффициент извлечения нефти при использовании данной технологии доходит до 60%. Несмотря на то что затраты на применение метода существенны, темпы добычи чрезвычайно низкие. VAPEX-метод находится в стадии испытания многими нефтяными компаниями Канады.
Применение щелочных растворов для вытеснения нефти было запатентовано еще в 1927 г. в США. Результаты лабораторных исследований эффективности применения щелочей, кислот и эмульсий для извлечения высоковязких нефтей были опубликованы в [10]. При использовании щелочного заводнения пластов были достигнуты достаточно высокие показатели КИН: 32-46% на месторождении Lloydminster (Канада) и 4465% на месторождении Morichal (Венесуэла).
Механизмами щелочного заводнения являются образование эмульсии и вовлечение в процесс фильтрации удерживаемых в поровой среде капель нефти. Соотношение подвижностей нефти и вытесняющего агента регулируется путем создания эмульсии типа «вода в нефти» или «нефть в воде». Эффективность щелочного заводнения зависит не только от свойств и состава нефти, но и от состава вмещающих пород коллектора. Закачка эмульсии для добычи вязких нефтей из глубоко залегающих пластов малой толщины является привлекательной технологией для широкого промышленного применения [10].
Добыча вязкой и высоковязкой нефти осуществляется в основном за счет применения тепловых методов воздействия на пласт. Суть метода заключается в закачке через систему специальных нагнетательных скважин сначала теплоносителя, а позже - холодной воды для проталкивания тепла к эксплуатационным скважинам. Сравнительно высокая себестоимость и небольшой КИН (0,25-0,27) сдерживают применение тепловых методов. Поэтому вопросам совершенствования этих методов уделяется большое внимание.
Одним из новейших и наиболее эффективных тепловых методов является SAGD (парогравитацион-ный дренаж). При использовании данной технологии бурятся две горизонтальные скважины, параллельные друг другу в вертикальной плоскости. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Для создания гидродинамической связи между скважинами на первом этапе (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, что снижает вязкость нефти в этой зоне. После предварительного прогрева закачка пара производится только в нагнетательную скважину, где пар, стремясь к верхней части продуктивного пласта, создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру [6]. Вследствие постоянного процесса теплообмена на поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных пластов пар конденсируется в воду и вместе с разогретой
нефтью под действием силы тяжести стекает вниз, к добывающей скважине, откуда его насосами выкачивают на поверхность. Данный метод используется при шахтной добычи тяжелых нефтей. Преимущества па-рогравитационного дренажа - высокий КИН (до 60%) и широкое применение в разных нефтедобывающих странах (Канада, Россия, Венесуэла и др.). Недостатками данного метода являются: обеспечение постоянного контроля процесса добычи, высокая энергоемкость, потребность в наличии источника воды.
Применение метода паротеплового воздействия на пласт связано с неизотермическим вытеснением нефти теплоносителем [6]. Снижение вязкости нефти под воздействием тепла улучшает охват пласта и повышает КИН. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный растворитель и т.д.
Метод ВПГ (внутрипластового горения) впервые предложен в СССР в начале 30-х гг. А.Б.Шейнманом и К.К.Дубровай. Данный метод подразумевает зажигание пласта и непрерывное нагнетание воздуха (который нагревается при помощи газовых горелок или электронагревателей, спущенных в скважину) для поддержания фронта горения, продвигающегося от нагнетательной к добывающим скважинам. При этом небольшое количество пластовой нефти сгорает с образованием углекислого газа, водяного пара и выделения тепла. Тепло вызывает снижение вязкости нефти. Углекислый газ образует газовую шапку, увеличивающую давление в пласте, и тем самым облегчает гравитационный дренаж. Газовые продукты горения растворяются в нефти, разжижают ее и отделяют от зерен песчаника. Все это увеличивает подвижность флюида и вытеснение его в направлении добывающей скважины [11]. На месторождениях Балол и Сантал (Индия) с 1997 г. ВПГ способствовало увеличению КИН в 3 раза, однако организация работ при ВПГ требует тщательного планирования и контроля.
Существует вариация этого метода добычи -влажное внутрипластовое горение, которое производится путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. При этом ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти [6].
В [12] описаны принципиально новые технологии термического воздействия на карбонатные пласты с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти: ИДТВ, ИДТВ (П) и ТЦВП. В 1984 г. была запатентована технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) на пласт. Данная технология заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды с формированием волнового теплового фронта в строго расчитан-ных пропорциях с созданием в пласте «эффективной температуры» - температуры, выше которой дальнейшее снижение вязкости нефти незначительно [12]. При использовании ИДТВ на Грехминском месторождении КИН составил 37%.
В данной технологии при повторе расчетных циклов пар-холодная вода усиливается вытеснение нефти из поровых блоков трещиновато-пористого
коллектора. Другим преимуществом технологии является энергосбережение, которое достигается за счет ограничения объема вводимого в пласт теплоносителя прогревом пласта до эффективной температуры [12].
Особый циклический режим нагнетания и энергосбережения позволил преодолеть установленную ранее предельную глубину добычи нефти в 700-1000 м. Технология ИДТВ может эффективно применяться на месторождениях, глубина залегания которых более 1000 м [12].
Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузой - ИДТВ (П) является модификаций ИДТВ. В ИДТВ (П) перед закачкой холодной воды предусмотрены кратковременные паузы для периодического создания в пласте резких перепадов давления между системами трещин и блоков с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон. Технология ИДТВ (П) обеспечивает КИН до 40%.
В 1990 г. запатентована технология комбинированного теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) через систему нагнетательных и добывающих скважин. Она разработана для площадной системы размещения скважин по схеме обращенных семиточечных элементов разработки. В технологии ТЦВП рассматривается единый технологический процесс комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Охват пласта не будет полным, если вытесняющий агент закачивается только в центральную нагнетающую скважину. Поэтому расположенные по периметру схемы скважины в каждом цикле теплового воздействия попеременно используются в качестве нагнетательных или добывающих. Таким образом, создается фронт вытеснения не только от нагнетательной скважины к добывающим, но и между соседними добывающими. Именно эта особенность создает высокий тепловой и гидродинамический охват пласта, что определяет эффективность технологии [12].
Существуют также комбинированные способы добычи - ТН и ПБ, обладающие преимуществами тепловых и химических методов. Технология термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи вязкой нефти была запатентована в 1979 г. Высокие показатели имеют ее модификации: способ термополимерного воздействия с добавками полиэлектролита (ЦВПТВ) и способ циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ).
Вывод. Сравнительная дороговизна используемых методов добычи ТН и ПБ, а также их невысокая эффективность требуют дальнейшего совершенствования технологий разработки залежей тяжелых углеводородов.
Мы предлагаем новый метод выделения тяжелой нефти из битуминозных песков с использованием микроволнового излучения. Извлечением нефти из битуминозных песков в таком случае можно заниматься непосредственно на месторождении после добычи нефтесодержащих пород открытым способом.
Библиографический список
1. Данилова Евгения. Тяжелые нефти России // The Chemical Journal. Декабрь 2008. С. 34-37.
2. Способ повышения эффективности добычи природных битумов / Ахунов Р.М. [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2007. Вып.8. С. 132-134.
3. Гудин А. Нелегкие проблемы «тяжелого сырья» // Нефть России. 2009. №8. С. 78-81.
4. Пател С. Канадские битуминозные пески: благоприятные возможности, технологии и проблемы // Нефтегазовые технологии. 2007. Вып.6. С. 87-93.
5. Байков Н.М. Крупномасштабные проекты разработки битуминозных песков в Канаде // Нефтяное хозяйство. 2002. Вып. 13. С. 132-135.
6. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов // Наука - фундамент решения технологических проблем развития России. 2007. Вып. 2. С. 54-68.
7. Шкандратов В.В., Герасимов И.В., Коноплев Ю.П. Опыт разработки и перспективы повышения добычи нефти на Ярегском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2007.
Вып.8. С.81-83.
8. Коноплев Ю.П., Гуляев В.Э. Внедрение методов термошахтной разработки на Ярегском месторождении высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 2011. Вып.2. С. 89-91.
9. Оптимизация процесса «холодной» добычи тяжелой нефти вместе с песком / Коллинс П. [и др.] // Нефтегазовые технологии. Январь 2009. №1. С. 36-45.
10. Дияшев Р.Н. Новые возможности щелочного заводнения и внутрипластового горения для разработки залежей вязких, высоковязких и тяжелых нефтей (по данным зарубежных публикаций) // Нефтяное хозяйство. 2009. Вып. 9. С. 102-106.
11. Гупта П., Дориах А., Рэй С. Результаты внутрипластово-го горения // Нефтегазовые технологии. 2008. Март. Вып. 3. С. 12-15.
12. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями // Нефтяное хозяйство. 2002. Вып. 5. С. 92-95.
УДК 661.183
НЕПРОТИВОРЕЧИВАЯ ТЕОРИЯ АДСОРБЦИИ
В.И.Машнич1, Л.М.Ознобихин2, В.И.Дударев3
1Иркутский государственный университет путей сообщения, 664074, г. Иркутск, ул. Чернышевского, 15. 2,3Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Выведены формулы (1), (8), (10), (20), (28)-(30), (31). Выполнена интерпретация классических уравнений адсорбции с точки зрения их изоморфного соответствия уравнениям, следующим из универсальной системы математических зависимостей. С использованием понятий статистической физики выведены уравнения для монослойной и полислойной адсорбции, а также общее уравнение изотермы адсорбции. Развиты концепции обобщения силы и мультипликативного линейного пространства. Библиогр. 3 назв.
Ключевые слова: адсорбция; теория адсорбции; изотермы адсорбции; изоморфизмы; система уравнений.
CONSISTENT ADSORPTION THEORY V.I. Mashnich, L.M. Oznobikhin, V.I. Dudarev
Irkutsk State University of Railway Engineering, 15 Chernyshevsky St., Irkutsk, 664074. Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The authors deduce formulas (1), (8), (10), (20), (28)-(30), (31). They interpret classical adsorption equations in terms of their isomorphic correspondence to the equations that follow from the universal system of mathematical dependencies. Using the concepts of statistical physics they derive equations for monolayer and polylayer adsorption, as well as the general equation of the adsorption isotherm. The generalization concepts of force and multiplicative linear space are developed. 3 sources.
Key words: adsorption; adsorption theory; adsorption isotherms; isomorphisms; system of equations.
Развитие теории адсорбции еще не достигло такого совершенства, когда по известным физико-химическим свойствам газа и твердого тела можно было бы рассчитать изотерму адсорбции без экспериментальных исследований. В связи с этим огромное количество работ посвящается попыткам описать экспериментальные изотер-
1Машнич Владимир Иванович, ведущий программист Центра информационных технологий, тел.: 89027615449. Mashnich Vladimir, Leading Programmer of the Information Technology Center, tel.: 89027615449.
2Ознобихин Леонид Михайлович, кандидат технических наук, доцент кафедры автоматизации производственных процессов, тел.: (3952) 405182.
Oznobikhin Leonid, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Automation of Industrial Processes, tel.: (3952) 405182.
3Дударев Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор кафедры общеобразовательных дисциплин, тел.: 89501310255.
Dudarev Vladimir, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of General Education Disciplines, tel.: 89501310255.
