CC BY
73Бурение скважин и разработка месторождений
УДК 622.276
СОСТОЯНИЕ, ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
НА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УЭЦН
STATE, CHALLENGES AND PROSPECTS OF DEVELOPMENT OF THE METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS USING ECP UNITS IN THE MULTIHORIZON FIELDS OF WEST SIBERIA
В. А. Афанасьев, С. Н. Бастриков, В. А. Попов
V. A. Afanasiev, S. N. Bastrikov, V. A. Popov
ОАО Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности, г. Тюмень
Ключевые слова: многопластовыш месторождения; одновременно-раздельная эксплуатация пластов; пакер; дебит; обводненность
Key words: multihorizon fields; simultaneous-separate development of horizons; packer; water cut
В проектных документах на разработку многопластовых месторождений Западной Сибири технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин не рассматривается как базовая, перспективная, высокоэффективная технология. В технических заданиях на разработку многопластовых месторождений не исследуются варианты применения ОРЭ (как требуют предписания ЦКР), не формулируются требования к спецоборудованию, не определяются его потребности. Как следствие, конструкторами не разрабатывается работоспособное надежное оборудование, заводы не производят его.
Технология ОРЭ применяется как эпизодическое мероприятие по улучшению выработки локальных зон залежей нефти, повышению текущих дебитов отдельных скважин, то есть технология, на основе которой проектируется и реализуется разработка месторождений, как правило, не носит системный базовый характер. Отсутствует отраслевая программа развития техники и технологии ОРЭ на месторождениях России.
В то же время в нормативно-технических документах на проектирование (Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 53710-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки»), а также (Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 53713-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки») для всех компаний указывается на обязательное исследование вариантов применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти и закачки в несколько пластов через одну скважину, что в нефтепромысловой практике отсутствует. В связи с этим в отраслевых и региональных программах развития ОРЭ необходимо первым пунктом предусмотреть создание указанного нормативно-технического документа (с ТЭО), который поможет специалистам-проектировщикам в полном объеме понять и осмыслить эффективность применения ОРЭ в разнообразных геологических условиях, исследовать показатели назначения, надежности и экономической эффективности в условиях проектируемого месторождения.
Небольшие дебиты и глубины скважин, высокая квалификация и ответственность специалистов компании «Татнефть» позволили в достаточно широком масштабе на промыслах Татарии освоить оборудование «ОРЭ-УШГН», как правило, с косвенными методами управления режимами скважин. ОРЭ внедряется с 2003 года. Оснащено более 1400 скважин [1].
На месторождениях Западной Сибири с высокими дебитами и глубинами скважин промышленное применение технологии «ОРЭ-УЭЦН» практически отсутствует. Сложность создания скважинного оборудования «ОРЭ-УЭЦН» заключается в отсутствии технологий управления режимами работы разобщенных пакером пластов. В част-
ности, отсутствует оборудование для замера дебита жидкости пластов, их обводненности. Нет радикального решения проблемы регулирования режимов пластов.
Необходимо отметить, что основной фонд скважин с УЭЦН на месторождениях Западной Сибири в процессе эксплуатации, как правило, не регулируется. Работа скважины одного пласта до отказа (400-500 суток) ведется без радикальных изменений режимов насоса. Некоторые корректировки осуществляются штуцированием или ТПЧ. Однако основной фонд скважин работает без изменения режима работы насоса, особенно это касается высокообводненного фонда скважин. Данный опыт целесообразно повсеместно использовать в скважинах с «ОРЭ-УЭЦН». Контроль режимов работы разобщенных в скважинах пакером пластов должен удовлетворять предписаниям ГОСТ 8.615-2005, что в значительной степени осложняет компоновку оборудования и технологический процесс эксплуатации скважин по технологии «ОРЭ-УЭЦН».
Для создания работоспособного оборудования «ОРЭ-УЭЦН» изучен отечественный и зарубежный опыт его проектирования, производства и внедрения [2-5].
Еще в 70-е годы прошлого столетия зарубежные фирмы и отечественные КБ работали над созданием скважинных компоновок ОРЭ-УЭЦН типа «тандем».
Для зарубежных промыслов создание данного оборудования было возможным, так как проектировалось оно для скважин с диаметром эксплуатационной колонны более 170 мм, что позволяло создавать управляемое скважинное оборудование. ОКБ БН (г. Баку) проектировало установку под скважины с 168-миллиметровой эксплуатационной колонной. Отсутствовали надежные насосные агрегаты, пакеры, системы регулирования и т. д. По перечисленным причинам так и не удалось создать работоспособное оборудование и организовать его промышленное производство. Наработка на отказ скважинного оборудования не превышала 180 суток.
В последние годы развитие отечественного насосостроения связано с созданием малогабаритных (условный габарит 3', 4, 4А) насосных агрегатов. На базе данного оборудования в 2011 году ЗАО «Новомет-Пермь» разработало техническую документацию на экспериментальные образцы «ОРЭ-УЭЦН-тандем» для скважин с 168- и 146-миллиметровыми эксплуатационными колоннами. Образцы испытывались в ОАО «Сургутнефтегаз». Средняя наработка до отказа установок не превысила 275 суток, что в 2 раза ниже насосных установок при штатных условиях эксплуатации [6]. От промышленного внедрения установки данной компоновки ОАО «Сургутнефтегаз» отказался. Оборудование «ОРЭ-УЭЦН» значительно упрощается, если скважинное оборудование комплектуется из одного ЭЦН с управляемым клапаном-отсекателем, устанавливаемым в канале поступления жидкости из одного пласта в насос.
Специалистами ТО «СургутНИПИнефть», НГДУ «Комсомольскнефть» и ООО ПКФ «Полет» разработан электроприводный клапан [7]. Срабатывает клапан от подачи электрического импульса по спецкабелю клапана или по силовому кабелю ПЭД. Таким образом, скважина управляется в автоматическом режиме подачей электроимпульса с диспетчерского пункта. Испытание опытных образцов насосной установки с клапаном проводится в НГДУ «Комсомольскнефть». Скважинная компоновка снабжена манометрической системой, которая контролирует давление на забое скважины.
Также в НГДУ «Комсомольскнефть» разработаны и испытываются на 5 скважинах экспериментальные образцы гидроприводного клапана «ИРТ500.102» ЗАО НПЦ «Фактор К» [3]. Скважинная компоновка достаточно надежная и конструктивно несложная.
Гидроприводный клапан-отсекатель закрывается и открывается гидравлическим импульсом, подаваемым в скважину передвижным насосным агрегатом, что является недостатком оборудования, так как требуется присутствие на скважине оператора и насосного агрегата. Согласно РД 153-39.0-109-01 замер дебита скважины с ЭЦН должен проводиться 1 раз в неделю. На установке «ОРЭ-УЭЦН» с клапаном ИРТ указанные нормативы выполнять не реально. Необходимо решить проблему дистанционного, упрощенного переключения клапана.
Следующим направлением развития техники ОРЭ-ЭЦН является компоновка одного насосного агрегата с системами автоматического замера дебита жидкости и обводненности по разобщенным пластам. Отсутствие в настоящее время работоспособных надежных систем не позволяет промышленно планировать данное оборудование на
ближайшую перспективу. Механический датчик расхода в осложненных условиях скважины (АСПО, соли, мехпримеси, газ) не обеспечивает наработки на отказ на уровне основного оборудования: ЭЦН, ПЭД, пакер. Не решен вопрос замера объемов воды, поступающей из низкодебитных пластов. Из-за относительного движения в эксплуатационной колонне нефти и воды, поступающих из пласта, поверхностные датчики не дают достоверную информацию истинной обводненности.
Считаем, что в настоящее время до создания работоспособных систем замера дебита и обводненности пластов следует апробировать упрощенные компоновки скважин-ного оборудования и методы контроля параметров работы разобщенных пластов и скважины. Подробно скважинная компоновка оборудования и технология управления ей приведена в [8]. В скважину, переводимую на «ОРЭ-УЭЦН-А» (патент 40647, рисунок), на монтажной колонне труб спускается пакер 13, разобщающий пласты.
Рисунок. Компоновки скважинного оборудования ОРЭ УЭЦН:
I — регулировка дебита нижнего пласта Р > Р '
^ пл.верх * пл.нижн '
II — регулировка дебита верхнего пласта Р < Р ■
* пл.верх * пл.нижн'
1 — колонна НКТ; 2 — агрегат насосный; 3 — кабель; 4 — клямсоловитель; 5 — хвостовик насосный;
6 — датчик давления верхний;
7 — воронка; 8 —уплотнитель хвостовика; 9 — дроссель;
10 — датчик давления нижний; 11 —хвостовик пакерный; 12 — клапан обратный подпружиненный;
13 — пакер межпластовый
механический;
14 — пакер верхний с опорой
на нижний пакер
После посадки и опрессовки пакера монтажная колонна труб разъединителем отсоединяется от пакера 13. В скважину спускается насосный агрегат 2 с трубным хвостовиком 5, который герметизируется с надпакерной колонной труб 11.
В хвостовик 5 (НКТ 73 или 89 мм) встроены штуцер 9, дросселирующий поток жидкости одного из пластов, обратный клапан 12, препятствующий переток жидкости между пластами, датчики давления 6, 10. Информация от датчиков 6, 10 передается на наземный вторичный прибор по специальному кабелю или силовому кабелю ЭЦН.
Промысловая практика показывает, что после вывода на штатный режим скважины с УЭЦН, как правило, до отказа насосный агрегат не регулируется. Эта предпосылка заложена в предложенных компоновках «ОРЭ-ЭЦН-А». Входной режим работы насосной установки определяется проектным дебитом скважины. Дополнительно компоновка предусматривает уточняющее (доводка) регулирование дебита скважины устьевым штуцером или частотным преобразователем.
Давление потока жидкости из пласта, как указывалось выше, замеряется одним или двумя датчиками давления.
В нефтепромысловой практике существуют коммерческие и технологические способы определения дебитов скважины. Коммерческими замерами количества сырой нефти, как правило, определяется общая добыча нефти по скважинам, лицензионным участкам месторождений, месторождениям и т. д.
Метрологические и технические требования к измерениям сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, а также нормы погрешности измерений с учетом сырой нефти и нефтяного газа регламентируются национальным стандартом РФ (ГОСТ Р 8.615-2005).
При ОРЭ дебиты скважин замеряются наземными ЗУ, что соответствует требованиям указанного стандарта. Замер дебита по пластам для коммерческих целей не требуется.
Другим направлением контроля дебитов скважины и каждого разобщенного в ней пласта является управление процессами выработки пластов и параметрами работы подсистемы «скважина — насос» для геолого-технологических служб недропользователя. Для этого достаточно осуществлять контроль дебитов жидкости и обводненности пластов с погрешностью на уровне применяемых ЗУ.
Эти условия должны распространяться и на технологии разработки многопластовых месторождений с применением оборудования «ОРЭ-ЭЦН-А».
Действующие нормативно-технические документы на ввод скважин в эксплуатацию из бурения требуют обязательно проводить комплекс их геофизических и гидродинамических исследований для создания информационной базы научного обеспечения сопровождения разработки нефтяных месторождений.
Основными показателями режима эксплуатации скважины являются: коэффициент продуктивности; дебит и обводненность вскрытых перфорацией пластов; пластовое давление. По полученным данным определяется способ и режим эксплуатации скважины. Рекомендуется во время эксплуатации скважины максимально использовать информацию, полученную при освоении и вводе ее из бурения. Для уточнения коэффициента продуктивности при длительной эксплуатации скважин РД 153-39.0-109-01 рекомендуется периодически проводить исследования на установившемся и неустановившемся режимах. Например, по методу Маскета при штатном насосном режиме скважина останавливается, и прослеживается рост уровня жидкости или давления (по системе ТМС) в затрубном пространстве скважины.
При ОРЭ фиксация параметров проводится только для одного пласта, гидравлически связанного с затрубьем. Для этого в одном из гидравлических каналов поступления жидкости из пласта в насос устанавливается обратный пружинный клапан (см. рисунок). Клапан при остановке насоса на замер позволяет в зависимости от компоновки оборудования поступать жидкости только из одного пласта в затрубье, изменяя в нем уровень.
Значение коэффициента продуктивности пласта, связанного с затрубьем, определяется
¥ • 86400 4 3. „ ч
• по уровню л =--10 (м/сут*м),
9.81 • р
¥ • 86400 6 3. ^ ч
• по давлению л =--10 (м /сут*МПа),
9.81 • р
где ¥ — площадь затрубного пространства, м2; tgа — определяется по графику изменения уровня жидкости или давления (ТМС) в затрубье (РД 153-39.0-109-01) при остановке скважины; р — плотность пластовой жидкости, кг/м3.
При эксплуатации скважины по показаниям датчиков ТМС или замеру уровня жидкости в затрубье и рассчитанному коэффициенту продуктивности определяется дебит одного пласта. Вычитанием значения из замеренного ЗУ дебита скважины определяют дебит второго пласта и пропорциональное соотношение дебитов пластов.
Текущее значение коэффициентов продуктивности пластов может определяться на двух установившихся режимах [4]. Значения коэффициентов рассчитываются:
• на нижний пласт
г
.V, @ •д Р ~ @ Д Р /3, ¡ЬЛ/ГГТЧ
Г)2 =--,--,- (м /сут*МПа);
р • р - р • р
Д1 1 Д 1 2 Д1 2 Д -"1
• на верхним пласт
1 = @ 1 'А р (м3/сут*МПа),
Л р
где Q, Q' — дебиты скважины, начальный и измеренный через 4-12 ч после запус-3 '
ка, м/сут соответственно; ЛР1, Л Р1 — начальная и измеренная через 4-12 ч после
2
запуска депрессия на верхний пласт, МПа; Л Р2, Л Р 2 —начальная и измеренная через 4-12 ч после запуска депрессия на нижний пласт, МПа.
По показаниям скважинных манометров и определенным значениям коэффициентов продуктивности пластов определяются их текущие дебиты.
Дебит пласта в штатном режиме А. С. Яговцев [9] предлагает определять для систем разработки месторождений по кривой восстановления дебита в затрубье при остановке скважины. Кривая аппроксимируется на ЭВМ.
Л к = а -Л ^ + Ъ -д г2 + С -д г,
где Л к — прирост уровня жидкости в затрубье при остановке скважины за время Л г , м; а, Ъ, — константы из кривой восстановления уровня.
Первая производная функции представляет собой скорость изменения уровня. Тогда дебит верхнего пласта перед остановкой на замер (что требуется определить):
= 24 - Е - с (м3/сут),
где Е — площадь затрубного пространства, м2.
Изложенные выше методики должны быть апробированы в скважинах НГДУ, где запроектировано применение оборудования «ОРЭ-ЭЦН-А». Разрабатывается и утверждается инструкция выполнения исследований для автоматического определения дебита пластов и скважины.
Одновременно с определением коэффициента продуктивности пластов на двух установившихся режимах определяется их текущая обводненность. Обводненность пластов рассчитывается по формулам [4]:
• для верхнего пласта:
= 1 _ & - 42 - (1 ~ П) _ 42- Q - (1 ~ п)
1 11 5
42- 41 _ 42- 41
• для нижнего пласта:
п = 42 + 41 - (! _ пд _ Q - (! _ п)
42
где 41, 42 — дебиты жидкости верхнего и нижнего пластов на первом режиме, м3/сут;
41 , 42 — дебиты жидкости пластов на втором режиме, м3/сут; п1 , п2 — обводненность пластов (за период исследования величина не меняется), д.ед.; Q, Q' — замеренный дебит скважины на первом и втором режимах, м3/сут; п , п — замеренная обводненность скважины на первом и втором режимах, д. ед.
Значения дебита и обводненности скважины измеряется ЗУ. Средневзвешенная обводненность скважины разбивается пропорционально рассчитанным долям обводненности по пластам, исследуются причины изменения. Все расчеты делаются в автоматическом режиме на диспетчерском пункте.
Результаты расчета обводненности пластов проверяются по балансу обводненности (штатный режим):
Q(1 _п) = 41(1 _П1) + 42(1 _П2) .
Пример расчета представлен ниже.
№ 1, 2015 Нефть и газ
80(1 - 0,6) = 30(1 - 0,8) + 50(1 - 0,48).
Через месяц обводненность скважины стала п = 0,7. Какой пласт обводнился? Проверяем для п :
80 • (1 - 0,7) = 30 • (1 - п1) + 50 • (1 - 0,48)
п1 = 1,0666
Обводненность не может быть более 1,0. Это означает, что изменилась обводненность второго пласта.
80 • (1 - 0,7) = 30 • (1 - 0,8) + 50 • (1 - п2)
п2 = 0,64
Была обводненность п2 = 0,48 , стала п2 = 0,64 . Обводнился второй пласт, что
подтверждают первые расчеты. Рекомендуется апробировать разработанный в «Тат-НИПИнефть» РД 153-39.0-654-10 «Методика определения обводненности объектов разработки при ОРЭ».
Итак, для промышленного внедрения на высокопродуктивных месторождениях предлагается конструктивно простая скважинная компоновка «ОРЭ-ЭЦН-А», состоящая из освоенных производством узлов и оборудования.
По показаниям манометрической системы ЭЦН определяются в режиме онлайн текущие значения дебитов жидкости пластов, уточняются текущие значения коэффициентов продуктивности.
Стоимость дополнительных узлов к штатному насосному оборудованию для эксплуатации двух пластов не превышает 400 тыс. руб. Экономия капитальных затрат на строительство второй скважины (вариант без применения ОРЭ) — более 60 млн руб.
По мере поступления на промысел систем КИП и автоматики управления режимами работы «ОРЭ-ЭЦН» предполагается его оперативно включить в компоновку предлагаемого скважинного оборудования.
Внедрение технологии ОРЭ и ОРЗ позволит:
• повысить нефтеотдачу и текущие дебиты скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых пластов и пропластков;
• увеличить степень охвата и интенсивность освоения многопластовых месторождений путем дополнительного раздельного вовлечения в разработку отдельных раз-нопроницаемых пластов-прослоев;
• сократить капитальные затраты на строительство скважин;
• оптимизировать процесс регулирования отбора и закачки по разрезу скважины;
• увеличить рентабельный срок разработки и эксплуатации месторождений;
• повысить дебит нефти по участкам и скважинам;
• осуществлять контроль добычи нефти из каждого пласта и закачки в них рабочего агента;
• получить дополнительные отборы нефти при транзитном проходе разрабатываемых пластов при вскрытии нижних пластов;
• доразбуривать в стволах скважин разрабатываемых верхних пластов на нижние пласты (уплотнение) и т. п.
Рекомендуется технологию «ОРЭ-ЭЦН-А» повсеместно применять для совершенствования разработки действующих многопластовых месторождений (уплотнение сеток скважин без строительства дополнительных скважин, интенсификация выработки отдельных пластов в скважинах, повышение темпов ввода залежей в разработку и т. п.).
Значительную прибыль предприятия могут получать от применения технологии ОРЭ и ОРЗ на многопластовых месторождениях, где после отработки высокопродуктивных пластов ведется разбуривание самостоятельными сетками низкопродуктивных пластов (ЮС, Ач и т. д.). Сотни транзитных стволов на низкопродуктивные пласты вскрывают до пяти-шести ранее не разрабатываемых пластов. Это значительный объем применения ОРЭ и ОРЗ. В скважинах с целостной эксплуатационной колонной предлагается удлинить ствол до низкопродуктивных пластов с последующей эксплуатацией двух пластов по технологии ОРЭ.
Выводы
1. На высокопродуктивных многопластовых месторождениях Западной Сибири отсутствует промышленное внедрение ОРЭ. Причины — отсутствие надежно работающего оборудования подъема и учета контроля объема продукции из пластов, научно обоснованных методик и критериев оценки применимости технологий ОРЭ и ОРЗ для проектирования и реализации систем разработки многопластовых месторождений.
2. В технических заданиях на проектирование разработки многопластовых месторождений необходимо включать требования по исследованию вариантов одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных горизонтов.
3. Нефтедобывающими компаниями не определены потребности в номенклатуре спецоборудования ОРЭ, не сформулированы требования к нему, что сдерживает разработку и промышленное производство оборудования заводами-изготовителями, широкомасштабное внедрение.
4. Предлагается конструктивно простая скважинная компоновка «ОРЭ-ЭЦН-А» на базе применяемых штатных насосных агрегатов с автоматической манометрической системой.
5. В плане дальнейшего развития «ОРЭ-ЭЦН» необходимо ускорить разработку и организовать промышленное производство автоматических скважинных систем контроля дебита и обводненности разобщенных в стволе скважины пластов, скважинных дросселей.
6. Необходимо форсировать скважинные промысловые испытания оборудования «ОРЭ-ЭЦН», включающего один штатный насос, электроприводный или гидроприводный клапан-отсекатели и скважинный дроссель.
7. При вводе в разработку низкопродуктивных глубоко залегающих пластов (ЮС, Ач и т. д.) обязательно требуется исследовать эффективность подключения с применением ОРЭ всех транзитных продуктивных пластов (не разрабатываемых или бывших в разработке). Уплотняется сетка скважин низкопродуктивных пластов, повышаются дебиты и отборы нефти по ним.
8. Считаем необходимым разработать отраслевые «Методические рекомендации по проектированию технологий ОРЭ и ОРЗ на многопластовых месторождениях России».
Список литературы
1. Хисамов Р. С., Насыбуллина С. В., Латифуллин Ф. М. Влияние одновремеенно-раздельной эксплуатации на темпы отбора нефти и нефтеотдачу на примере Ромашкинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. -2013. -№ 3.-С. 27-32.
2. Максутов Р. А., Доброскок Б. Е., Зайцев Ю. В. Одновременно-раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977. - 230 с.
3. Николаев О. С., Татаринцев А. А., Климань С. В. Практика и перспективы применения компоновок ОРД-РЭК // Инженерная практика. -2013. -№ 2. - С. 21-30.
4. Прокудин А. В. Результаты внедрения оборудования ОРЭ на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» // Инженерная практика. - 2013. - № 2. - С. 30-34.
5. Мухаметшин А. Р., Ялилов Р. Р. Опыт эксплуатации установок ОРД в ОАО АНК «Башнефть» // Инженерная практика. - 2013. - № 3. -С. 39-45.
6. Алеев Р. И., Захаров И. В. Опыт создания и эксплуатация оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. - С. 58-89.
7. Цику Ю. К., Захаров И. В. Опыт и перспективы одновременно-раздельной разработки многопластовых месторождений НГДУ «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» // Инженерная практика. - 2013. - № 2. - С. 38-41.
8. Афанасьев В. А. Оптимизация компоновки насосного оборудования ОРЭ скважин // Инженерная практика. - 2012. - № 1. - С. 6-9.
9. Яговцев А. С. Определение дебита непереливающих скважин по кривым восстановления уровня: сборник научных трудов «СургутНИПИнефть». - 2004. - Вып. 5. - С. 162-167.
Cведения об авторах
Афанасьев Владимир Александрович, к. т. н.,
старший научный сотрудник, ОАО СибНИИНП, тел. 8(3452)417816, яЛшпр@яЛшпр. ги
Бастриков Сергей Николаевич, д. т. н., профессор, генеральный директор ОАО СибНИИНП, тел. 8(3452)410080, яЛпппр@я^пппр. ги
Попов Виктор Андреевич, к. т. н., старший научный сотрудник, заместитель генерального директора ОАО СибНИИНП, тел. 8(3452)417816, яЬ-пппр@яЛшпр. ги
Information about the authors
Afanasiev V. A., Candidate of Science on Engineering, senior scientific worker of OJSC «SibNIINP», phone: 8(3452)417816, [email protected]
Bastrikov S. N., Doctor of Science in Engineering, professor, General Director of OJSC «SibNIINP», phone: 8(3452)410080, [email protected]
Popov V. A., Candidate of Science on Engineering, senior scientific worker, Deputy General Director of OJSC «SibNIINP», phone: 8(3452)417816, [email protected]
