Geoecological and engineering geological specifics of washing geoenvironment from hydrocarbon pollution

Full Text

ВВЕДЕНИЕ

На территориях предприятий нефтяного комплекса практически вся геологическая среда загрязнена углеводородами. Загрязнение распространяется не только на почвы, но и на грунты пород зоны аэрации, подземные и поверхностные воды в ареале влияния предприятия. Известно, что нефтяные загрязнения из сооружений проникают в породы зоны аэрации до глубин региональных водоупоров, составляющих, в отдельных случаях, десятки метров [6].

Одним из распространенных направлений удаления нефтяных загрязнений из грунтов выступает очистка методом промыва [9, 10, 13]. В основном, таким образом очищают верхние горизонты пород зоны аэрации, глубиной не более 3.0 м. Как правило, в этот элемент входят почвы и подстилающие их породы. Между тем, новое строительство на существующих нефтяных предприятиях охватывает глубины значительно большие, чем толщина грунта. Например, ростверк фундаментов установок каталитического риформинга на площадках реконструкции нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в отдельных случаях составляет более 10.0 м.

В большинстве случаев, перед строительством, загрязненные грунты экскавируют, формируют на поверхности в виде штабелей, буртов, гряд, слоев для последующей очистки от остаточных углеводородов биохимическим или химическим методами [1, 14]. На время обработки загрязненные грунты превращаются в отход. Строительная организация вынуждена осуществлять платежи за обращение с опасным отходом. Эти платежи сопоставимы со стоимостью строительства отдельных объектов на стройплощадке.

На глубинах более 3.0 м биодеструкция грунта затруднена и более целесообразно применение химических и физико-химических методов очистки загрязненных пород зоны аэрации [5].

Перед специалистами стоит проблема, очерчиваемая следующим кругом вопросов:

• можно ли использовать нефтезагрязненные грунты в качестве строительных оснований, с проведением очистных мероприятий без извлечения пород?
• при каких остаточных содержаниях нефтепродуктов в грунтовых основаниях можно осуществлять строительные работы?
• какие геоэкологические и геомеханические показатели, а также диапазоны их значений регламентируют возможность использования нефтезагрязненных грунтов в качестве строительных оснований?
• какие методы удаления загрязнений из пород зоны аэрации целесообразно использовать на освоенных строительством территориях, не нарушая сплошность пород, т.е. без экскавации, которая превращает грунт в отход?

МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Авторами предложено классифицировать области загрязненных пород зоны аэрации и применяемые методы удаления углеводородов в зависимости от глубин:

• < 1.0 м − I аэробная подобласть; целесообразно применение, в основном, биохимического метода очистки; обеспечиваются естественные условия “кислородного дыхания” микрофлоры-редуцента притоком из атмосферы;
• 1.0–3.0 м − II аэробная подобласть; целесообразно сочетание методов как биохимической, так и химической очистки; “кислородное дыхание” обеспечивается принудительным способом с использованием или рыхлительной техники или низконапорной аэрации от вентилятора (давление воздуха до 0.6 атм); до глубины 3,0 м возможно применение физико-химических методов очистки или пропарки с флокулянтом под давлением нагнетания раствора до 1.0 атм;
• 3.0–10.0 м − аноксидная область; здесь доступ кислорода с поверхности затруднен; энергообмен обеспечивается за счет “нитритного” и “нитратного” дыхания микрофлоры; целесообразно применение средненапорной аэрации от воздуходувки или компрессора с давлением от 0.6 до 2.0 атм; подача промывочного раствора для химочистки возможна в диапазоне давлений от 1.0 до 10.0 атм;
• > 10.0 м − анаэробная область; биодеструкция загрязнений нецелесообразна; очистка обеспечивается высоконапорными физико-химическими методами под давлением более 10 атм. В отдельных случаях применяют методы подачи промывочных растворов под давлением 100 атм и более, направленные на изменение фильтрационно-реологических свойств загрязненной горной породы, улучшение её проницаемости и снижение вязкости загрязнений неньютоновской природы.

На территории одного из реконструируемых НПЗ Среднего Поволжья при участии авторов был запроектирован и частично построен комплекс очистки пород зоны аэрации от застарелых нефтяных загрязнений. Технологическая схема и отдельные узлы комплекса, применительно к различным областям загрязненных грунтов, представлены на рис. 1 и 2.

 

Рис. 1. Элементы технологической схемы очистки грунтов для различных условий залегания углеводородных загрязнений. 1 – насосная группа низкого давления; 2 – насосная группа высокого давления; 3 – промывные дрены; 4 – колодцы сбора загрязненного промывочного раствора; 5 – нагнетательно-добывающие скважины; 6 – превенторы; 7 – передвижной высоконапорный экструдер (Jet – нагнетатель); 8 – композитный шпунт геотехнической защиты, прорезанный до водоупора; 9 – погружной насос.

 

Рис. 2. Отдельные узлы сооружений высоконапорной реагентной очистки пород от углеводородных загрязнений: а − площадка нагнетательно-добывающих скважин с превенторами; б − высоконапорная насосная станция с реагентным хозяйством; в − узел приготовления раствора реагентов; г − передвижной высоконапорный экструдер (Jet – нагнетатель).

 

Оценку нефтезагрязненных грунтов, как оснований и источников деградации пород проводили на территориях существующих предприятий нефтяного комплекса в ходе проектно-изыскательских работ по подготовке площадок к новому строительству.

Типы предприятий нефтяной отрасли, на которых производили грунтоотбор и анализ, а также отдельные характеристики загрязненных грунтов, представлены в табл. 1.

 

Таблица 1. Сведения по загрязненности грунтов на предприятиях нефтяной отрасли

Отрасль	Тип предприятия/объект	Виды деятельности, связанной с извлечением загрязненного грунта	Основные виды нефтезагрязненных пород/глубина загрязнения, обнаруженная при бурении, м	Диапазон содержания нефтепродуктов, % масс. грунта
Добыча	Месторождение/резервуарный парк	Капремонт резервуарных парков	Пески/до 3.0	0.15–0.25
	Месторождение/буллитная	Реконструкция оборудования	Глины/до 5.0	0.40–0.50
	Месторождение/УПН	Снос старого оборудования	Карбонатные/до 5.0	0.50–0.70
Транспорт	Нефтепровод/порыв на линейном участке	Замена участка трубопровода	Глины – суглинки/до 2.0	0.5–1.0
	Продуктопровод/насосная	Объектный демонтаж старой насосной	Карбонатные/до 3.0	1.0–2.0
Переработка (включая нефтехимию)	НПЗ/резервуарный парк	Реконструкция площадки завода	Пески-глины/до 12.0	2.0–3.0
	НПЗ/цех каталитического крекинга	Объектный демонтаж старых установок	Пески-глины – карбонатные/до 30.0	2.0–3.0
	НХК/установка изобутилена	Расширение мощности со сносом старых установок	Глины/до 15.0	0.5–1.0
Обращение с отходами	Нефтешламонакопитель	Реконструкция шламонакопителя с расширением рабочих карт	Нефтешламы с песками/до 30.0	5.0–10.0
	Аварийный амбар	Ликвидация амбара	Нефтешламы с суглинками/до 10.0	3.0–8.0
	Буферный пруд	Частичная ликвидация с реконструкцией насосной	Нефтешламы с песками/до 10.0	5.0–15.0
	Шламовый амбар	Ликвидация и рекультивационные работы	Буровые шламы с торфом/до 10.0	< 0.05

 

Исследуемые параметры объединены в группы: геомеханическую и геоэкологическую (табл. 2 и 3). Причем, в геомеханической группе сделан упор на несущую способность загрязненных грунтов, а в экологическую группу – параметры реологии и фильтрации грунтов, определяющие возможность их высоконапорного промыва.

 

Таблица 2. Геомеханические свойства различных типов нефтезагрязненных грунтов и шламов (по данным инженерных изысканий)

№ п/п	Наименование породы (ИГЭ)	Геомеханические и отдельные структурные показатели
		Коэффициент пористости, ε	Диапазон линейных размеров частиц, мм	Модуль деформации Е, МПа	Сцепление, С, кПа	Плотность, ρ, т/м3 (при влажности до 30%)	Показатель текучести, Il	Число пластичности Iр
1	Песок мелкий/пылеватый с содержанием нефтепродуктов до 0.5 мас. %	0.6–0.7	0.1–1.0	20–30	–	1.65–1.70	–	–
2	Песок мелкий с содержанием нефтепродуктов 0.5–1.0 мас. %	0.5–0.6	0.5–3.0	30–40	9.0–11.0	1.65–1.70	–	–
3	Песок мелкий с содержанием нефтепродуктов ≥ 1.0 мас. %	0.4–0.5	0.5–3.0	40–50	12.0–15.0	1.6–1.65	–	1.0–3.0
4	Глина твердая с содержанием нефтепродуктов < 0.5 мас. %	0.6–0.7	0.00–0.05	17.0–21.0	60.0–70.0	1.2–1.3	0.15–0.25	3.0–10.0
5	Глина твердая (до полутвердой) с содержанием нефтепродуктов 0.5–1.0 мас. %	0.5–0.6	0.00–0.05	15.0–18.0	40.0–45.0	1.2–1.5	0.15–0.25	7.0–15.0
6	Глина твердая (до полутвердой) с содержанием нефтепродуктов 1.0–3.0 мас. %	0.4–0.5	0.001–0.05	12.0–15.0	30.0–40.0	1.0–1.5	0.25–0.50	10.0–17.0
7	Глина пластичная с содержанием нефтепродуктов 3.0–5.0 мас. %	0.4–0.5	0.001–0.05	9.0–12.0	25.0–35.0	< 1	0.50–0.75	17.0–25.0
8	Суглинок с доломитом с содержанием нефтепродуктов 1.0–3.0 мас. %	0.45–0.8	0.01–0.1	20.0–30.0	25.–35.0	1.2–1.3	0.25–0.50	5.0–12.0
9	Суглинок с доломитом с содержанием нефтепродуктов 3.0–5.0 мас. %	0.65–0.75	0.01–0.1	15.0–25.0	15.0–20.0	1.2–1.3	0.50–1.0	3.0–10.0
10	Смесь песков и нефтешламов с содержанием нефтепродуктов более 5.0 мас. %	0.65–0.75	0.4–0.6	15.0–20.0	10.0–15.0	1.5–1.55	–	1.0–5.0
11	Нефтешламы с содержанием нефтепродуктов более 10 мас. %	> 0.8	< 0.001	–	–	1.25–1.30	–	–
12	Буровые шламы на водной основе суглинистые/пылеватые (содержание нефтепродуктов менее 0.05 мас. %)	> 0.8	< 0.001	–	–	1.90–2.10	–	–

 

Таблица 3. Геоэкологические показатели загрязненных грунтов и шламов (по данным инженерных изысканий)

№ п/п	Наименование породы (ИГЭ)	Показатели
		Общее содержание нефтепродуктов, Сн.п.гр. (мг/кг)		Коэффициент фильтрации грунта, Кф, м/сут	Коэффициент динамической вязкости, при 5.0 ± 2.0°С (Па · с · 10-3)	Глубина залегания подземных вод от поверхности земли, Нп.в. (м)	Коэффициент степени опасности отхода, Ко
		в грунте	в подземных водах
1	Песок мелкий/пылеватый с содержанием нефтепродуктов < 0.5 мас. %	1462–3643	0.15–0.57	0.1–2.0	98–344	8.0 ± 0.5	87–119
2	Песок мелкий с содержанием нефтепродуктов 0.5–1.0 мас. %	5211–9427	0.78–2.43	0.1–2.0	485–1024	8.0 ± 0.5	136–422
3	Песок мелкий с содержанием нефтепродуктов ≥ 1.0 мас. %	12293–24690	3.55–10.15	0.1–2.0	877–2480	8.0 ± 0.5	495–813
4	Глина твердая с содержанием нефтепродуктов < 0.5 мас. %	1287–3425	0.22–0.75	< 5.0 · 10−4	2732–9584	12.0 ± 0.5	62–217
5	Глина твердая (до полутвердой) с содержанием нефтепродуктов 0.5–1.0 мас. %	6189–10332	4.45–15.76	< 5.0 · 10−5	12452–18584	12.0 ± 0.5	582–970
6	Глина твердая (до полутвердой) с содержанием нефтепродуктов 1.0–3.0 мас. %	14226–29470	3.88–26.52	3.2 · 10–4–7.4 · 10–5	27633–38488	12.0 ± 0.5
7	Глина пластичная с содержанием нефтепродуктов 3.0–5.0 мас. %	38204–68328	31.45–57.73	8.1 · 10–5–5.2 · 10–6	39629–54831	18.0 ± 0.5	2643–7910
8	Суглинок с доломитом с содержанием нефтепродуктов 1.0–3.0 мас. %	9248–29242	1.07–3.62	4.6 · 10–5–2.1 · 10–6	47228–79315	27.0 ± 0.5	3558–8034
9	Суглинок с доломитом с содержанием нефтепродуктов 3.0–5.0 мас. %	34250–52243	18.39–24.55	1.3 · 10–6–3.4 · 10–7	82941–112062	27.0 ± 0.5	9268–21452
10	Смесь песков и нефтешламов с содержанием нефтепродуктов ≥ 5.0 мас. %	69251–112452	112.94–285.94	< 5.0 · 10−4	11836–25387	4.0 ± 0.5	18593–42176
11	Нефтешламы с содержанием нефтепродуктов ≥ 10 мас. %	155727–468950	2190.4–4238.2	< 5.0 · 10−5	162943–272540	1.5 ± 0.2	53296–86452
12	Буровые шламы на водной основе суглинистые/пылеватые (содержание нефтепродуктов < 0.05 мас. %)	128–501	0.04–0.17	0.1–2.0	287–789	1.0 ± 0.1	23–55

 

Были проведены исследования по очистке различных горизонтов нефтезагрязненных пород с использованием флокулянтов марок О-БИС, Флокатон 200, Праестол 853, Nalco 4757 и Юниклин.

Дозировка флокулянтов лежала в границах 4.0 ± 0.5 мг/кг обрабатываемого грунта. В отдельные образцы грунта наряду с флокулянтом вводили соду и карбонизированную воду [12]. Давление нагнетания промывного раствора регулировали в диапазоне от 1.0 ± 0.2 до 40.0 ± 1.0 МПа.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Исследования показали, что нефтезагрязненные грунты отличает многообразие видового состава, геомеханических свойств и экологических показателей. Соответственно разнообразно и количество направлений ликвидации загрязнений в грунтах.

Очистка грунтов — сложный и дорогостоящий процесс. Для ее реализации требуется обеспечить максимальную поверхность контакта реагентных растворов с загрязненными породами высокой вязкости и низкой проницаемости, расположенными на глубинах в десятки и на расстоянии в сотни метров от источников загрязнений.

Нефтезагрязненные инфильтраты, проникающие в породы зоны аэрации, представляют собой вязкие жидкости по состоянию близкие к неньютоновским. Низкая проницаемость среды (до 10–14 м²), высокая вязкость жидких флюидов, заполняющих её поры (до 100 Па ∙ с), создают сопротивление потоку промывочных растворов и не позволяют им равномерно распределяться по всей толще, начиная от поверхности загрязненных грунтов до отметок региональных водоупоров. В связи с этим потребовалась разработка методов высоконапорной подачи промывочных растворов, способных, наряду с очисткой от загрязнений, изменить фильтрационно–реологические свойства грунтов в сторону увеличения их проницаемости и снижения вязкости загрязнителей.

При высоконапорном воздействии очищаемые от нефтяных загрязнений грунты, особенно на глубинах заложения фундаментов, не должны терять несущую способность, как основания для строительства.

Отдельное внимание при разработке опытно–промышленных испытаний и внедрении перечисленных выше технологий уделялось изучению влияния ряда абиотических факторов среды, а также управляющих параметров (исходного содержания углеводородов, рабочих доз реагентов и добавок, давлений нагнетания промывочных и вяжущих растворов) на деформационные и экологические показатели грунтов, как потенциальных оснований для строительства.

Исследования показали, что содержание углеводородов в нефтезагрязненных грунтах в диапазоне значений 1.0–5.0 мас. % (10000–50000 мг/кг) не приводит к существенному понижению модуля деформации, если образец находится в состоянии монолита. Диапазоны значений модуля деформации для образцов глин (влажность 25.87%) и песков с пылеватыми включениями (влажность 38.61%) составили (7.0–38.0) ± 1.0 МПа и (4.0–25.0) ± 1.0 МПа соответственно. Подобные значения обеспечивают несущую способность нефтезагрязненных грунтов и их последующее использование в качестве оснований под объекты капитального строительства. Аналогичные результаты были получены для показателей удельного сцепления грунтов: (28.0–60.0) ± 1.0 кПа – глины, и (2.0–6.0) ± 1.0 кПа – пески.

Снижение несущей способности нефтезагрязненных оснований происходит из–за ослабления межагрегатных связей в скелете грунта и начинает проявляться при достижении содержания углеводородов более 5 мас. % (> 50000 мг/кг). По всей видимости, углеводородные инфильтраты в поровом пространстве оснований с содержанием нефтепродуктов > 5 мас. % определяют текучую консистенцию грунтов. При этом происходит снижение угла внутреннего трения и удельного сцепления, изменяется сжимаемость грунтов, особенно в водонасыщенных глинах и песках с преобладанием пылеватых частиц [8].

Учитывая значимость проблемы, авторами был разработан и внедрен в строительную практику набор технологий, позволяющих проводить на территориях реконструируемых и ликвидируемых объектов нефтяного комплекса удаление углеводородсодержащих загрязнений, без извлечения грунтов из выемок. К ним относятся:

• удаление из загрязненных почв до глубин 1.0 м летучих фракций углеводородов методом газоконтактной продувки [7];
• удаление углеводородов из загрязненных грунтов и нефтеотходов в верхних горизонтах пород зоны аэрации (до глубин 3.0 м) с использованием биотермических методов [11];
• иммобилизация нефтяных загрязнений на глубинах до 10.0 м, путем закачки в грунты растворов реагентов, обладающих вяжущими, флокулирующими и сорбционными свойствами [15];
• очистка нефтезагрязненного грунта на глубине более 10 м с использованием высоконапорной закачки растворов, содержащих углекислоту (Jet–технология) [15].

В I аэробной подобласти на глубине до 1.0 м ликвидацию углеводородных загрязнений возможно проводить, как правило, без экскавации грунтов. Здесь рекомендуется применение методов аэробной биохимической деструкции аборигенными или искусственно созданными микроорганизмами–редуцентами; производят рыхление, мульчирование грунта и после обезвреживания его укатку.

При ликвидации нефтяных загрязнений во II аэробной подобласти (1.0–3.0 м), а также в аноксидной области (до 10.0 м) возможно производить экскавацию грунта, его формирование в штабели или бурты с последующей биотермической обработкой. Аэрацию извлеченного грунта целесообразно обеспечивать перемешиванием ковшом или непосредственно от воздуходувных устройств. После обезвреживания возможен возврат грунтов в котлован в качестве вторичных рекультивационных материалов. Также на глубинах до 10.0 м имеет смысл использовать низконапорный дренажный промыв нефтяных загрязнений [2–4].

Ликвидация загрязнений на значительных глубинах (более 10.0 м) сопряжена с необходимостью применения высоконапорной очистки.

Очисткой были охвачены загрязненные горизонты под площадками трех НПЗ Среднего Поволжья. Здесь в период 2009–2018 гг. проводили полную реконструкцию технологических установок для последующего выпуска топлив марок Евро–5. На двух НПЗ провели объектный демонтаж бездействующих и морально изношенных установок, извлечение фундаментов в горизонтах отметок (–2.50) – (20.0) и частичную экскавацию нефтезагрязненных грунтов с последующей заменой привозными грунтами. На одном НПЗ произвели снос старых установок в отметках (0.00) – (–3.00). Строительство произвели на загрязненных грунтах, так как их геомеханические характеристики отвечали требованиям к производству работ.

Для определения соответствия вида возводимого сооружения типу грунта по загрязненности все установки по расчетным и фактическим нагрузкам на основание дифференцированы на три группы:

• группа 1 − в основном в неё входят временные или бесфундаментные сооружения и часть эстакад. Нагрузки на основание составляют до 1.0 МПа;
• группа 2 − к ней отнесли основной набор строений с фундаментами ленточного и, частично, свайного типов глубиной 3.0–5.0 м под нагрузками от 1.0 до 3.0 МПа;
• группа 3 − сооружения на свайных фундаментах, резервуарные парки от 10 до 50 тыс. м³ и более, а также новые ТЭЦ. Сооружения имеют заглубленную часть ниже –5.00 м. Нагрузки составляют более 3.0 МПа (в отдельных случаях 10.0 МПа и более).

Сооружения группы 1 с нагрузками на естественное или создаваемое основания до 1.0 МПа расположены в I аэробной подобласти. Их строительство не требует извлечения загрязненных грунтов. Очистку грунтов можно ограничить внесением биодобавок, слоевой биотермической деструкцией углеводородов, начиная с концентраций более 2000 мг/кг масс с аэрацией рыхлением и последующей укаткой.

Во II аэробной подобласти – от (–3.00) до (–5.00) целесообразно извлечение загрязненного грунта экскавацией с вывозом на полигон. Методы очистки подобных грунтов сопряжены с необходимостью штабельно–слоевой биодеструкции в диапазоне исходных концентраций углеводородов от 2000 до 50000 мг/кг.масс. Аэрацию штабелей возможно проводить от средненапорных воздуходувных устройств с давлением нагнетания 1.0–3.0 кПа. Также возможна подача раствора флокулянта через дрены под давлением до 1.0–2.0 МПа.

Сооружения группы 2 с нагрузками на основание до 3.0 МПа располагаются в аэробной и частично в аноксидной области. Извлечение грунта экскавационной техникой здесь возможно до глубин 10.0 м. В качестве технологий очистки такого грунта авторами рекомендована биохимическая деструкция в штабелях. Возможна биодеструкция углеводородов без извлечения нефтегрунта непосредственно в грунтовом массиве с использованием газодренажной системы и средненапорных аэрационных устройств (воздуходувки; компрессоры; давление более 3.0 кПа).

В отдельных случаях, на стесненных территориях с опасными производствами, извлечение грунта затруднено или невозможно. В подобных условиях в аноксидной области предпочтительна средненапорная (Р – 3.0–10.0 МПа) очистка от загрязнений с отводом стока на ЛОС.

В анаэробной области (группа 3) нагрузки со стороны сооружений составляют 3.0–10.0 МПа и более. Криофильные условия среды, отсутствие доступа кислорода на глубину более 10.0 м не позволяют осуществлять очистку биохимическими методами. Поэтому для ликвидации углеводородных загрязнений здесь предпочтительны высоконапорная очистка (Р > 10.0 МПа) с отводом стока на ЛОС, а в отдельных случаях методы цементации загрязненных пород.

ВЫВОДЫ

1. Загрязненные грунты, как потенциальные основания для строительства, в диапазоне глубин, дифференцированы на области: I и II аэробные (1.0–3.0 м), аноксидную (3.0–10.0 м) и анаэробную (более 10 м).
2. Определены диапазоны значений геомеханических и геоэкологических показателей загрязненных пород, а также их смесей с нефтешламами, как потенциальных строительных оснований и, в частности: коэффициентов фильтрации (10^–1–10^–7 м/сут), динамической вязкости (0.1–300.0 Па · с · ), степени опасности (100–100 тыс.), модуля деформации (10.0–50.0 МПа), сцепления (10.0–70.0 кПа), показателей текучести и пластичности для диапазона значений концентраций нефтепродуктов 0.5 – 10.0 мас. % грунта.
3. Созданы новые и адаптированы существующие технологии удаления нефтяных загрязнений из грунтов без нарушения их механической сплошности и, в частности, высоконапорная технология подачи реагентного раствора в диапазоне давлений нагнетания от 1.0 до 10.0 МПа и более. Данная технологии позволяет снижать содержания загрязнений углеводородной природы с 10% масс (100 тыс. мг/кг грунта) до остаточных значений менее 0.2 мас. % (2 тыс. мг/кг грунта) и достигать соответствия региональному нормативу Самарской области по нефтепродуктам в грунтах, как потенциальных оснований для ведения строительных работ.
4. Технологии очистки грунта от загрязнений для последующего осуществления хозяйственной деятельности входят составной частью в специализированные предприятия – комплексы восстановления нарушенной геосреды.

About the authors

K. L. Chertes

Samara State Technological University

Author for correspondence.
Email: rector@samgtu.ru
Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya St., Samara, 443100

A. A. Lavrusevich

All-Russian Research Institute for Civil Defense and Emergencies; Sergo Ordzhonikidze Russian State Geological Exploration University

Email: rector@samgtu.ru
Russian Federation, 7, Davydkovskaya St., Moscow, 121352; 23, Miklukho-Maklaya St., Moscow, 117997

V. N. Pystin

Samara State Technological University

Email: rector@samgtu.ru
Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya St., Samara, 443100

O. V. Tupitsyna

Samara State Technological University

Email: rector@samgtu.ru
Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya St., Samara, 443100

A. D. Pashkov

Samara State Technological University

Email: rector@samgtu.ru
Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya St., Samara, 443100

References

Supplementary files