Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

В качестве перфорационной жидкости и жидкости глушения в скважинах месторождения предлагается использовать:

· инвертно-эмульсионные растворы;

· жидкость глушения на основе полисахаридов и гелирующего комплекса «Химеко-В» (ПСЖГ);

· индифферентные растворы (ИР) на основе солей калия и аммония с добавлением ПАВ и взаиморастворимых органических растворителей.

Инвертно-эмульсионные растворы являются обратными эмульсиями. В своем составе они имеют нефтяную основу с добавлением эмульгаторов и, в случае необходимости, полимеров и утяжелителей:

Жидкость глушения на основе полисахаридов и гелирующего комплекса «Химеко-В» (ПСЖГ) - представляет собой низковязкий полисахаридный водный гель на основе гелирующего комплекса «Химеко-В». Гель термостабилен при температуре 90?С и обладает низкой фильтрацией от 0 до 0,5 мл/30 мин по ВМ-6. Условная вязкость раствора при истечении 100 мл из 200 мл, 5-30 сек по ВБР-1 [7,9].

4.5 Оборудование скважин

скважина месторождение геологический

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом

Скважины оборудованы лифтом диаметром 60 мм, 73 мм и комбинированным лифтом - 60, 73 мм, средняя глубина подвески НКТ - 1500 м [2,8,9].

Раньше процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. При высоких дебитах и рыхлых песчаных коллекторах происходило быстрое гидроабразивное изнашивание эксплуатационной колонны скважины, приводящее к ее разрушению, а часто и к разрушению всего ствола скважины.

Для предотвращения этого и увеличения КПД подъемника в скважину начали спускать колонну фонтанных труб. Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры - дроссели, позволяющие изменением размера отверстия регулировать противодавление на пласт и вследствие этого дебит жидкости. Для замены штуцера или выкидной линии, например из-за износа, возникала необходимость перекрытия скважин запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы стали применять фонтанную арматуру, состоящую из трубной головки и елки, обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий - струн.

В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом резко усложнилось. Оно состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудование низа колонны, оборудование устья, т.е. фонтанной арматуры, и обвязки устьевого оборудования, обычно называемой манифольдом [9].

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция. Обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

В дальнейшем, фонтанные скважины с рентабельным дебитом переводятся на механизированный способ добычи.

Установка скважинного центробежного электронасоса

Установка погружного центробежного насоса (рисунок 4.3.) [9] состоит из погружного агрегата, включающего специальный погружной маслонаполненный электродвигатель, протектор и центробежный многоступенчатый насос, специальный кабель, прикрепленный к колонне НКТ хомутами. С помощью устьевого оборудования, установленного на колонной головке эксплуатационной колонны, подвешена колонна НКТ. На поверхности рядом со скважиной устанавливается кабельный барабан и автотрансформатор увеличения глубины спуска погружного агрегата, а во время подземного ремонта на него наматывается кабель, спущенный в скважину. Выше насоса устанавливается обратный клапан, облегчающий пуск после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из внутренней полости НКТ при их подъеме.

Для подъема жидкости на Ван-Еганском месторождении применяются модульные электропогружные насосные установки типа УЭЦНМ, УЭЦНД, 1ВННП5, 2ВННП5, производительностью 30-200 м³/сут., напором 1300-2000 м. отечественного производства, импортной установкой типа 460 TDK-140 [8,9].

Оборудование устья скважины, для эксплуатации УЭЦН, обеспечивает удержание на весу колонны НКТ вместе с агрегатом и кабелем, отвод в манифольд продукции скважины, герметизацию пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, ввод кабеля, перепуск газа из межтрубного пространства при увеличении его давления в манифольд, установку приборов для исследования скважин - манометров для измерения давления в колонне НКТ и межтрубном пространстве, измерение уровня жидкости в скважине и т.д.

Устьевое оборудование включает трубную головку, в которой размещены разъемный корпус и уплотнения, герметизирующие кабель и НКТ. Уплотнение поджимается разъемным фланцем. Для выпуска газа из затрубного пространства предусмотрено колено, соединяющее межтрубное пространство через обратный клапан с манифольдом. Трубная головка снабжена отверстием для присоединения приборов, используемых при исследовании скважин [9].

Установка штангового глубинного насоса

Схема ШГНУ включает оборудование: а) наземное - станок-качалку, оборудование устья; б) подземное - насосно-компрессорные трубы, штанги насосные, штанговый скважинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях [9].

Основные причины отказов ШГНУ - негерметичность клапанов, износ пары «цилиндр - плунжер». Практически во все скважины спущены не вставные насосы типа ШГНУ: НВ1БМ, НВ2БМ, НН2БМ с диаметром плунжера 32 мм, 44 мм и 57 мм. Отличительной особенностью работы скважин с ШГНУ является [8,9]:

· высокие значения газового фактора и давления насыщения нефти;

· вредное влияние газа;

· отложение солей;

· трудности вывода на режим, связанные с частым глушением скважин;

· проникновение газа в изоляцию кабеля.

Около половины скважин работают с газосодержанием более 15%. В этих скважинах необходимо увеличить подвески насоса или установить газовый якорь. Наиболее продуктивные скважины рекомендуются к переводу на УЭЦН. В дальнейшем установки ШГНУ найдут применение на низкодебитных скважинах, эксплуатация которых установками УЭЦН осложнена и приводит к низкой наработке на отказ.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШГНУ - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод [9].

4.6 Состав и техническая характеристика системы ППД

В настоящее время заводнение - высокопотенциальный и освоенный метод разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, применяемый практически при всех геолого-физических и технико-технологических условиях, кроме гидрофобных коллекторов, высоковязких нефтей и сильно заглинизированных малопроницаемых пластов.

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Потребность составляет 1,5 - 2 м³ воды на 1 т добытой нефти. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения.

Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняющих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорослей и микроорганизмов. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещеноватости пород до 5 - 50 мг/л. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 - 6 раз больше диаметра частиц.

В настоящее время на Ван-Еганском месторождении используют воды: открытых водоемов (реки Вах), сточные (состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью).

В системах заводнения используется более 60% сточных вод, остальной объем все еще закачивается в поглощающие скважины или сбрасывается в бессточные испарители. Сброс промысловых сточных вод в водоемы полностью прекращен. Следует отметить, что система поддержание пластового давления динамична: сначала используются воды внешних источников, а затем - пластовая вода по замкнутому циклу (безотходное производство).

Водозаборные сооружения (водозаборы) и водоочистная станция включают в себя также буферные емкости для резерва воды, обеспечивающего обычно шестичасовую непрерывность водоподачи при ремонтных установках или авариях (порывах водопроводов и т.д.).

Буферные емкости - это подземные железобетонные или наземные обогреваемые и стальные теплоизолированные резервуары. Водозаборы и насосные станции 1-го подъема предназначены для забора воды из источников и подачи ее на водоочистную станцию или насосную станцию 2-го подъема. Водозаборы бывают открытого и закрытого типов. Предпочтителен водозабор закрытого типа, или так называемый подрусловый, который обеспечивает подачу воды, почти не содержащей механических примесей. В данном случае вода поступает из водозаборных скважин глубиной 10 - 50 м (на Ван-Еганском месторождении 40-55 м), пробуренных на подрусловый слой галечника или песка. Предпочтение отдается сифонному водозабору, который на 15 - 25% дешевле индивидуального.

Устье каждой скважины размещается в колодце и с помощью приемного коллектора подсоединяется к вакуумным котлам. В этих котлах посредством вакуумных насосов создается вакуум до 0,08 МПа. Вакуум - котлы высотой около 7 м устанавливают вместе с центробежными электронасосами насосной станции 1-го подъема в бетонной шахте глубиной 9 - 17 м. Вода под вакуумом поступает в вакуум - котлы, а дальше подается насосами в буферные емкости насосной станции 2-го подъема.

Водоочистная станция предназначена для подготовки воды, поступающей из открытого водозабора. Подготовка воды должна включать следующие системы:

а) фильтрационную для удаления из воды механических примесей;

б) обескислороживания воды и удаления коррозионно - активных газов;

в) бактерицидной обработки воды для подавления бактерий;

г) солевой обработки воды, обеспечивающей совместимость ее с пластовой;

д) автоматизированного управления подготовкой воды и контроля за ее качеством в основных точках системы подготовки и на устье нагнетательных скважин.

Устья нагнетательных скважин оборудуют специальной нагнетательной арматурой, рассчитываемой на рабочие давления 21 и 35 МПа и температуру не выше 1200С (АНК 1-65*210 и АНК 1-65*350). Основные ее части - трубная головка и елка. Трубная головка состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения, предназначенного для подключения нагнетательной линии к затрубному пространству при выполнении ремонтных и интенсифицирующих работ. Елка состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

4.7 Состав и техническая характеристика системы сбора и подготовки нефти и газа

В настоящее время месторождение практически обустроено, в системе обустройства имеются [2,8,9]:

· система нефтегазосборных трубопроводов;

· кустовая насосная станция (КНС) производительностью 2,6 тыс. м³/сут;

· дожимная насосная станция (ДНС) с аварийным резервуаром и установкой предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) производительностью по жидкости 10 тыс. м³/сут;

· куст водозаборных скважин;

· система высоконапорных водоводов;

· трансформаторная подстанция ПС 35/6 кВ;

· высоковольтная линия ВЛ-35 кВ протяженностью 23 км;

· высокольтная линия ВЛ-6 кВ;

· сеть внутрипромысловых автомобильных дорог протяженностью 21 км;

Подготовка нефти Ван-Еганского месторождения до товарных кондиций, как и прочих месторождений НГДУ «Нижнесортымскнефть», осуществляется на Алехинском товарном парке.

Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды (котельная при ДНС, установка «Хитер-Тритер», дежурные горелки, запал и молекулярный затвор факельной установки), а также в качестве топлива для выработки электроэнергии на Тромъеганской ГТЭС [8,9].

Объекты магистрального транспорта нефти вблизи месторождения отсутствуют. Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы «Транснефть» расположена на территории Западно-Сургутского месторождения.

Сдача нефти в систему «Транснефть» осуществляется совместно с нефтью НГДУ Нижнесортымскнефть, Лянторнефть на Западно-Сургутском товарном парке.

На Ван-Еганском месторождении реализована однотрубная герметизированная система сбора. Продукция добывающих скважин по однотрубной напорной системе под давлением на устьях скважин 1-2 МПа, пройдя замерную установку (ЗУ), где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, объем газа, поступает на площадку ДНС с УПСВ [8,9].

На ДНС с УПСВ продукция скважин при давлении 0,65 МПа разгазируется в сепараторах первой ступени, где производится отбор газа до 85-90%. Для защиты от превышения давления сепараторы оборудованы предохранительными клапанами. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется на факел.

Далее жидкость подается в УПСВ (нагреватель-водоотделитель «Хитер-Тритер»), где происходит нагрев эмульсии до 25С, отделение воды и разгазирование.

Частично обезвоженная нефть с содержанием воды до 10%, после аппарата «Хитер-Тритер» подается в сепаратор-буфер, где осуществляется вторая ступень сепарации и далее - откачивается для товарной подготовки нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.

Отделившаяся вода из аппарата «Хитер-Тритер» направляется на очистные сооружения (РВС-3000, 2 шт.) и после очистки подается на прием КНС системы ППД Ван-Еганского месторождения [8,9].

Для интенсификации процесса разделения эмульсии на вход ДНС перед сепараторами первой ступени сепарации подается реагент-деэмульгатор.

Выделившийся в сепараторах I ступени газ поступает в газосепаратор Г-1, где освобождается от капелек жидкости унесенной с газом.

Выделившийся в сепараторах II ступени газ подается на вход газосепаратора Г-2 узла подготовки топливного газа, где происходит осаждение капельной жидкости и конденсата присутствующих в газе. Давление в сепараторах II ступени сепарации в пределах 0,3 МПа, поддерживается регулирующим клапаном КШ20-40 нж. Подготовленный в газосепараторе Г-2 газ, под давление 0,25МПа, подается на собственные нужды (котельную, трехфазный сепаратор «Хитер-Тритер», пилотные горелки факела и молекулярный затвор факельной системы) ДНС-УПСВ [8,9].

При недостаточном количестве газа II ступени сепарации на собственные нужды из газосепаратора Г-2, необходимое количество газа дополняет газ I ступени сепарации из газосепаратора Г-1.

Оставшаяся часть газа из сепараторов I ступени сепарации через узел учета газа под давлением сепарации поступает в систему газопроводов внешнего транспорта ОАО «Сургутнефтегаз» на Тромъеганскую ГТЭС мощностью 12 МВт, которая была введена в эксплуатацию в 2006 г. в районе технологической площадки ДНС Тромъеганского месторождения.

В аварийных ситуациях газ сбрасывается на факел. Согласно «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем» на факел подается топливный и затворный газ. Топливный газ обеспечивает горение дежурной горелки на факеле, а затворный газ препятствует образованию взрывоопасной смеси в факельном стволе и коллекторе [8,9].

Проектом обустройства Ван-Еганского месторождения предусмотрен факельный сепаратор, работающий по «сухому» дну. Унесенная газом жидкость перетекает в конденсатосборник и по мере накопления насосом откачивается в резервуар, либо на вход резервного насоса.

При аварии на нефтепроводе, остановке насосов ДНС жидкость с сепаратора-буфера направляется в аварийный резервуар. Опорожнение аппаратов предусматривается в дренажные емкости, оборудованные насосом. Откачка по верхнему уровню производится на вход резервного насоса или резервуара.

На ДНС предусмотрена площадка налива нефти в автоцистерны для обработки скважин горячей нефтью с помощью АДПМ [8,9].

Заключение

Согласно технологической схемы Ван-Еганское месторождение должно было разбуриваться 8 сетками скважин. Однако на данный момент пробурено только 3 сетки. Этаж нефтеносности составляет 53 продуктивных горизонта значительная часть которых оказывается незадействованными.

При этом многие скважины эксплуатируются с обводненностью 90% и более. Таким образом, к негативным моментам в процессе разработки Ван-Еганского месторождения можно отнести более интенсивное, чем ожидалось, обводнение продукции скважин.

При подготовке геологической части были представлены сведения о литологии и стратиграфии горных пород с отображением в виде таблиц данных о нефтегазоводоносности месторождения и зонах возможных осложнений при бурении скважин.

В технологической части были представлены данные о разработке месторождения, о системе сбора и подготовки газа, сведения о запасах нефти в продуктивных пластах месторождения.

В технической части дана информация о применяемом оборудовании. Удалось сэкономить немало финансовых активов предприятия путем применения отечественных единиц оборудования для добычи нефти.

В специальной части даны сведения о технологии ликвидации притока подошвенной воды в продуктивную зону пласта. Дан расчет технологии. Представлена графическая информация, схема расстановки оборудования.

Необходимость проведения мероприятий на нефтяных залежах по ограничению притока попутно добываемой воды не вызывает сомнений. Одним из мероприятий по снижению обводненности является ограничение притока воды к добывающим скважинам.

Водоизоляционные работы в добывающих скважинах требуют избирательного воздействия на водоподающие прослои, что обеспечивается неравномерностью проникновения водоизоляционного материала в нефте- и водонасыщенные интервалы из - за их различной гидропроводности, различия в подвижности нефти и воды, физико-химических свойств материала, а также технологических особенностей водоизоляционных работ и режима освоения скважин.

Анализ свойств большого числа водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных геолого - технических и климатических условиях позволяет сделать вывод о том, что многие составы имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, практически отсутствуют.

Проведенный анализ методов воздействия на пласт показал, с целью снижения обводненности продукции, что одним из эффективных способов на Ван-Еганском месторождении является технология водоизоляционных работ с применением инвертной эмульсии на основе материала «Полисил ДФ».

К технологическим схемам ведения водоизоляционных работ, как и конкретно к составу предъявляются определенные требования. Так, принципиальная технологическая схема не должна меняться при выполнении работ в различных геолого-технических условиях. Последовательность этапов операции должна обеспечивать стабилизацию качества ремонта при отсутствии достаточно достоверной информации об объеме. Предпочтительно, чтобы технологическая схема была приготовления раствора упрощена, т.е. не требовала особых технических средств, специального инженерного обеспечения работ или совмещения действий различных служб существующих структур. Технология должна быть достаточно гибкой при использовании различных технических средств и любой обвязки наземного оборудования.

Методы приготовления и подачи составов в пласт должны быть не трудоемкими, обеспечивать непрерывность поступления жидкостей, требовать минимального количества технических средств, а также выполнения других требований.

Благодаря физико - химическим характеристикам реагента он легко проникает в низкопроницаемые пласты и создает барьер для фильтрации воды. Дополнительным, положительным эффектом является наличие в составе инвертных эмульсий твёрдых неионогенных ПАВ, которые придают им способность значительно снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода-нефть-вода, увеличивая фазовую проницаемость нефтенасыщенных интервалов и зон пласта. Одной из положительных сторон является и то, что реагент не горюч, не взрывоопасен, с водой не образует токсических соединений и относится к мелотоксичным веществам 4 класса опасности.

При соблюдении плана-заказа выполнения работ в соответствии с правилами ведения ремонтных работ в скважинах [3], а также правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4] благодаря проведению капитального ремонта скважины методом отключения отдельных интервалов пласта БВ10¹ полимерами (КР 1-2.2) цель снижения обводненности продукции скважины будет достигнута.

Для реализации данного ремонта (КР 1-2.2) последовательность работ необходимо проводить по блок-схеме (рис. 5.11). Оснащение бригады КРС при выполнение КР 1-2.2 должно соответствовать табелю (приложение Б) При выполнение выше написанных условий, можно утверждать, что

Литература

1. Зозуля Г.П., Клещенко И.И. и др. «Методические указания по оформлению дипломных проектов для студентов специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения», ТюмГНГУ, Часть 1,2, Часть 2, 2009 г.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 2003 г. ПБ 08 - 624 - 03.

3. РД 153 - 39 -023 - 97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. 1997 г.

4. Рекомендации по определению видов ремонтных работ в скважинах, эксплуатируемых организациями нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой и нефтехимической промышленности. Приказ №5 Минэнерго РФ от 24 июня 2008 г., РД 153-39.0-083-01 «Классификатор ремонтных работ в скважинах». ОАО «ВНИИОЭНГ». - М.:2001 г., - 22 с.

5. «Технологическая схема разработки Ван-Еганского месторождения», 1990 г.

6. «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (группы пластов АВ, БВ и ЮВ)», НПФ «Бинар» 2007 г.

7. «Авторский надзор за разработкой Ван-Еганского месторождения», НПФ «Бинар» 2008 г.

8. «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов Ван-Еганского месторождения», протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 г.

9. Ю.А. Нифонтов, И.И. Клещенко, А.П. Телков и др. «Ремонт нефтяных и газовых скважин» - С.-Пб: АНО НПО «Профессионал», 2005.Т1-стр. 305

10. Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

11. Справочник инженера по добыче нефти. НК «ЮКОС». Москва, 2003. - 184 с.

12. Временная инструкция на технологию селективного ограничения водопритоков с применением инвертной эмульсии «Полисил-ДФ», ЗАО РИТЭК-ПОЛИСИЛ, - М., 2004 г.

13. Басарыгин Ю.В., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов. Краснодар, «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

14. Кустышев А.В., Клещенко И.И. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: «Вектор Бук», 1999. - 260 с.

15. Зозуля Г.П. Расчеты при капитальном ремонте скважин: учебное пособие для вузов / Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Л. Карнаухов, С.И. Грачев, Г.Т. Герасимов, М.Г. Гейхман. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 188 с.

16. Сулейманов А.Б. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин / А.Б. Сулеймано, К.А. Карапетов, А.С. Яшин // Уч. пособ. для техникумов. - М.: Недра. 1984. 224 с.

17. Паспорт и инструкция по эксплуатации ГУК-114.000ПС. ООО «ЮГСОН-СЕРВИС». - Тюмень, 2007. 19 с.

18. Нифантов Ю.А., Клещенко И.И., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Кустышев А.В. и др. Ремонт нефтяных и газовых скважин. - С. Пб.: АНО НПО «ПРофессионал», 2005.Т1 - 314 с., Т2 - 548 с.

19. РД 39-1-306-03. Инструкция на расчет насосно-компрессорных труб. - Куйбышев: ВНИИБТ, 2003.

20. Инструкция по комплексному исследованию нефтяных и газовых скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.

21. Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методическое указание по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» очного и заочного обучения». - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.

22. Старикова Г.В. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» в дипломных проектах технологических специальностей. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004 г.

23. Шеломенцева И.В. и др. Промышленная безопасность опасных производственных объектов. Часть 2. Специальные вопросы: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 402 с.