Последняя по ходу газа, секция улавливания ДЭГа (коагулирующая) состоит из перегородки, с размещенными на ней 124-мя фильтр – патронами длиной l = 1200 мм и диаметром d = 100 мм и сепарационной тарелки, аналогичной примененной в нижней сепарационной секции МФА.

Все 6 технологических линий работают идентично, поэтому ниже приводится описание работы одной технологической линии.

В сепарационной части абсорбера А-201, сырой газ за счет резкого снижения скорости и направления потока освобождается от механических примесей, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и конденсата. Жидкость и мехпримеси скапливаются в нижней части аппарата, защищенной от возмущения потоком газа перегородкой из просечного листа. Уровень жидкости в сепарационной части абсорбера регулируется 2-х позиционным клапаном-регулятором с сигнализацией максимального и минимального уровня на пульте УВК. При крайне низком уровне жидкости в сепарационной части происходит закрытие отсечного клапана. Давление контролируется техническим манометром по месту, температура газа замеряется термометром сопротивления ТСМ с показаниями на УВК.

Отсепарированная жидкость из абсорбера отводится через клапан-регулятор уровня через дроссельную шайбу в разделитель Е-310. В разделителе Е-310 поддерживается постоянное давление клапаном-регулятором, установленном на линии сброса газа на факел. Уровень воды измеряется УБП и через клапан-регулятор конденсат направляется на склад ГСМ в емкость Е-612.

Очищенный от капельной жидкости газ, направляется через конусообразный патрубок полуглухой тарелки в массообменную секцию, где, многократно контактируя с раствором ДЭГа, осушается. Механизм осушки газа представляет собой процесс абсорбции влаги, находящейся в парообразном состоянии, концентрированным раствором диэтиленгликоля. Интенсивность контактирования достигается путем барботажа газа через слой ДЭГа на сетчатых тарелках, работающих в режиме уноса. Таким образом, осуществляется циркуляция ДЭГа внутри ступени контакта. Концентрированный ДЭГ, сливаясь вниз по тарелкам, поглощает влагу из газа, при этом сам насыщается влагой и концентрация его снижается с 99,3%. до 95,3%.

Осушенный от влаги газ из массообменной секции направляется через 6 сетчатых фильтр-барабанов (описаны выше) в секцию улавливания (коагуляции), где от него отделяется унесенный капельный ДЭГ с помощью фильтр-патронов. Верхняя фильтрующая секция состоит из 124 фильтр-патронов. Патроны выполняются из перфорированной трубы, обернутой в 3 слоя металлической сеткой, затем обмотаны в 2 слоя иглопробивным нетканым полотном «Дарнит» и снова металлической сеткой. Для фиксирования патрона на тарелке по центру проходит стяжной металлический стержень, закрепляющий патрон на тарелке. Для герметичности соединения между патроном и тарелкой устанавливается резиновая прокладка. Аэрозоль и капли ДЭГа, уносимые газом, коагулируют на стеклоткани и стекают по наружной поверхности патрона на тарелку, с которой по выносному трубопроводу, врезанному в линию вывода НДЭГа, выводятся с полуглухой тарелки абсорбера. Уровень ДЭГа на полуглухой тарелке является гидрозатвором, препятствующим проходу газа по этому трубопроводу. Предусмотрен контроль перепада давления манометром в коагуляционной секции МФА с сигнализацией перепада, равного ДР = 0,04 МПа на дисплее и блокировкой на остановку насоса Н-310. Насосами Н-310 регенерированный ДЭГ подается в МФА. Регулирование производительности насосов производится посредством преобразователя ЭКТ-160. Количество регенерированного ДЭГа, подаваемого в МФА, контролируется диафрагмой с сигнализацией минимального расхода, установленной на линии подачи ДЭГа в абсорбер. Сравнение сигналов с дифманометров происходит в регуляторе, установленном в операторной.

Насыщенный ДЭГ с концентрацией 95,3% весовых собирается на полуглухой тарелке абсорбера и автоматически через клапан-регулятор уровня ПОУ-8 и отсечной клапан К-203 поступает в выветриватель В-301 на установку регенерации ДЭГа. Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня на полуглухой тарелке МФА. При снижении уровня ниже допустимого срабатывает блокировка на закрытие отсечного клапана.

Осушенный газ после МФА последовательно проходит замерную диафрагму, клапан регулятор расхода газа, выходной запорный кран Ду = 300 и с давлением Р=4,34,4 МПа и температурой T=940°С поступает на ДКС-1 очереди по двум коллекторам Ду=1000, где дожимается до давления Р=5,66,0 МПа и с температурой T=2122°С после СОГа, направляется в магистральный трубопровод.

Регулирование расхода газа по технологической линии осуществляется с помощью регулирующего штуцера «Клаус» Ду=300. Давление газа после штуцера контролируется техническим манометром. Температура контролируется ртутным термометром по месту. Измерение «точки росы» по влаге производится влагомерами «Харьков-1М» типа ТТР-8.

Необходимый объём подачи регенерированного гликоля в абсорбер зависит от целого ряда факторов: расхода газа, давления и температуры контакта, концентрации регенерированного гликоля, эффективности работы самого аппарата и, в конечном счете, должен определяться достижением требуемой глубины осушки газа (согласно действующего ОСТ 51–40–93). Промысловыми исследованиями установлено, что подача диэтиленгликоля в количестве 5÷7,5 кг/1000 м3 обрабатываемого газа обычно достаточна для получения требуемой ОСТом кондиции газа.

4.5 Установка регенерации диэтиленгликоля

На установке комплексной подготовки газа УКПГ осушка газа производится с помощью диэтиленгликоля с концентрацией 99,3%. Применение такого раствора позволяет осушать сырой газ до точки росы минус 20°С. Исследование гигроскопических свойств гликолей показывает, что большой эффект при осушке газа дает увеличение концентрации гликолей выше 99%, но учитывая, что разложение гликолей с образованием органических кислот начинается ниже температуры их кипения, регенерацию их рекомендуется проводить при температуре не выше плюс 164 °С под вакуумом.

Установка паровой вакуумной регенерации ДЭГа, рисунок 4.4 предназначена для регенерации насыщенного ДЭГа. Суть ее заключается в повышении концентрации ДЭГа с 96,3% вес. до 99,3% вес. Пропускная способность одной установки 17–18 м/ч. В случае, если объем циркулирующего насыщенного гликоля будет превышать максимальную производительность колонны регенерации, в работу может быть подключен резервный десорбер и испаритель или же установка регенерации ДЭГа второго технологического цеха. Ввиду идентичности установок описание работы приводится для одной из них.

Насыщенный раствор ДЭГа с масс концентрацией 96,3–97,3%, с полуглухой тарелки абсорбера через клапан-регулятор уровня после дросселирования, с давлением 0,3 МПа поступает в общий коллектор 89x4 и далее в выветриватель В-301, где освобождается от избытка растворенного газа. Насыщенный гликоль дегазируется при давлении 0,35 МПа, выделившийся газ через свечу сбрасывается в атмосферу с помощью клапана – регулятора давления. Предусмотрена сигнализация максимального давления в выветривателе В-301. Для нормальной работы выветривателя и системы регенерации в целом, клапаном-регулятором уровня в выветривателе поддерживается определенный уровень НДЭГа. Сигнализация максимального и минимального уровней в В-301 выведена на мнемосхему и пульт УВК. Раствор насыщенного гликоля с температурой 15–16°С и давлением 0,3 МПа, пройдя один из фильтров Ф-301 (тонкой очистки), через клапан-регулятор уровня подается в трубное пространство теплообменников Т-302, где нагревается встречным потоком регенерированного ДЭГа до температуры 120–130°С. Температура НДЭГа до и после Т-302 контролируется ртутными термометрами по месту.

После Т-302 раствор НДЭГа с температурой 120–130°С подается в десорбер Д-301 на регенерацию. Десорбер имеет 18 колпачковых массообменных тарелок и одну полуглухую тарелку, разделяющую кубовую часть колонны от выпарной.

Раствор НДЭГа, перетекая сверху вниз с тарелки на тарелку, контактирует с восходящим паровым потоком, идущим от испарителя И-301, за счет чего происходит отпарка влаги, поглощенной раствором ДЭГа из газа, при этом раствор ДЭГа нагревается и концентрация его повышается. Согласно документации РД 9510–51–83 в десорберах Д-301 была проведена модернизация с целью снижения потерь ДЭГа с рефлюксом путем увеличения эффективности массообмена. Для этого были демонтированы две верхние контактные тарелки, технологического цеха. Ввиду идентичности установок описание работы приводится для одной из них.

Насыщенный раствор ДЭГа с концентрацией 96,3–97,3% масс, с полуглухой тарелки абсорбера через клапан-регулятор уровня после дросселирования, с давлением 0,3 МПа поступает в общий коллектор 89x4 и далее в выветриватель В-301, где освобождается от избытка растворенного газа. Насыщенный гликоль дегазируется при давлении 0,35 МПа, выделившийся газ через свечу сбрасывается в атмосферу с помощью клапана – регулятора давления. Предусмотрена сигнализация максимального давления в выветривателе В-301. Для нормальной работы выветривателя и системы регенерации в целом, клапаном-регулятором уровня в выветривателе поддерживается определенный уровень НДЭГа. Сигнализация максимального и минимального уровней в В-301 выведена на мнемосхему и пульт УВК. Раствор насыщенного гликоля с температурой 15–16°С и давлением 0,3 МПа, пройдя один из фильтров Ф-301 (тонкой очистки), через клапан-регулятор уровня подается в трубное пространство теплообменников Т-302, где нагревается встречным потоком регенерированного ДЭГа до температуры 120–130 °С. Температура НДЭГа до и после Т-302 контролируется ртутными термометрами по месту.

После Т-302 раствор НДЭГа с температурой 120–130°С подается в десорбер Д-301 на регенерацию. Десорбер имеет 18 колпачковых массообменных тарелок и одну полуглухую тарелку, разделяющую кубовую часть колонны от выпарной.

Раствор НДЭГа, перетекая сверху вниз с тарелки на тарелку, контактирует с восходящим паровым потоком, идущим от испарителя И-301, за счет чего происходит отпарка влаги, поглощенной раствором ДЭГа из газа, при этом раствор ДЭГа нагревается и концентрация его повышается. Согласно документации РД 9510–51–83 в десорберах Д-301 была проведена модернизация с целью снижения потерь ДЭГа с рефлюксом путем увеличения эффективности массообмена. Для этого были демонтированы две верхние контактные тарелки,

Необходимое разрежение 0,6 – 0,7 кг/см в испарителе поддерживается клапаном-регулятором давления на всасывающей линии вакуум-насоса Н-306 с сигнализацией величины разрежения перед аэрохолодильником Х-301 на пульт УВК.

При снижении давления охлаждающей воды и уплотнительной жидкости к насосам Н-304 ниже допустимого значения предусмотрена блокировка на их остановку. РДЭГ из емкости Е-304 плунжерными насосами Н-310 подается в МФА. Предусмотрена блокировка насосов при падении давления до 0.

Отделившиеся пары (вода) от раствора ДЭГа с температурой 60÷70°С при давлении 2 МПа., с верхней части десорбера через шлемовую трубу Ду=200 мм поступают в холодильник-конденсатор Х-301, где охлаждаются до температуры 30÷40°С. Сконденсировавшаяся жидкость и газы из Х-301 стекают в рефлюксную емкость Р-301. Часть сконденсировавшейся жидкости из Р-301 подается насосами Н-307 через клапан-регулятор температуры верха на орошение десорбера. Расход жидкости, подаваемой на орошение колонны, контролируется по ротаметру, установленному на линии подачи рефлюкса. Избыток жидкости из Р-301 через клапан-регулятор сбрасывается в промстоки. Минимальный и максимальный уровни в рефлюксной емкости Р-301 сигнализируются на пульт УВК. Контроль за давлением в рефлюксной емкости осуществляется по месту вакуум – манометром и выводится на пульт УВК. Температура верха десорбера поддерживается клапаном-регулятором, установленным на линии подачи орошения в десорбер.

Установка паровой вакуумной регенерации ДЭГа цеха №1 и цеха №2 взаимосвязаны общим коллектором и могут быть, при необходимости взаимозаменяемы.

В каждом технологическом цехе имеется узел редуцирования газа на собственные нужды с диафрагмой ДК и дифманометром ДСС-734 для замера расхода газа на собственные нужды, рисунок 4.5.

Параметры газа на собственные нужды:

– температура не ниже 10°С;

– давление 0,25–0,30 МПа.

Рисунок 4.4 – Схема расхода газа на собственные нужды

4.6 Узел редуцирования газа на собственные нужды

К потребителям относятся: ГРУ котельной, газ на подогрев воды в РВС-700 м3, питание пилотной горелки факела. Отбор газа на собственные нужды (на редуцирование) производится с линии осушенного и сырого газа, а также из коллектора осушенного газа после выхода из абсорбера.

Газ, пройдя небольшой подогреватель типа «труба в трубе» Т-205, обогреваемый водяным паром, нагревается до 40°С и поступает на первую ступень редуцирования. Температура газа на выходе Т-205 контролируется ртутным термометром. Редуцирование газа происходит на клапане-регуляторе (поз. РГС 229) до давления 0,23 МПа. При этом температура редуцируемого газа понижается до 10–15 °С. Далее газ идет на подогрев в межтрубное пространство кожухотрубного теплообменника Т-201, где подогревается водяным паром до температуры 45°С, после чего проходит хозрасчетную замерную диафрагму (поз. Е-231) и идет на вторую ступень редуцирования.

Давление газа после второй ступени редуцирования 0,30 МПа поддерживается тремя параллельно установленными клапанами-регуляторами давления (поз. Р1С – 233, НО). Температура и давление газа контролируются по месту термометрами и техническими манометрами и выводится на пульт УВК. Перед первой ступенью редуцирования установлен пневмокран, который автоматически закрывается при повышении давления за второй ступенью редуцирования. С температурой 10°С по трубопроводу Ду400 газ поступает на объекты.

4.7 Дожимная компрессорная станция

Дожимная компрессорная станция (ДКС) – обеспечивает необходимое давление газа перед технологическими цехами осушки УКПГ и внутри промысловый транспорт газа с необходимым давлением к головным компрессорным станциям магистральных газопроводов.

Технологические схемы, оборудование и наименования кранов для I и II очередей компримирования идентичны, поэтому описание приводится для одной из ступеней.

Дожимная компрессорная станция включает в себя газоперекачивающие агрегаты типа ГПА-Ц-16/56 (II очередь) – 3 штуки, ГПА-Ц-16/76 (I очередь) -3 штуки, установленные в индивидуальных укрытиях, и вспомогательные системы, установки, сооружения, обеспечивающие их функционирование:

– система технологического газа с запорной арматурой;

– цех очистки газа (ЦОГ);

– установка охлаждения газа (АВО), типа 2АВГ-75;

– блок подготовки пускового, топливного, импульсного газа (БПТПИГ);

– система электроснабжения ДКС;

– система автоматического управления и КИП ДКС;

– вспомогательные системы и устройства (маслоснабжение, пожаротушение, отопление, вентиляция, сжатый воздух для технологических целей и др.).

Компримирование газа производится полнонапорными нагнетателями с приводом от газотурбинных двигателей НК-16СТ. Нагнетатели подключены параллельно к всасывающему и нагнетательному коллекторам ДКС.

Для обеспечения пуска и остановки ГПА, а также защиты от помпажа предусмотрены пусковые контуры у каждого агрегата и общестанционный контур. Диаметр пускового контура агрегата – Ду=400, диаметр общестанционного контура – Ду=700.

Производительность агрегата (м /мин) можно определить в зависимости от числа оборотов и степени сжатия.

Всасывающий коллектор при помощи крана №7 и 7а подключается к коллектору сухого газа УКПГ. От всасывающего коллектора осуществляется отбор газа к нагнетателям ГПА по трем линиям Г-700. В каждой линии Г-700 установлен кран №1. Параллельно крану №1 устанавливается кран №4 Ду=50. Перед краном №4 Ду = 50 установлен кран №4 бис Ду=50 с ручным управлением, за ним – дроссельная шайба d=30 мм. Непосредственно на входе в ГПА в линии Г-700 установлена защитная решетка. Нагнетательный коллектор имеет два закольцованных участка, между которыми включается аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа, АВО служит для охлаждения сжатого нагнетателем газа перед подачей его в МПК до С = 10°С.

В коллектор перед АВО подают сжатый газ нагнетателем ГПА по нагнетательным линиям. В линии нагнетания Ду=700 установлен обратный клапан. Перед обратным клапаном врезан кран №5 Ду=80 для продувки и стравливания газа из контура нагнетателя (свеча). После обратного клапана предусмотрен кран №2.

В выходном коллекторе после АВО установлен обратный клапан, кран №8, а также врезана перемычка Ду=700 с кранами №36, 36 бис, через которую всасывающий и нагнетательный коллекторы соединяются между собой, кран №36 р (Ду=150) является обводным для кранов №36 и №36 бис.

Кран №20 делит газопровод на части низкого и высокого давления. При перестановке кранов №7, 7а, 8, 20 можно отключить ДКС, и газ с УКПГ пойдет, минуя ДКС, в межпромысловый коллектор. Нагнетательный коллектор имеет кран №52 с местным управлением, при открытии которого газ пойдет, минуя АВО, на узел подключения, неохлажденный. В рециркуляционный коллектор Г-700 по линии Г-400 нагнетателем ГПА при закрытых кранах №2 и 5 подается газ, который циркулирует по малому кольцу. Рециркуляционный коллектор включается во всасывающий коллектор при помощи крана №66 с местным управлением.

На линии Г-400 установлен шаровой кран №6 бис с ручным приводом, обратный клапан, после обратного клапана имеется кран №6, параллельно которому установлен противопомпажный кран №6 р.

Технологический газ к нагнетателю отбирается с УКПГ с расчетным давлением Р=2,25÷6,4 МПа в зависимости от времени разработки месторождения и качества добываемого газа. Давление газа на выходе из нагнетателя Р=7,45 МПа (расчетное). Степень сжатия расчетная 0 = 1,44÷1,5. Температура газа на входе в нагнетатель Tвн=7÷15°С, температура газа на входе в АВО – Tва= 30÷32°С. На площадке технологического газа параллельно трем главным смонтированы вспомогательные коллекторы для нужд ГПА:

-  коллектор обогрева ВО-150;

-  коллекторы дренажные МО-100 и МД-100;

-  коллекторы импульсного газа ГИ-50 и ГИ-150;

-  коллекторы топливного газа ГТ-400;

-  коллекторы пускового газа ГП-300.

Все коллекторы, кроме обогрева и дренажного, имеют свои свечи. В пусковой и топливный коллекторы газ подается от блока подготовки топливного и пускового газа БПТГ. Из этих коллекторов газ отводится к ГПА.

Пусковой газ:

-  с давлением Р=0,35÷0,5 МПа;

-  с температурой T = 20°С. Топливный газ:

-  с давлением Р = 2,45÷0,02 МПа;

-  с температурой T= 25÷60 °С.

Пусковой газ из коллектора ГП-300 по линии подачи ГП-200 подводится через фильтр к крану №11, а от него к стартеру, при помощи которого производится раскручивание ротора ВД двигателя при запуске ГПА. На этом участке пусковой линии после крана №11 установлена свеча с краном №10. Топливный газ из коллектора ГТ-400 через блок фильтров поступает к крану №12, от которого идет к блоку фильтров топливного газа, установленному непосредственно у ГПА. После крана №12 имеется свеча с краном №9. Краны №9, 10, 11, 12 и фильтры установлены в блок – боксе фильтров газа (БФГ).

Отбор газа на собственные нужды ГПА производится из всасывающего или нагнетательного коллекторов. Отобранный газ поступает в коллектор Г-150 и далее в блок очистки газа (БО). Из БО очищенный газ идет в блок замера газа (БЗ), из которого по трубе Г-150 поступает к подогревателям БПТГ, к блоку подогрева газа регенерации БПГ. Из блока замера, газ поступает в блок осушки и хранения импульсного газа (БА). Из блока замера производится отбор газа на горелки подогревателей. По этой линии параллельно друг другу установлены редукторы и предохранительный клапан СППК-4 р-50–16, отрегулированный на давление Р=0,35 МПа.

После подогревателей БПТГ подогретый газ по трубе Г-150 поступает в адсорбер для регенерации адсорбента. Из блока адсорбера импульсный газ подается на управление общестанционными кранами №№9, 10, 11, 12, по трубе ГИ-150 – на управление кранами №№1, 2, 4, 5, 6 гитары.

Заключение

Основными задачами установки являются сбор сырого газа со скважин, сепарация от капельной воды и механических жидкостей, компримирование, осушка, охлаждение и подача в МПК.

В данном дипломном проекте был произведен технологический расчет МФА. Число тарелок удовлетворяет условиям осушки, фактическая подача ДЭГа в абсорбере соответствует расчетной, достигается необходимая точка росы, расходы по сепарационной и фильтрационной части не превышают допустимых. Гидравлическое сопротивление по аппарату не значительно.

В массообменной секции абсорбера была внедрена регулярная пластинчатая насадка, ее высота по результатам расчетов составила 3,44 м. Поверхностью контакта является смоченная гликолем насадка, ее производительность в меньшей степени зависит от скорости потока.

Также рассчитано распределение давления и температуры по длине гипотетического шлейфа длиной 6 км и диаметром 500 мм, моделирующего работу 4-х средних скважин в один шлейф. Снижение температуры составляет от 0,2 до 2,8 градусов на километр в зависимости от температуры воздуха. Снижение давления незначительно и составляет 0,02 МПа на 6 км. Для шлейфов есть опасность образования гидратов, требуется подача метанола.

Произведен расчет экономического обоснования от модернизации абсорберов насадками, в 2006 на модернизацию абсорберов потребуется 8707,8 тыс. рублей, однако уже в этот год и все последующие экономия эксплуатационных затрат, за счет уменьшения уноса и экономией метанола, будет составлять 5129,3 тыс. рублей.

На предприятии достигнут удовлетворительный уровень производственной безопасности, предлагаемые технические решения не снизят безопасность и экологичность производства.

Список литературы

1.   Проект опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Уренгойского газоконденсатного месторождения – М., 1988. – 145 с.

2.  Отчет по геологии и разработке Уренгойского НГКМ за 2003-г. Н. Уренгой, 2000. – 103 с.

3.  Технологический регламент УКПГ – 13 ООО «Уренгойгазпром», 2003. – 195 с.

4.  Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: П78 Сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром». – М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003. – 351 с.

5.  Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. – 473 с.

6.  Хохлов Б.П. Абсорбер. Расчеты. ГП 502.00.000РР2. – Подольск: ЦКБН, 1988. – 40 с.

7.  Ромм В.М. Абсорбция газов. – М.: Химия, 1976. – 656 с.

8.  Технологический расчет системы абсорбционной осушки газа – Справочное пособие, Тюмень, 2002.

9.  Чеботарёв В.В. Расчёты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. Уфа: УГНТУ, 2001. – 331 с.

Ю. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов. М.: Химия, 1984. – 189 с.

11. Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие по выполнению экономической части дипломных проектов, Уфа: УГНТУ, 2000. – 12 с.

12. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 309 с.

13. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 596 с.

14. Технический отчёт по работе оборудования систем осушки и подготовки газа УНГКМ за август 2003 г. – ООО «Уренгойгазпром», 2003. –73 с.

15. Добыча, подготовка и транспорт природного газа. Справочное руководство в 2-х томах. Том I. Под ред. Коротаева Ю.П., Маргулова Р.Д.М.:Недра, 1984. – 360 с.

16. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. – М.: Недра, 1986. – 325 с.

17. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 279 с.

18. Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в открытом акционерном обществе «Газпром». М.: «ИРЦ Газпром», 2000.

19. ООО «Уренгойгазпром». Инструкция по охране труда для оператора по исследованию скважин. – г. Н. Уренгой, 2001. – 11 с.