CC BY
17
Наталья Николаевна Алаева Natalya N. Alaeva
кандидат технических наук, доцент кафедры автоматизации и информационных технологий, Альметьевский государственный нефтяной институт, Альметьевск, Россия
УДК 681.2:550.3
Ирина Петровна Ситдикова Irina P. Sitdikova
кандидат технических наук, доцент, заведующая кафедрой автоматизации и информационных технологий, Альметьевский государственный нефтяной институт, Альметьевск, Россия
DOI: 10.17122/1999-5458-2021-17-3-4-63-71
К ВОПРОСУ НЕПРЕРЫВНОГО КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Актуальность
В статье рассмотрена проблема непрерывного контроля технологических параметров для эффективного управления нефтяными месторождениями при снижении материальных и экономических затрат.
Цель исследования
Разработать измерительный комплекс для непрерывного контроля основных параметров добываемой продукции (обводненность и дебит жидкости) нефтяных скважин непосредственно внутри колонны насосно-компрессорных труб.
Методы исследования
В основе метода контроля параметров потока водонефтяной смеси в режиме реального времени предлагаемым комплексом лежит косвенный способ определения характеристик среды, протекающей через верхний участок подъемника в виде насосно-компрессорных труб, с помощью двух методов: контроля диэлектрической проницаемости среды с использованием емкостного датчика и контроля ее плотности с применением дифференциального манометра. В работе представлены чертеж измерительного комплекса, общий вид экспериментального стенда и структурная схема измерительного преобразователя, а также результаты исследований. Измерения выполнялись с помощью электронной схемы, состоящей из аналого-цифровых преобразователей диэлектрической проницаемости среды, подключенной к компьютеру для обработки и визуализации полученных данных с помощью программы LabVIEW. Результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водомасля-ной смеси использовались в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Результаты
В результате исследований выявлено, что разработанный измерительный комплекс обладает приемлемой точностью измерений объемного расхода жидкости. Использование алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости пере- 63
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 3-4, т. 17, 2021
Data processíng facílítíes and systems
мещения среды обеспечивает требуемую точность и скорость получения результатов измерений, необходимых для практического применения. Простота практической реализации алгоритма создает условия для значительного снижения себестоимости внедрения на действующих месторождениях нефти. Таким образом, разработанный измерительный комплекс для нефтяных скважин позволит осуществлять непрерывный мониторинг параметров добычи в целях организации системы автоматического управления месторождением.
Ключевые слова: нефтедобывающая скважина, водонефтяная смесь, обводненность, дебит, измерительный комплекс, контроль параметров
ON CONTINUOUS MONITORING OF OIL WELL PRODUCTION PARAMETERS
Relevance
When developing alternating current test voltage sources to assess the quality of insu-latioThe article considers the problem of continuous control of technological parameters for effective management of oil fields while reducing material and economic costs.
Aims of research
To develop a measuring complex for non-stop control of main parameters of the extract products (water content and flow rate) of oil producing wells directly in a column of pumping-compressor pipes.
Research methods
The method of monitoring the parameters of the flow of oil-water mixture in real time by the proposed complex is based on an indirect method for determining the characteristics of the medium flowing through the upper section of the lift in the form of tubing, using two methods: monitoring the permittivity of the medium using capacitive sensor and monitoring its density a been used differential pressure gauge. In this work the drawing of a measuring complex, a general view of the experimental stand and the structural scheme of the measuring transducer and also research results are submitted. Measurements were carried out by means of the electronic circuit consisting of analog-to-digital converters of dielectric permittivity of the compound connected to the computer for received data processing and visualization by means of the LabVIEW program. Results of conversion of measurements of percentage of water in water oil mix were used in algorithms of obtaining values of moisture content and traverse speed of the compound.
Results
As a result of researches it is revealed that the developed measuring complex has the acceptable accuracy of measurements of a volume flow of liquid. Use of algorithms of obtaining values of moisture content and traverse speed of the compound provides the required accuracy and speed of obtaining results of the measurements necessary for practical application. Simplicity of its implementation creates conditions for considerable decrease in cost value of implementation on the operating oil fields. Thus, the developed measuring complex for oil wells will allow to carry out non-stop monitoring of parameters of production for the organization an oil field automatic control system.
Keywords: oil-producing well, oil-water mixture, water content, flow rate, measuring complex, parameter control
Введение
Одной из актуальных проблем нефтяной отрасли России является непрерывный контроль технологических параметров для эффективного управления
нефтяными месторождениями при снижении материальных и экономических затрат.
Существуют различные способы измерения дебита и обводненности добывае-
мой продукции, например, применение автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник» или индивидуальных расходомеров и влагомеров различных типов и модификаций [1—3]. Все существующие способы характеризуются недостатками, связанными с погрешностью или невозможностью оперативного определения параметров добываемой продукции [4].
При использовании непрерывного контроля технологических параметров в скважине применяется, как правило, вну-трискважинное оборудование, обеспечивающее сбор и передачу на поверхность данных о параметрах добычи (дебит и обводненность добываемой продукции, значения давлений в скважине и прочие показатели) в целях дальнейшего управления режимом работы скважины. При установке такого оборудования на добывающих скважинах контроль должен быть оперативным и непрерывным, с функцией передачи информации на поверхность в режиме реального времени без прерывания процесса нормального функционирования добывающей скважины [5-8]. Существующие современные решения таких задач пока ограничены.
Постановка задачи
Применяемые на нефтяных месторождениях системы для контроля параметров добываемой продукции из экономических соображений должны быть максимально упрощены, при этом обеспечивая непрерывный мониторинг режима работы скважин и получая максимальное количество информации при минимуме непосредственно измеряемых параметров.
На рисунке 1 представлена схема разработанного измерительного комплекса для непрерывного контроля параметров добываемой продукции [9]. Установка самого прибора предполагается в верхней части колонны насосно-компрессорных
труб (НКТ) с учетом возможности установки в скважину, оснащенную штанговым глубинным насосом (ШГН). Центральная часть прибора выполняется полой, для возможности хода полированного штока.
Измерительный комплекс содержит скважинный прибор, состоящий из четырех изолированных друг от друга электродов (емкостных датчиков) 10, установленных на диэлектрическом основании 4 и образующих с НКТ 3 внутренние и внешние обкладки конденсаторов. Измерительные электроды (внутренние обкладки конденсаторов) 10 подключены к входам специализированных аналого-цифровых преобразователей емкости в код, находящихся в блоке электроники 6, а НКТ 3 (внешние обкладки конденсаторов) подключены к общему выводу схемы (земля).
В основе метода контроля параметров потока водонефтяной смеси в режиме реального времени предлагаемым комплексом лежит косвенный способ определения характеристик среды, протекающей через верхний участок подъемника в виде НКТ, с помощью двух методов: контроля диэлектрической проницаемости среды с использованием емкостного датчика и контроля ее плотности с применением дифференциального манометра. При этом наиболее вероятной структурой потока среды для данного участка НКТ является пробковая, когда течение представляет собой чередующиеся участки свободного нефтяного газа и водонефтя-ной смеси. При этом скорости перемещения воды и нефти в последнем одинаковы по определению (участок жидкости ограничен с обеих сторон пробками газа). Датчики в этом случае четко фиксируют границы структурной неоднородности потока среды, что позволяет определить временные интервалы газовых и жидкостных пробок с тем, чтобы соответствующей обработкой в контроллере
- 65
и системы. № 3-4, т. 17, 2021
Data PROCESSiNG FACiUTiES AND SYSTEMS
di
di
1 — обсадная колонна; 2, 9 — блоки емкостных датчиков; 3 — НКТ; 4 — основание; 5, 7 — капилляры подключения к дифманометру; 6 — блок электроники (АЦП, дифманометр, контроллер); 8 — провода к датчикам; 10 — емкостные датчики (4 шт.)
1 — casing string; 2, 9 — blocks of capacitive sensors; 3 — tubing; 4 — base; 5, 7 — capillaries connected to the diffmanometer; 6 — electronics unit (ADC, diffmanometer, controller); 8 — wires to sensors; 10 — capacitive sensors (4 pcs.)
Рисунок 1. Схема измерительного комплекса для непрерывного контроля параметров добываемой продукции
Figure 1. Diagram of the measuring complex for continuous monitoring of the parameters of the extracted products
перейти к оценке статических и динамических характеристик среды.
Емкостный датчик представляет собой условный электрический конденсатор, одной из обкладок которого являются электроды, расположенные на корпусе прибора, вторая обкладка — труба НКТ, а диэлектриком выступает измеряемая жидкость. Емкость такого цилиндрического конденсатора может быть определена по формуле:
2яе0£хН
С =
(1)
1п(¿/2 / ^х)
—1 о
где £0 =8,85x10 — электрическая постоянная;
£х — относительная диэлектрическая проницаемость вещества, заполняющего межэлектродное пространство (£х = 2,2
для нефти, ех =81 для воды, £х =1 для воздуха);
Н — высота изолированных электродов;
— соответственно наружный диаметр электрода и внутренний диаметр НКТ.
Нефтяная эмульсия, поступающая в скважину и содержащая в своем составе воду, протекая сквозь скважинный прибор, повлечет изменение выходного сигнала емкостных датчиков. Изменение диэлектрической проницаемости среды, зависящей от процентного содержания воды и нефти, влечет за собой изменение выходного сигнала емкостных датчиков. Сигнал с измерительных электродов поступает в блок электроники 6 на вход специализированных преобразователей
емкости в цифровой код CDC1 и CDC2. Полученная информация поступает на вход контроллера, в котором результаты преобразования измерений диэлектрической проницаемости используются в алгоритмах получения значений процентной обводненности жидкости в стволе скважины и скорости перемещения среды.
Алгоритм определения значения скорости перемещения среды основан на вычислении взаимной корреляционной функции двух сигналов с емкостных датчиков и1(С1,1) с выхода CDC1 и Ш(С2 с выхода CDC2, расположенных на некотором расстоянии друг от друга:
= ^их{пТ)и2{пТ - т). (2)
Л=1
воды) известны, тогда влагосодержание можно определить аналитическим путем:
(Рсм~ Рн)
W =
Рем
(Ре-Рн) ' АР
gL
(4)
(5)
Другими словами, вычисление R(t) сводится к умножению двух отсчетов функций их{пТ)и U2(nT — т\ смещенных по времени на т, во всех N точках промежутка времени пТ (п — текущий номер точки, Т = const — промежуток времени между двумя соседними произведениями), суммированием N произведений и делением суммы на N. Вычисление R(t) производится при различных т с поиском такого значения тш, при котором R{f) максимально. Полученное при этом ття11 — искомая величина.
Скорость движения среды определяется формулой:
у-^ (3)
max
где L — расстояние между датчиками;
7шах соответствует R{t) = T?(r)max.
Для повышения точности определения состава протекающей в НКТ жидкости дополнительно осуществляются измерения плотности жидкости гравитационным методом с помощью дифференциального манометра. Для его подключения выполняются врезки в трубу на известном расстоянии друг от друга. Обычно плотности компонентов смеси (нефти и
где Рем — плотность смеси, измеряемая по дифференциальному давлению АР;
Рв, Рн — плотности воды и нефти, определяемые лабораторным методом по каждой скважине.
Программное обеспечение контроллера позволит получить обводненность жидкости емкостным и гравитационным способами, скорость движения среды и ее компонентов, объемные и массовые расходы нефти, воды и газа. Кроме того, полученные двумя методами значения водосодержания в водонефтяной смеси позволят вести самодиагностику оборудования по расхождениям в результатах измерений [10].
Средняя относительная погрешность при измерении дебита жидкости групповыми замерными установками составляет 12-18 % и более. Это может привести к некорректному выбору режимов работы скважины и системы управления процессом нефтедобычи. Авторами предлагается оценить относительную погрешность измерения расхода жидкости, не превышающую 10 %, предлагаемым устройством для дальнейшего применения его в системах управления процессом нефтедобычи.
Экспериментальная часть
Для проверки работоспособности принципов измерения предлагаемого устройства был модифицирован исследовательский лабораторный стенд (рисунок 2) и выполнены измерения при различных скоростях потока двухфазной жидкости (вода, трансформаторное масло). Для сравнения полученных данных измерительным прибором использо-
Data PROCESSiNG FACILITIES AND SYSTEMS
1 — емкость; 2 — насос; 3 — емкостные датчики; 4 — кран с регулировкой;
5 — компрессор
1 — tank; 2 — pump; 3 — capacitive sensors; 4 — adjustable crane; 5 — compressor Рисунок 2. Экспериментальный стенд Figure 2. Experimental stand
вался образцовый кориолисовый расходомер Yokogawa RotaMASS RCCT36 массового и объёмного типа. Водомасляная жидкость циркулирует через исследуемый измерительный прибор с помощью насоса, оборудованного частотным преобразователем для возможности регулирования расхода жидкости.
Жидкость, протекая между электродами и металлическим корпусом прибора, создает изменения значений емкости в образованных конденсаторах, которые затем регистрируются емкостными преобразователями. В качестве вторичного преобразователя емкостных датчиков была применена микросхема преобразователя емкость в код Х^С1000. Принцип работы микросхемы LDC1000 основан на измерении резонансной частоты ХС-контура, в данном случае образованного из образцовой катушки индуктивности и конденсатора — емкостного датчика. На основе данной микросхемы была собрана электрическая схема преобразователя и размещена в корпус.
Платы преобразователей подключены к ШВ-концентратору, а на коммутационной макетной плате размещены образцо-68 -
вые катушки индуктивности и соединительные провода. Управляющая программа создана при помощи программы LabVIEW. Визуализация и расчеты взаимной корреляции проводились на основе библиотек программы.
Диэлектрическая проницаемость жидкости, состоящей в основном из воды и нефти, в силу своей неоднородности сильно влияет на емкость датчиков. Получив взаимную корреляцию кривых по двум разнесенным между собой емкостным датчикам, определили время задержки г, позволяющее при известных расстояниях между датчиками определить скорость движения водонефтяной смеси по формуле (2).
На рисунке 3 представлены результаты исследований, полученных в программе при различных значениях расхода. По графикам видно, что каждому расходу жидкости соответствует значение функции взаимной корреляции, при котором она имеет максимальное значение. Проведя перпендикуляр из максимальной точки графика на ось абсцисс находится значение т^. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.
2520-isles'
-10-15 -20-
j ,
, 1 1 lljdl Li ulljl ..
■п1п iujjlujj, ттщ г'1 wm i ' ' i ' .. i., ишн
1'г и ii 'i i Г
i í
а)
2000 4000 6000 Э000
10000
CÉ лз
S <
b)
1
., , l ..til Ji
РГИ1»! MALJLUI. ■Uli pmiiwirnmimi 1 ' Г1 i j i ' 1 f ■ i 1 ■ 1 Г ■ UÍáillii lüIUiIi, MÍiJ
1 1 fi ■ Г , J.
1 1
2000 4000 6000 3000 10000
1 Ii I I
. I.ll.l иЫиЫи lili tlLi.L
|FГ" kkiÜLÁ Т1 1 1 ч TI [' ÉiiáyJLiiiiuiyiái ттщ lL mí
11 i i
25 2015-
§ ю-£
? ос
-10-15-20-
i, i „ 1 .i,
kiu^.jn ГПП" wv fT|Wir li.iliiiláiilll ■ I"1" ''"ГЦ ...
1 \ г p г
2015£ 10? О-< -5-10-
с) о 2000 4000 6000 ЭООО 10000 d) 0 2000 4000 6000 3000 10000
Значения расхода: а) 1 л/мин; b) 2 л/мин; с) 3 л/мин; d) 4 л/мин
Flow values: a) 1 l/min; b) 2 l/min; c) 3 l/min; d) 4 l/min
Рисунок 3. Графики функций взаимной корреляции при различных значениях расхода
Figure 3. Graphs of cross-correlation functions at different flow rates Таблица 1. Результаты экспериментов
Table 1. Experimental results
№ эксп. Образцовый расходомер RotaMASS RCCT36, л/мин Исследуемый прибо р Относительная погрешность, %
Объемный расход, л/мин Скорость перемещения среды по (2), мм/с Время задержки т, Уе.
1 0,98 1 53 2254 2,18
2 2,04 2,02 108 1116 -0,85
3 3,06 2,99 159 755 -2,29
4 3,94 3,04 215 559 2,48
Выводы
В результате исследований выявлено, что средняя относительная погрешность измерений объемного расхода жидкости предлагаемым устройством составила 1,95 % (не более 10 %) в отличие от измерений групповыми замерными установками. Использование алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды обеспечивает требуемые точность и скорость получе-
ния результатов измерений, необходимые для практического применения. Простота практической реализации алгоритмов создает условия для значительного снижения себестоимости внедрения на действующих месторождениях нефти. Исходя из вышеизложенного, рекомендуем применять предлагаемое устройство для непрерывного мониторинга параметров в системах управления процессом добычи нефти для повышения
Data processíng facílítíes and systems
эффективности эксплуатации месторождений.
Основные формулы, представленные в работе, справедливы при отсутствии газа. Однако в верхней части колонны НКТ, куда предлагается установить устрой-
Список литературы
1. Пат. 2568662 РФ, МПК Е 21 В 49/08. Способ определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины и устройство для его осуществления / Ю.Б. Томус, Н.Н. Алаева, Р.Р. Ахметзянов. 2014111213/03, Заявлено 24.03.2014; Опубл. 20.11.2015.
2. Djuraev U., Jufar Sh. R., Vasant P. A Review on Conceptual and Practical Oil and Gas Reservoir Monitoring Methods // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2017. Vol. 152. P. 586-601.
3. Сабиров А.А. Новые разработки в технике и технологии добычи нефти // Инженерная практика: Производственно-технический нефтегазовый журнал. 2017. № 01-02.
4. Сафонов А.В. Технология повышения точности измерений массы и объема углеводородных жидкостей и сжиженных газов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2021. № 10 (579). С. 6-13.
5. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Попова Я.Д., Храбров И.Ю., Горохов А.В. К решению проблемы регистрации примесей в многофазном потоке продукции газовых и газоконденсатных скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2020. № 4 (561). С. 41-49.
6. Ермолкин О.В., Гавшин М.А., ПоповаЯ.Д., Лотош А.Н. Информационно-измерительная система оперативного контроля многофазных потоков продукции скважин // Приборы. 2018. № 7 (217). С. 13-20.
7. Соловьев И.Г. и др. Модель переходных процессов в скважине с частотно-регулируемым электроцентробежным насосом // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 1. С. 110-120.
ство, присутствует попутный нефтяной газ. Перспективой дальнейших исследований является испытание предлагаемого устройства для измерения трехфазной жидкости.
8. Aliev T.A., Rzayev A.H., Guluy-ev G.A., Alizada T.A., Rzayeva N.E. Robust Technology and System for Management of Sucker Rod Pumping Units in Oil Wells // Mechanical Systems and Signal Processing. 2018. URL: http://www.sciencedirect.com/ (дата обращения: 19.10.2021).
9. Пат. 150243 РФ, МПК Е 21 В 47/00. Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах / Н.Н. Алаева, Ю.Б. Томус, К.М. Шайхлис-ламов. № 2014135098/03. Заявлено 27.08.2014, опубл. 10.02.2015.
10. Шайхлисламов К.М., Алаева Н.Н., Томус Ю.Б. Измерительный комплекс для непрерывного контроля параметров добываемой продукции нефтяных скважин // Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан / Альметьевский государственный нефтяной институт. Альметьевск,
2016. С. 289-291.
References
1. Tomus Yu.B., Alaeva N.N., Akhmet-zyanov R.R. Sposob opredeleniya soder-zhaniya vody v vodoneftyanoi smesi v stvole skvazhiny i ustroistvo dlya ego osushchestv-leniya [A method for Determining the Water Content in an Oil-Water Mixture in a Borehole and a Device for Its Implementation]. Patent RF, No. 2568662, 2015. [in Russian].
2. Djuraev U., Jufar Sh. R., Vasant P. A Review on Conceptual and Practical Oil and Gas Reservoir Monitoring Methods. Journal of Petroleum Science and Engineering,
2017, Vol. 152, pp. 586-601.
3. Sabirov A.A. Novye razrabotki v tekhnike i tekhnologii dobychi nefti nefti [New Developments in the Technique and
Technology of Oil Production]. Inzhenernaya praktika: Proizvodstvenno-tekhnicheskii neftegazovyi zhurnal — Engineering Practice: Production and Technical Oil and Gas Journal, 2017, No. 01-02. [in Russian].
4. Safonov A.V. Tekhnologiya povysh-eniya tochnosti izmerenii massy i ob"ema uglevodorodnykh zhidkostei i szhizhennykh gazov [A Technology for Improving the Accuracy of Mass and Volume Measurements of Hydrocarbon Liquids and Liquefied Gases]. Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz' v neftyanoi promyshlennosti — Automation, Telemechanization and Communication in Oil Industry, 2021, No.
10 (579), pp. 6-13. [in Russian].
5. Ermolkin O.V., Velikanov D.N., Popova Ya.D., Khrabrov I.Yu., Goro-khov A.V. K resheniyu problemy registratsii primesei v mnogofaznom potoke produktsii gazovykh i gazokondensatnykh skvazhin [To Solving the Problem of Registration of Inclusions in the Product Multiphase Flow of Gas and Gas-Condensate Wells]. Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz' v neftyanoi promyshlennosti — Automation, Telemechanization and Communication in
011 Industry, 2020, No. 4 (561), pp. 41-49. [in Russian].
6. Ermolkin O.V., Gavshin M.A., Popova Ya.D., Lotosh A.N. Informatsionno-izmeritel'naya sistema operativnogo kon-trolya mnogofaznykh potokov produktsii skvazhin [Information and Measurement System for Operational Control of Multiphase Flows of Well Products]. Pribory — Pribory, 2018, No. 7 (217), pp. 13-20. [in Russian].
7. Solov'ev I.G. e.a. Model' perekhod-nykh protsessov v skvazhine s chastotno-reguliruemym elektrotsentrobezhnym naso-som [Transient Processes Model of a Well
with Frequency Regulated Electric Submersible Pump]. Izvestiya Tomskogo poli-tekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov — Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2019, Vol. 330, No. 1, pp. 110-120. [in Russian].
8. Aliev T.A., Rzayev A.H., Guluy-ev G.A., Alizada T.A., Rzayeva N.E. Robust Technology and System for Management of Sucker Rod Pumping Units in Oil Wells. Mechanical Systems and Signal Processing, 2018. URL: http://www.sciencedirect.com/ (accessed 19.10.2021).
9. Alaeva N.N., Tomus Yu.B., Shaikh-lislamov K.M. Kompleks dlya kontrolya vlagosoderzhaniya i skorosti peremesh-cheniya sredy v deistvuyushchikh neftyanykh skvazhinakh [A Complex for Monitoring the Moisture Content and the Speed of Movement of the Medium in Operating Oil Wells]. Patent RF, No. 150243, 2015. [in Russian].
10. Shaikhlislamov K.M., Alaeva N.N., Tomus Yu.B. Izmeritel'nyi kompleks dlya nepreryvnogo kontrolya parametrov doby-vaemoi produktsii neftyanykh skvazhin [A Complex for Monitoring the Moisture Content and the Speed of Movement of the Medium in Operating Oil Wells]. Materialy Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii, posvyashchennoi 60-letiyu vys-shego neftegazovogo obrazovaniya v Respublike Tatarstan, Al'met'evskii gosu-darstvennyi neftyanoi institute [Proceedings of the International Scientific and Practical Conference Dedicated to the 60th Anniversary of Higher Oil and Gas Education in the Republic of Tatarstan, Almetyevsk State Oil Institute.]. Al'met'evsk, 2016, pp. 289-291. [in Russian].
