Геофизические исследования скважин месторождений нерудного сырья

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Геофизические исследования скважин месторождений нерудного сырья

Гидрогеологические скважины. Для исследования скважин пробуренных для разведки подземных источников вод, обычно применят электрический каротаж по методу сопротивлений и ПС, записывают диаграммы гамма-каротажа и гамма-гамма каротажа.

Задача выделения водоносных горизонтов наиболее успешно решается в случае, когда разрез представлен песчано-глинистыми породами. Водоносные пласты отмечаются весьма четко по максимумам на диаграммах сопротивлений и минимумами ПС (тогда как вмещающие глины имеют низкие сопротивление, максимумы ПС и низкие интенсивности естественного гамма-излучения).

Согласно отличительным признакам разрезов скважин, содержащих пресные воды, т.е. воды, соленосность которых меньше - 1 г/л, являются следующие:

- высокое сопротивление водоносных песков (от 20 до 100 Ом·м и более;

- низкое сопротивление глин (порядка 4-10 Ом·м) часто мало отличающиеся от сопротивления пластовых вод в песках, контактирующих с глинами;

- слабая дифференциация кривой ПС, малая амплитуда отклонения кривой (не более 15 мВ); в зависимости от соотношения минерализации пластовых вод и бурового раствора возможно обращение диаграммы ПС (пласта - глин соответствуют минимумы ПС, а водоносным пескам - максимумы).

Для песчаных пластов, насыщенных солеными пластовыми водами характерны следующие признаки:

- низкое сопротивление водоносных песков (порядка 3-8 Ом·м и меньше);

- сопротивление глин (2-5 Ом·м) близкое к сопротивлениям песков;

- диаграмма ПС четко дифференцирована; водоносным пескам соответствует отчетливые минимумы с амплитудой 20-50 мВ.

Минимальная программа геофизических исследований в скважинах бурящих на воду, включает стандартный электрический каротаж, гамма-каротаж и гамма-гамма каротаж плотностной.

В зависимости от геолого-геофизических условий указанные исследования дополняются БКЗ, работами с резистивиметром по определению притока воды, радиоактивными (ГК и ГГК) каротажем и измерением диаметра скважины. В скважинах глубиной свыше 600м проводят измерения температур для определения геотермического градиента. Метод, который позволяет выделить интервалы притоков воды в скважину - расходометрия.

Метод расходометрии основан на прямом измерении по стволу скважины скорости движения воды, вызванного естественным перетоком её при взаимодействии водоносных горизонтов /зон/ с разными напорами, или возбуждением горизонта откачкой или наливом, а также естественным фонтанированием скважин. Для перехода к расходу потока, или количества воды проходящему через сечение скважины в точке измерений скорости, необходимо знать площадь этого сечения. Из этого следует, что расходометрия должна обязательно проводиться в комплексе с кавернометрией, поскольку разработка стенок ствола скважины зависят от ряда причин и может изменяться в довольно широких пределах.Основные результаты наблюдений с помощью расходомеров отображаются в виде графиков зависимости расхода осевого потока от глубины скважины QСКВ=f(h), которые принято называть расходограммами.

В зависимости от гидрогеологического строения вскрытого скважиной разреза расходометрия может дать два вида расходограмм, которые проще понимаются на примере фонтанирующих скважин, т.е. при возбуждении.

Предположим, что скважиной вскрыт один напорный горизонт однородного строения (рисунок 1А) с пьезометрическим уровнем выше поверхности земли, тогда скважина будет фонтанировать с определенным расходом, а расходометрия покажет закономерное увеличение расхода вертикального потока от подошвы до кровли водоносного горизонта. Выше кровли расход будет постоянным и равным расходу самоизлива, что фиксируется прямой линией параллельно оси ствола скважины. Если водоносный горизонт неоднороден по фильтрационным свойствам, то наклонная линия каротажной диаграммы, показывающая нарастание расхода в интервале водоносного горизонта, будет иметь точки перелома на границе зон с разными фильтрационными свойствами. Например, водоносным горизонт состоит из двух зон (рисунок 1Б), из которых нижняя имеет худшие фильтрационные свойства, чем верхняя. Тогда, в пределах нижней зоны линия расхода воды будет иметь меньший наклон к оси скважины, чем в верхней зоне. При обратном соотношении, т.е. когда фильтрационные свойства нижней зоны выше, чем верхней, получится вид диаграммы изображенной на рисунке 1В.Этот вид каротажной диаграммы расходометрии условно назван нами "непрерывным", характеризующим один водоносный горизонт.Если скважина вскрыла несколько напорный водоносных горизонтов, разобщенных практических водоупорными породами, то вид каротажной диаграммы существенно меняется, так как в интервалах водоупорных пород расход потока воды по стволу будет оставаться постоянным, т.е. линия расхода будет параллельной оси скважины. Пример такого случая, для двух водоносных горизонтов, изображен на рисунке 2.

Такой вид каротажной диаграммы расходометрии назван "ступенчатым" характерным для случая наличия нескольких водоносных горизонтов, или вернее наличия водоупорных интервалов, поскольку такие случаи, как показала практика, возможны и для безнапорных горизонтов.

1- водоупорные породы; 2- водоносные породы с низкими фильтрационными свойствами;3- водоносные породы с высокими фильтрационными свойствами; К1 - коэффициент фильтрации верхней зоны; К2 - коэффициент фильтрации нижней зоны.

Рисунок 1.Вид непрерывных расходограмм

1- водоупорные породы; 2 - водоносные породы; К1 - коэффициент фильтрации первого горизонта; К2 -коэффициент фильтрации второго горизонта.

Рисунок 2. Вид ступенчатых расходограмм

Расходограммы при изучении разреза в условиях естественного режима, т.е. без возбуждения, отличаются только тем, что линии расхода обязательно замыкаются на оси скважины. В качестве примера на рисунке 3 приведены четыре диаграммы, которые согласно изложенному выше интерпретируются следующим образом:

А) две зоны с различными фильтрационными свойствами в одном горизонте;

Б) то же, четыре зоны;

В) два водоносных горизонта;

Г) три водоносных горизонта, из которых средний имеет две зоны с различными фильтрационными свойствами.

Разработанная аппаратура позволяет также определить направление перетока в стволе скважины и тем самым установить, какой горизонт или зона является водоотдающей и какая водопоглашающей.

I, II, III - водоносные горизонты;

1, 2, 3, 4 - зоны с различными фильтрационными свойствами в одном горизонте

> - направление потока воды

Рисунок 3.Виды расходограмм при естественном режиме перетоков по стволу скважины

Показанные на рисунках 1-3 виды расходограмм относятся к случаю однородных фильтрационных свойств в пределах каждой зоны и к скачкообразному изменению их между зонами в пределах каждой зоны и к скачкообразному изменению их между зонами в пределах горизонтов. Эти условия фиксируются прямолинейными отрезками линий расходов. В природных же условиях наблюдаются случаи постепенного изменения фильтрационных свойств с глубиной, итог в общем является относительно закономерным явлением. В этих случаях участок расходограммы характеризующий интервал пласта будет прямолинейным. Причем, если ресходограмма обращена выпуклостью от оси глубин, то фильтрационные свойства с глубиной улучшаются. И наоборот, вогнутая к оси глубин расходограмма свидетельствует об ухудшении фильтрационных свойств к забою скважины (рисунок 4).

Таким образом, расходометрия дает не только качественную информацию, но и количественную и в этом отношении преимущество ее перед резистивиметрией вполне очевидно. Второе преимущество заключается в получении более достоверной и вполне объективной информации, позволяющей однозначно интерпретировать расходограммы.

А - фильтрационные свойства с глубиной ухудшаются;

Б - фильтрационные свойства с глубиной улучшаются

Рисунок 4.Расходограммы водоносных горизонтов с постепенно меняющимися фильтрационными свойствами

К настоящему времени разработано два типа приборов:

а) тахтометрический скважинный расходомер с фотоэлектрическим способом регистрации TCP-70Ф, обеспечивающий одновременное определение направления осевого перетока воды по стволу скважины и предназначенный для работы в относительно прозрачной воде;

б) тахтометрический скважинный расходомер с электрическим способом регистрации TCP-34/70Э не приспособленный для определения направления перетока, но допускающий работу в мутной воде.

В целом методика исследования скважины расходомером сводится к следующему:

а) перед производством собственно расходометрии необходимо определить диаметр ствола скважины по всему интервалу, который подлежит изучению. Для этого осуществляется запись кавернограммиы, масштаб глубин который выбирается в зависимости от необходимой степени детальности определения мощности отдельных зон и их дифференциации по фильтрационным свойствам. Обычно вполне приемлемым является масштаб глубин 1:200, масштаб записи регистрируемого диаметра должен быть не менее 1:1;

б) с учетом кавернограммы устанавливается поисковый шаг наблюдений расходомером, который в зависимости от глубины скважин может меняться. Наиболее приемлемый поисковый шаг составляет от 5 м для скважин большой глубины. При измерении структурных скважин при разведке месторождений твердых полезных ископаемых (например глубиной 1000м) поисковый шаг составляет от 5м для скважин небольших глубин до 20м для скважин большой глубины. При измерении структурах скважин при разведке месторождений твердых полезных ископаемых (например глубиной 1000м) поисковый шаг видимо может быть принят до 50м.

При выборе местоположения точек наблюдений следует, по возможности избегать производства замеров в местах резкого изменения диаметра ствола скважины (смена диаметров бурения, разработка, в кавернозных зонах и др.).

в) после установления поискового шага, наблюдения выполняются путем спуска прибора до забоя скважины, с последовательной остановкой прибора для производства измерения на заданных точках.

Данные наблюдений фиксируются в журналах следующей формы:

Расходомер ТСР - 70Ф

Расходомер TCP - 34/70Э

В этих журналах приняты следующие обозначения величин:

h - глубина точки наблюдения, в метрах от поверхности земли;

n - скорость вращения крыльчатки прибора, об/мин., при прямом измерении при спуске прибора);

nk - то же при контрольном измерении (при подъеме прибора);

nср - средняя скорость, равная , принимаемая для расчета;

N - число импульсов, соответствует скорости вращения крыльчатки (одному обороту соответствующей два импульса);

t - время в секундах, замера скорости вращения крыльчатки;

Qпр - расход потока через прибор, в л/сек, определяемый по скорости вращения крыльчатки по тарировочным графикам;

d - диаметр скважины в точке замера, в мм;

Kd - переходный коэффициент расхода на диаметр (т.е. от диаметра прибора на диаметр скважины), определяемый по специальному графику;

Qскв - расход потока через сечение ствола скважины в точке измерений, равный Qпр *Kd;

^v - направление потока вниз и вверх по стволу.

г) При спуске прибора заполняются только графы 1-5 и одновременно по данным графы 5 строится предварительный график зависимости n=f(h). По этому графику оценивается общий характер перетока воды по стволу и намечаются точки детализации наблюдений, которые производятся при подъеме прибора. Одновременно намечаются точки контрольных наблюдений.

д) Окончательная обработка полевых материалов расходометрии сводится к заполнению граф 6-10 и построению графика зависимости Q=f(h), который и является расходограммой опыта. Для этого осуществляются следующие операции:

- на кавернограмму наносятся все точки наблюдения и для каждой из соответствующих им глубин определяется фактический диаметр ствола;

- по полученным данным для каждой точки определяется переводный коэффициент Кd по графику зависимости Kd=f(d);

- по тарировочному графику определяется расход потока через прибор Qп и умножением на поправочный коэффициент К определяется расход потока через сечение ствола в каждой точке:

- расходограмма строится по данным граф 2-9 в виде графика QСКВ=f(h).

По оси ординат откладывается глубина точек наблюдений, а по оси абсцисс, соответствующий расход. Точки на графике соединяются способом средних линий, после чего по характерным точкам перегиба устанавливаются те или иные границы и расход каждой водоносной зоны или горизонта. Расход зон определятся путем последовательного вычитания расхода в каждой характерной точке.

Бороносные породы. Ядра атома бора обладают аномально высоким эффективным сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому бороносные породы выделяют в разрезе при помощи нейтронных методов каротажа, обычно НГК и НК-Т. пример выделения бороносных пород по диаграмме радиоактивного каротажа приведен на рисунке 5. Обогащенные бором породы (глинистые сланцы и мергели) отмечаются четкими минимумами на диаграммах НГК. С помощью последних можно весьма уверенно определить мощность бороносных пород. Характер изменения кривой НГК в зоне минимума свидетельствует об изменении концентрации бора в пределах залежи более низким показаниям соответствуют обогащенные участки пласта, тогда как более высокими значениями НГК отмечаются обеденные руды. Показания НГК хорошо увязываются с данными химического анализа кернов на содержание В2О3.

Выделение бороносных пластов по данным НГК затрудняется, если они залегают среди глинистых и других пород, подверженных размыву и образованию в них каверн, так как последние могут отмечаться на диаграммах НГК такими же низкими показаниями, как и бороносные породы. Указанная неоднозначность устраняется; если измерения в скважине проводить двумя зондами НГК - коротким (15-20 см) и длинным (40-50 см).

В скважинах, не заполненных водой бороносные пласты на диаграммах обоих зондов отмечаются минимумами показаний, тогда как водородосодержащие пласты и каверны отмечаются отклонениями разного знака: минимумами на диаграммах НГК, полученных с помощью больших зондов, и повышенными показаниями на диаграммах малых зондов.По диагараммам нейтронных методов каротажа можно определить количественное содержание бора в породе. Опытные исследования проведенные в этой области показали, что наиболее благоприятные результаты получаются по данным нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (НК-Н), характер показаний которого остается весьма благоприятным для широкого предела (от 0 до 30%) изменения концентрации В2О3 в породе. Метод тепловых нейтронов имеет благоприятную характеристику, особенно, если скважина не заполнена жидкостью.

Методы НК-Т и НК-Н не могут быть использованы для выделения бороносных пород в разрезах скважин, содержащих галогенные осадки, так как пласты каменной соли отмечаются по диаграммам этих методов такими же низкими показаниями, как и бороносные пласты. Поэтому основные методы выделения боросодержащих пород является нейтронный гамма-метод с зондами двух размеров: 15 и 40 см.

Мощность пластов, содержащих бор, определяют по диаграммам НГК полученным с коротким зондом и замеренным в масштабе глубин 1:50. По таким кривым наиболее четко определяются их границы.Содержание бора определяется по эталонным кривым, получаемым на моделях бороносных пород или сопоставлением данных каротажа с результатами химических анализов.

График

приведен на рисунке 6. Боратовые руды залегают среди глин и песчаников, в турфогенных образованиях, а также среди ископаемых солей. Основную роль при разведке месторождений бора играют нейтронные методы, поскольку он обладает аномально высоким (755 барн) сечением захвата тепловых нейтронов. На диаграммах нейтронных методов интервалы руд выделяются резкими понижениями показаний. Для исследования скважин применяют метод НГК с зондом длиной 40-50 см, ННК-Т с зондом 15-20 см. При невысоких (до 5%) содержаниях по данным этих методов можно провести количественные содержания бора в руде. Геофизическая характеристика бороносных пород приведена на рисунке 5.

Геофизическая характеристика руд вольфрама, сурьмы, молибдена, ртути, олова. Для руд вольфрама, сурьмы, молибдена, ртути и олова характерны низкая электропроводность, повышенная плотность и повышенное значение эффективного атомного номера.Основным методом для выделения руд перечисленных выше элементов и их оценки является селективный гамма-гамма-каротаж в сочетании с плотностным гамма-гамма-каротажем; кроме того, для выделения богатых залежей ртути рекомендуется использовать нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (HK-T).

На диаграммах ГГК-С хорошо выделяются участки оруденения с содержанием вольфрама от 0,2% и выше и молибдена от 0,6% и выше. При благоприятных условиях возможны количественные определения содержания вольфрама и молибдена.Руды с содержанием ртути от 0,2% и выше отмечаются пониженными показаниями на диаграммах ГГК-С и, так как ртуть обладает высоким эффективным сечением захвата тепловых нейтронов, минимумами на кривых НК-Т.

Отличительной особенностью руд, содержащих редкоземельные элементы и литий, является высокое сечение захвата тепловых нейтронов ядрами атомов этих элементов и в большинстве случаев повышенная естественная радиоактивность и плотность. На некоторых месторождениях редких земель наблюдается повышенная магнитная восприимчивость руд. Для выделения руд, содержащих редкоземельные элементы и литий, рекомендуется следующий комплекс исследований: нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, гамма-каротаж, магнитный каротаж, гамма-гамма-каротаж (ГГК-П и ГГК-С).

Рисунок 5. Геофизическая характеристика калийных солей и бора.

Jа - интенсивность счета против пласта, имп/мин;

Jф - фоновая интенсивность на известняках, имп/мин

Рисунок 6. График зависимости отношения Jа/Jф от содержания В2О3.

Породы, содержащие бериллий, однозначно выделяются по данным фотонейтронного каротажа. При помощи переходного коэффициента, полученного по данным исследования в опорных скважинах, можно оценить содержание бериллия в породе.

Геофизическая характеристика калийных солей. Калийные соли представлены обычно сложными комплексом минералов, нередко отличающихся друг от друга по физическим свойствам. Основным источником калия вляются месторождения калийных солей, которые приручены к толщам гидрохимических отложений (каменная соль, гипс, ангидрит). Эти толщи включают также и песчано-глинистые и карбонатные породы. Минералы, содержащие калий: сильвинит (КСL), карналлит (КСL*MgCL3*6H2O) и полигалит(K2*Ca2*Mg [SO4]4*2H2O).

Основная особенность физических свойств калийных солей - их повышенная радиоактивность, связанная с содержанием в природном К естественного радионуклида К40.Калийные соли характеризуются очень высоким, как у всех гидрохимических осадков, УЭС и пониженной плотностью. Основной метод выделения калийных солей в скважинах - ГК, по нему же определяют процентное содержание калия. Включение в комплекс ГИС методов НГК (или ННК) и ПГГК позволяет определить минеральный состав калийных солей.

Калийные соли характеризуются очень высоким, как у всех гидрохимических осадков, УЭС и пониженной плотностью.

Наиболее характерным свойством калийных солей является их высокая радиоактивность, обусловленная содержанием в природном калии его радиоактивного изотопа К40. Благодаря этому все калийные минералы, а также горные породы, содержащие примеси этих минералов, отмечаются высокими показаниями на кривых гамма-каротажа. Обычно радиоактивность калиеносных пород в несколько раз превышает радиоактивность вмещающих их пород, в том числе и глинистых сланцев. Основной метод выделения калийных солей в скважинах - ГК, по нему же определяют процентное содержание К40. Включение в комплекс ГИС методов НГК (или ННК) и П-ГГК позволяет определить минеральный состав калийных солей

Выделение пластов калийных солей, залегающих среди глинистых сланцев, возможно также по данным электрического каротажа, так как их электрическое сопротивление, как и других галогенных пород, бесконечно высокое.

При залегании калийных солей среди галогенных пород (каменной соли, гипсов и ангидритов), которые среди осадочных пород обычно обладают наименьшей естественной радиоактивностью, выделение калиесодержащих пластов становится возможным даже при незначительных примесях в породах калиевых минералов. Методы электрического каротажа в этих условиях неэффективны, так как электрическое сопротивление калиесодержащих пород не отличается от сопротивления вмещающих гидрохимических осадков.

На диаграммах НГК калийные соли, представленные карналитами, отмечаются низкими показаниями, аналогичными показаниями против гипсов и размытых глин. Это объясняется высоким водородосодержанием карналита в молекуле которого содержится шесть молекул воды. Сильвиниты, не содержащие в составе кристаллизационной воды, отмечаются на диаграммах НГК такими же высокими показаниями, как и каменная соль. Таким образом, с помощью НГК удается определить минеральный состав калийных солей: отличить сильвинит от карналитов.

Практически это весьма важно, так как промышленную ценность часто представляет только сильвиниты, которые добываются с целью получения товарных калийных солей.

Калийные соли обычно подвержены сильному размыву циркулирующим в скважине раствором, вследствие чего диаметр скважины против пластов калийных солей, как правило, сильно увеличен по сравнению с номинальным. Диаметр скважины увеличивается наиболее сильно против карналитов, так как этот минерал весьма хрупок, гигроскопичен, и под воздействием воды быстро разрушается.По кавернограмме получают дополнительные данные о характере пород, вмещающих калийные залежи. Кроме того, данные об изменении диаметра скважины крайне важны при интерпретации диаграмм электрического и радиоактивного каротажа.

Большое различие объемных плотностей солей и вмещающих их пород позволяет применять метод ГГК-П для выделения в разрезе калийных содей и оценки минерального состава.Наиболее высокими показаниями на диаграммах ГГК-П будут отмечаться карналиты, обладающие минимальной плотностью, промежуточными - сильвиниты и каменная соль и низкими - глинистые сланцы и ангидриты, плотность которых наибольшая.

Нет заметной разницы в плотностях каменной соли и сильвинита вследствие чего для выделения калийных солей, представленных сильвинитами, среди каменной соли, необходимо пользоваться данными гамма-каротажа.

Таким образом, основным методом выявления в разрезе скважин калийных солей является стандартный электрический и гамма-каротаж. При детальном изучении калийных солей применяют, кроме того, нейтронный гамма-каротаж, а также нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. пробуренный подземный источник каротаж

Изменение диаметра скважины в соленосной толще обусловлено различиями литологического состава толщи, чередованием пород с различной растворимостью. Плохо растворимые породы (прослои ангидритов, соли, содержащие примеси терригенных пород) отмечаются уменьшенными значениями диаметра, близкими к диаметру долота.

Диаграмма нейтронного гамма-каротажа в толще соленосных пород сильно дифференцирована. Из сопоставления с кавернограммой, следует, что на показания НГК изменение диаметра скважины заметно не сказывается и эта диаграмма в основном отражает изменение литологического состава пород, составляющих соленосную толщу. В частности, минимумы на кривой НГК обычно соответствуют максимумами на диаграмме ГК, благодаря чему можно сделать заключение, что калийные соли в этой скважине представлены главным образом карналитами (рисунок 7).

Рисунок 7. Геофизическая характеристика боратового рудного интервала и калийной соли.

Бериллий. К промышленным типам месторождений Be относятся жилы, линзы и тела сложной формы гранитных пегматитов и бериллоносных магнетит- флюоровитовых скарнов.Эти тела характеризуются, повышенным УЭС и минимальными значениями к. Но основной особенностью Be является способность к ядерному фотоэффекту при сравнительно невысокой (Ег= 1,67 МэВ) энергии г- квантов.По этой причине основным методом для выделения бериллоносных интервалов в скважинах и определения процентного содержания Ве является метод ГНК, на диаграммах которого эти интервалы выделяются четкими повышениями Iгn.

Литература

Список литературы

1. Андреев, А.Ф. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, и др.. - М.: Олита, 2014. - 67 c.

2. Берс, Л. Математические вопросы дозвуковой и околозвуковой газовой динамики / Л. Берс. - М.: [не указано], 2010. - 257 c.

3. Бобрицкий, Н. В. Основы нефтяной и газовой промышленности / Н.В. Бобрицкий. - М.: Книга по Требованию, 2012. - 202 c.

4. Богоявленский, О.И. Методы качественной теории динамических систем в астрофизике и газовой динамике / О.И. Богоявленский. - М.: [не указано], 2013. - 5 c.

5. Булатов, А. И. Заканчивание нефтяных и газовых скважин. Теория и практика / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - М.: Просвещение-Юг, 2010. - 121 c.

6. Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Academia, 2015. - 175 c.

7. Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2010. - 141 c.

8. Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2013. - 221 c.

9. Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2010. - 42 c.

10. Вадецкий, Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин: моногр. / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2011. - 153 c.

11. Васильченко, Анатолий Новые технологии в строительстве нефтяных и газовых скважин / Анатолий Васильченко. - М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2012. - 112 c.

12. Володченко, К.Г. Колонковое бурение / К.Г. Володченко. - М.: Госгеолтехиздат, 2015. - 13 c.

13. Гуреева, М. А. Основы экономики нефтяной и газовой промышленности / М.А. Гуреева. - М.: Academia, 2011. - 240 c.

14. Краснова, Л. Н. Организация, нормирование и оплата труда на предприятиях нефтяной и газовой промышленности / Л.Н. Краснова, М.Ю. Гинзбург. - М.: КноРус, 2011. - 32 c.

15. Кременецкий, М. И. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей / М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов, Д.Н. Гуляев. - М.: Институт компьютерных исследований, 2012. - 78 c.

16. Леонов, Е. Г. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. В 2 частях. Часть 1. Гидроаэромеханика в бурении / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2014. - 238 c.

17. Овсянников, Л.В. Лекции по основам газовой динамики / Л.В. Овсянников. - М.: [не указано], 2014. - 80 c.

18. Пирумов, У.Г. Газовая динамика сопел / У.Г. Пирумов, Г.С. Росляков. - М.: [не указано], 2011. - 264 c.

19. Рассел, Джесси Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации / Джесси Рассел. - М.: Книга по Требованию, 2013. - 100 c.

20. Шрейбер, Г. К. Конструкционные материалы в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. Справочное руководство / Г.К. Шрейбер, С.М. Перлин, Б.Ф. Шибряев. - М.: Машиностроение, 2013. - 172 c.

Размещено на Allbest.ru