Размещено на http://www.allbest.ru/

24

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Сибирский государственный университет геосистем и технологий»

(СГУГиТ)

ОТЧЕТ

УЧЕБНАЯ ПРАКТИКА:

практика по получению первичных профессиональных умений и навыков,

В ТОМ ЧИСЛЕ ПЕРВИЧНЫХ УМЕНИЙ И НАВЫКОВ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

по основам горного дела

Новосибирск - 2019

ОГЛАВЛЕНИЕ

месторождение приобский нефть газ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О МЕСТОРОЖДЕНИ

2. ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА

4. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5. БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН

6. ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ В ПОДЗЕМНЫХ ВЫРАБОТКАХ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Учебная практика: практика по получению первичных профессиональных умений и навыков, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности по основам горного дела проводится с целью закрепления знаний основных принципов ведения горных работ при добыче полезных ископаемых в различных горно-геологических условиях.

Задачами учебной практики по получению первичных профессиональных умений и навыков, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности по основам горного дела является практическое закрепление теоретических знаний по основам горного дела, полученных в период обучения.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Приобское месторождение открыто в 1981 году разведочной скважиной 1р, пробуренной на Асомкинской площади, введено в разработку в 1986 году. Нефтеносность связана с терригенными отложениями верхнеюрского возраста васюганской свиты - пластом ЮС1 (Ю11). По состоянию на 01.01.2019г. по пласту ЮС1 выделено две залежи: основная и Западно-Фаинская. Основная залежь объединяет ранее выделенные в подсчете запасов, утвержденные ГКЗ (протокол от 29 июня 1994 г. № 255 дсп.) пять залежей - Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская и р-н скв. 29р. По состоянию на 01.01.2003г. в эксплуатации находятся три площади: Асомкинская, Средне-Асомкинская и Южно-Асомкинская, Западно-Фаинская залежь по состоянию 01.01.2003 г. не эксплуатируется. Пробуренный на Приобском месторождении фонд составляет 708 скважин, в т.ч. эксплуатационный 470 (из них добывающих -371, нагнетательных -99), не эксплуатационный - 238 ед., из них 15 скважин пробурено на сеноман. Накопленная добыча составляет: нефти 14060.0 тыс.т или 16.3% от начальных балансовых запасов и 50.6% от начальных извлекаемых запасов основной залежи, жидкости - 20828.7 тыс. т. В пласт закачано 32139.8 тыс.м3 воды. Средний дебит по нефти равен 24.12, жидкости - 53.95 т/сут, обводненность составила 55.3%, текущая компенсация равна 140.8, накопленная 137.4%.

Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой Обь (рисунок 1.1).

Недропользователем месторождения является ОАО "Юганскнефтегаз" на основании лицензии, выданной администрацией Ханты-Мансийского автономного округа (лицензионный блок № 983, лицензия ХМН 00983 НЭ от 30.04.99г.).

Рисунок 1.1 - Приобское ООО «Юганскнефтегаз»

Подсчет запасов нефти и газа по Приобскому месторождению выполнен по состоянию на 01.01.1993 г. и утвержден в ГКЗ СССР протоколом № 255 от 29.06.1994г. в количестве: по категории В+С1 - геологические 57478, извлекаемые 18709 тыс.т; по категории С2 - геологические 4292 и извлекаемые 858 тыс.т.

На государственном балансе РФ на 01.01.2003 по Приобскому месторождению числятся запасы нефти по следующим категориям:

По основной залежи: ВС1 - 87636 тыс. т;

По Западно-Фаинской залежи: С1 - 6914 тыс. т, С2 - 7509 тыс. т;

По месторождению в целом: ВС1 - 94550 тыс. т, С2 - 7509 тыс. т.

Западно-Фаинской площади - пласт ЮС1 по категории С1 - 5774 тыс.т, по категории С2 - 7685 тыс.т.

В целом по месторождению в лицензионных границах геологические запасы по категориям ВС1 составили 95446 тыс.т., по категории С2 - 7685 тыс. т. За лицензионной границей геологические запасы категории ВС1 составили 89 тыс.т, по категории С2 - 285 тыс.т. Величина балансовых запасов нефти по оперативному пересчету запасов в целом по месторождению изменилась незначительно относительно запасов, числящихся на балансе РФГФ по категории ВС1 запасы увеличились на 1.0 % (985 тыс. т), по категории С2 - увеличились на 6.1 % (461 тыс.т), по категориям ВС1С2 - увеличились на 1.4 % (1446 тыс. т).

Подсчет запасов нефти и газа по месторождению утвержден в ГКЗ СССР протоколом № 255 от 29.06.1994г. в количестве 57478/18709 тыс.т по категории В+С1 и 4292/858 тыс.т по категории С2. КИН соответственно 0.325 и 0.200.

2. ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Свойства и состав нефти, газа и воды Приобского месторождения определены по пластам АС10, АС11 и АС12.

Исследование свойств отобранных поверхностных и глубинных проб пластовых флюидов выполнялось в аккредитованных лабораториях геолого-тематической партии по подсчету запасов нефти ООО "Юганскнефтегаз", СибНИИНП, а также в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

Информация о результатах экспериментального изучения свойств и состава нефти, принятая за основу при выводе средних значений параметров, представлена в таблицах 2.2.1-2.2.2.

Таблица 2.2.1 - Свойства нефти

Как видно из таблицы 2.2.1, пластовые нефти Приобского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (в среднем 25 МПа) и температур (от 87,3 - для пласта АС10 до 89,2 0С - для пласта АС12). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 10,2 (пласт АС10) до 10,9 МПа (пласт АС12). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким (1.42 мПа·с). Плотность в пластовых условиях меняется от 785,9 (пласт АС10) до 771,1 кг/м3 (пласт АС11).

Оценивая в целом приведенные данные лабораторных исследований физико-химических свойств нефти можно заключить, что по таким параметрам, как газосодержание, объемный коэффициент, давление насыщения, вязкость, плотность и коэффициент сжимаемости нефти пластов АС10, АС11 и АС12 близки между собой. Наиболее легкой является нефть пласта АС11, она же имеет наибольшие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента и наменьшие - вязкости в пластовых условиях. Нефть пласта АС10 наиболее тяжелая, она имеет наименьшие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента и наибольшую вязкость. Нефть пласта АС12 по свойствам занимает промежуточное положение.

Нефтяной газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти пласта АС11 в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С6Н14 + высшие - 2,14 %), чем газ других пластов; молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта АС10 ниже (58,90 %), чем в АС11 и АС12 (61,00 и 64,56 % соответственно). Составы нефтей пластов АС10-12 близки между собой. Так, молекулярная масса пласта АС10 - 149, АС11 - 142, АС12 - 146.

По данным, следует, что нефти Приобского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 2,62 (пласт АС11) до 8,33 % (пласт АС10), с выходом фракций до 350 0С от 62,6 (пласт АС11) до 69,0 % обьемных (пласт АС12). Технологический шифр нефти пластов - II Т1П2.

Таблица 2.2.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

В связи с тем, что в пределах лицензионного участка ООО «Юганскнефтегаз» ни по одной из скважин вышеуказанных продуктивных пластов Приобского месторождения притока воды не получено, в настоящей работе не приводится раздел, посвященный свойствам и составу пластовых вод.

3. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА

На Приобском месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1988 году - протокол № 10581от 27 декабря.

На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по пяти продуктивным пластам - АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 (категории С1 и С2).

Утверждённые ГКЗ начальные запасы нефти по категории С1 составили 1827866 тыс.т, извлекаемые - 565050 тыс. т; категории С2 - 524073 тыс. т, извлекаемые - 48970 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти категории С2 на дату утверждения составляли 8 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.

Основным продуктивным пластом месторождения является пласт АC12. Утвержденные ГКЗ запасы нефти по пласту АC12 (категория С1) составили 930493 тыс.т, извлекаемые - 248920 тыс.т. По категории С2 - 307800 тыс.т, извлекаемые - 19790 тыс.т.

За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении разбурены эксплуатационные участки на основных продуктивных пластах, уточнены контуры нефтеносности и на государственном балансе числятся скорректированные запасы.

Числящиеся на балансе РФГФ запасы нефти Приобского месторождения по категории В+С1 составили: геологические 2476258, извлекаемые - 730001 тыс. т, по категории С2 геологические - 367501, извлекаемые 54553 тыс. т. По основному продуктивному пласту АС12, начальные числящиеся на балансе геологические запасы нефти составили 1286615 тыс. т (категория В+С1) и 203081 тыс. т (категория С2) и извлекаемые соответственно 326734 и 36346 тыс. т.

В целом по месторождению по категориям ВС1 геологические запасы увеличились на 35%, извлекаемые - на 29 %; по категории С2 геологические запасы уменьшились на 30%, извлекаемые увеличились на 20%.

4. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Бурение эксплуатационных скважин на месторождении было начато в 1988 году на Левобережной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее - в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г.

В таблице 3.1 и на рисунке 3.1 представлены фактические показатели разработки Приобского месторождения в целом. Накопленная добыча нефти по месторождению составила 66,6 млн.т., жидкости 77,2 млн.т., накопленная закачка воды - 106,1 млн.м3. Динамика добычи нефти в целом по месторождению характеризуется непрерывным увеличением объемов добычи.

Освоение системы нагнетания было начато в 1991 г., а в 1992 г. объем закачки был доведен до 620 тыс.м3 в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически оставалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м3 в год. Начиная с 1997 г. отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000 г. он достиг величины 2,9 млн.м3. С 2001 года закачка возрастала кратно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м3. Для добычи нефти и жидкости 2000г. также является переломным и с 2001 г. наблюдается значительный рост добычи. Значительный рост объемов закачки воды, привел к пропорциональному росту обводненности которая за период 2000-2004 гг. выросла с 3,8 до 28 %.

Динамика фонда скважин и характеристик их эксплуатации по месторождению в целом показана в таблице 3.2 и на рисунке 3.1.

Ввиду того, что месторождение находится в начальной стадии разработки и активно разбуривается динамка фонда скважин характеризуется бурным ростом и низкой долей бездействующих скважин. Небольшое замедление темпов бурения отмечается в 2004 г.

Текущее состояние фонда нагнетательных и добывающих скважин Фаинского месторождения в целом и по эксплуатационным объектам характеризует таблица 3.3. На месторождении насчитывалось 836 добывающих и 331 нагнетательная скважины из них 688 и 278 действующих скважин соответственно.

Из общего фонда пробуренных и принятых из бурения скважин эксплуатационного фонда в категории ликвидированных числится 66 скважин. Часть пробуренных скважин использована в качестве пьезометрических (5 скважин) и контрольных (5 скважин - 0,6% пробуренного фонда). По проекту необходимо, чтобы количество контрольных скважин составляло 5% от эксплуатационного фонда скважин.

На дату анализа фонтанировало 38 скважин из 688 действующих; остальные скважины эксплуатировались механизированным способом: 86,9% фонда скважин было оборудовано установками ЭЦН и 7,3 % фонда - установками ШГН. Текущие средние дебиты скважин, оборудованных ШГН, составляют: нефти - 3,7 т/сут, жидкости - 4,7 т/сут, скважин, оснащенных ЭЦН, - 93,7 т/сут и - 143,4 т/сут, фонтанных скважин - 0,6 т/сут и - 3,7 т/сут, соответственно. Две скважины эксплуатируются при помощи струйных насосов их средний дебит - 7,5 т/сут и - 9,2 т/сут по нефти и жидкости соответственно.

Характерной особенностью эксплуатации Приобского месторождения является то, что подавляющее большинство скважин совместно эксплуатируют два пласта и более.

На дату анализа на месторождении четко прослеживаются три участка разработки Лево- и Правобережный и недавно введенный в разработку Островной участок. Учитывая совместный характер вскрытия, а также близость коллекторских свойств и свойств пластовых флюидов пластов АС10-12, показатели разработки в дальнейшем будут проанализированы по участкам (Левый, Правый берег и Остров). Сводные технологические показатели разработки по месторождению в целом приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технологические показатели разработки Приобского месторождения (на 01.01.05)

Из анализа данных таблицы 3.4 видно, что наибольший дебит нефти на Правобережном и Островном участках 164 и 110,5 т/сут соответственно, дебит нефти Левобережного учаска составляет 21 т/сут при среднем на месторождении 87 т/сут. Максимальная обводненность 33% на Левобережном участке, что обусловленна более ранним вводом его в эксплуатацию, обводненность Островного участка 1,7% он введен в эксплуатацию во второй половине 2003 г. и система поддержания пластового давления на нем полностью не сформированна.

На Левом берегу скважины работают при среднем забойном давлении 10,2 МПа, на Правом берегу - 8,8 МПа, на Острове - при давлении 7,6 МПа. В целом по месторождению 64 % скважин эксплуатируются при забойном давлении ниже давления насыщения. Наибольшее число таких скважин (47 %) приходится на Левобережный эксплуатационный участок.

5. БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН

Добывающие скважины. По состоянию на 01.01.2005 г. общее число бездействующих скважин составляло 52 или 6% от фонда нефтяных скважин, из них 44 скважин на Левом берегу и 8 на Правом. Средняя обводненность перед остановкой для Правого берега была 71,8%, дебиты по нефти - 23,5 т/сут, по жидкости 159,3 т/ сут, накопленная добыча 125,7 тыс. т. На Левом берегу средняя обводненность перед остановкой составляла 38,9%, дебиты по нефти - 8,2 т/сут, по жидкости 12,7 т/сут, накопленная добыча 20,3 тыс. т.

Нагнетательные скважины. На 01.01.05 на Приобском месторождении насчитывается 50 бездействующие нагнетательные скважины. Подавляющее большинство БД скважин 32 скв - 64% залиты нефтью на зимний период, средняя накопленная закачка по этим скважинам составляет 120 тыс м3, средняя приемистость перед остановкой 26 м3/сут, максимальная 59 м3/сут., все эти скважины находятся на Левом берегу. Целесообразно предусмотреть мероприятия по увеличению приемистостей этих скважин для перевода их из сезонной эксплуатации в нормальную.

Четыре скважины остановлены в связи с необходимостью регулирования закачки, средняя приемистость по ним 464 м3/сут, одна скважина, работавшая с приемистостью 35 м3/сут остановлена для проведения ГРП. Остальные скважины остановлены по различным причинам в большинстве случаев из-за неисправности или ожидания проведения ремонтных работ.

Следует отметить, что количество бездействующих скважин на месторождении постоянно уменьшается как в относительном, так и в абсолютном значении, что свидетельствует об удовлетворительной работе недропользователя с фондом.

6. ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ В ПОДЗЕМНЫХ ВЫРОБОТКАХ

Настоящие правила обязательны для административно-технических руководителей и других должностных лиц шахт. Все шахты в период строительства и во время эксплуатации должны обслуживаться военизированными горноспасательными частями. Все рабочие и служащие, поступающие на шахту, подлежат предварительному медицинскому освидетельствованию. Рабочие и служащие, работающие на подземных работах, подлежат периодическому медицинскому осмотру не реже одного раза в год с обязательной рентгенографией грудной клетки. Все работающие на подземных работах рабочие и лица технического надзора должны быть обеспечены индивидуальными средствами защиты установленного образца (касками, спецодеждой, обувью, рукавицами, предохранительными поясами), соответствующими их профессии и установленным нормам, и обязаны ими пользоваться. На шахтах должны вести точный учёт всех трудящихся, спустившихся в шахту и выехавших из неё. Каждый трудящийся после выезда обязан немедленно сдать светильник или лампу в ламповую, а в ламповых с самообслуживанием поставить аккумуляторный светильник на зарядное устройство. Все рабочие, поступающие на шахту, а также переводимые с работы по одной профессии на другую, должны пройти предварительное обучение по технике безопасности, а направляемые на подземные работы, кроме того, должны быть обучены пользованию самоспасателями и первичными средствами пожаротушения. Предварительное обучение по технике безопасности рабочих поступающих на шахту и переводимых с работы по одной профессии на другую, производится при учебных пунктах шахт с отрывом от производства и с обязательной сдачей экзаменов в комиссиях под председательством главного инженера шахты или его заместителя. Все вновь поступившие подземные рабочие должны быть ознакомлены с главными и запасными выходами из шахты на поверхность путём непосредственного прохода от места работы к выработкам и запасным выходам в сопровождении лиц надзора. Повторные ознакомления всех рабочих с запасными выходами производятся лицами надзора через каждые 6 месяцев, а при изменении запасных выходов - немедленно. Каждое ознакомленные вновь поступивших рабочих, а также повторное ознакомление всех рабочих с главными и запасными выходами на поверхность должны заноситься в Журнал регистрации ознакомления рабочих с запасными выходами. На всех выработках и их пересечениях должны быть прикреплены указатели направления к выходам на поверхность и расстояний до них. Указатели должны быть покрыты самосветящейся краской или при наличии осветительной проводки освещены. Всем подземным рабочим и лицам надзора перед спуском в шахты, опасные по газу или взрыву пыли, а также по самовозгоранию полезного ископаемого разрешается групповые хранения самоспасателей в числе, превышающем на 10% наибольшую по численности смену, а также должны выдаваться исправные, индивидуально закреплённые самоспасатели, исключением является приведённый выше случай. Проверка самоспасателей на исправность должна производиться ежемесячно начальником пылевентиляционной службы шахты (начальником участка) с участием представителей ВГСЧ. К техническому руководству работами в подземных выработках и на поверхности шахт допускаются лица, имеющие законченное горнотехническое образование. К работе в качестве горных мастеров допускаются также лица, имеющие право ответственного ведения горных работ. Для каждой шахты должен быть составлен план ликвидации аварии в соответствии с «Инструкцией по составлению планов ликвидации аварий». План ликвидации аварий пересматривается и утверждается один раз в полугодие не позднее чем за 15 дней до начала следующего полугодия. При изменениях в течении полугодия в схеме выработок или вентиляции шахты, а также при изменении путей вывода рабочих в план ликвидации аварий, не позднее чем на другой день после изменения, вносятся соответствующие исправления, о чём доводится до сведения лиц технического надзора и рабочих. Ознакомление рабочих с правилами личного поведения во время аварий, в соответствии с планом ликвидации аварий, производит начальник участка. Рабочие после ознакомления с правилами личного поведения во время аварий расписываются об этом в Журнале регистрации ознакомления рабочих с запасными выходами. Запрещается допускать к работе лиц, не ознакомленных с планом ликвидации аварий и не знающих его в части, относящейся к месту их работы. Для оповещения рабочих на подземных работах о возникновении аварии на каждой шахте кроме телефонной связи должна быть оборудована специальная аварийная сигнализация (световая, громкоговорящая и др.). Руководящие и инженерно-технические работники шахты обязаны для обеспечения контроля за состоянием техники безопасности и правильным ведением горных работ систематически посещать горные работы. Каждое рабочее место должно обеспечиваться нормальным проветриванием, освещением, средствами оповещения об аварии, находиться в состоянии полной безопасности для работы. Придя на рабочее место, рабочий должен до начала работы удостовериться в безопасном состоянии забоя, кровли и боков выработки, крепи, исправности предохранительных устройств, действии вентиляции, а также проверить исправность инструментов, механизмов и приспособлений, требующихся для работы. Обнаружив недостатки, которые он сам не может устранить, рабочий, не преступая к работе, обязан сообщить о них лицам технического надзора. Каждый работающий в шахте и на поверхности, заметивший опасность, угрожающую людям или предприятию, обязан наряду с принятием мер для её устранения немедленно заявить об этом бригадиру или лицу технического надзора. Начальник участка или его помощник и горный мастер при смене рабочих должны предупредить рабочих другой смены о возможных опасностях в работе. Входы в подземные выработки, состояние которых представляет опасность для людей, а также в те выработки, где работа временно остановлена, должны быть изолированы решётчатыми и сплошными перемычками. На всех шахтах у стволов, по которым производится подъём и спуск людей, и на нижних приёмных площадках капитальных наклонных выработок, оборудованных механической доставкой людей, должны устраиваться камеры ожидания. Размеры камеры и её оборудование определяются проектом. Выходы из камер ожидания должны быть расположены в непосредственной близости от ствола шахты. Все горные выработки, временно не предусмотренные для дальнейшего использования или в которых полностью закончены работы, должны быть погашены (заложены пустой породой, искусственно обрушены) или закрыты перемычками, решётками, исключающими возможность доступа в них людей. Все открытые движущиеся части машин, механизмов и установок (муфты, передачи, шкивы и т.п.) должны быть надёжно ограждены. Перед пуском механизмов в работу машинист обязан убедиться в отсутствии посторонних лиц в зоне действия механизма и дать предупредительный сигнал. Таблица сигналов должна быть вывешена на видном месте вблизи механизмов, а значение сигналов должно быть известно лицам, обслуживающим эти механизмы. При сигнале об остановке или непонятном сигнале действующие механизмы должны быть остановлены. При внезапном прекращении подачи электроэнергии персонал, обслуживающий механизмы, обязан немедленно выключить электродвигатели, приводящие в движение механизмы. Все инструменты с острыми кромками или лезвиями должны переноситься в защитных чехлах или в специальных сумках. Все эти и другие правила техники безопасности должны выполнять подземные рабочие.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Все задачи учебной практики были выполнены. Цель учебной практики, а именно закрепление знаний основных принципов ведения горных работ при добыче полезных ископаемых в различных горно-геологических условиях достигнута в полной мере.

В результате прохождения учебной практики были освоены следующие компетенции:

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Интернет статьи www.oval.ru/enc/15486.html

2. Горное дело: Энциклопедический справочник

3. Спивак А.И.Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебн. для вузов/ А.И. Спивака.- М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2004.- 504 с.

Размещено на Allbest.ru