Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Котовский промышленно-экономический техникум»

Курсовая работа

Анализ результатов соляно-кислотной обработки на скважинах евленовско-ливенского горизонта Котовского месторождения

МДК 01.02 «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Специальность: 21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Студент группы Э59-4 Горбатов Семён Александрович

Руководитель Чебыкина А.С.

Котово 2022



Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Котовский промышленно - экономический техникум»

Рассмотрено на заседании ЦМО Утверждаю: заместитель директора по УР

Протокол №__ от «__» ______2021 З.Ф. Дьякова

Преседатель Л.П. Письменская 2021г.

Задание на курсовую работу

МДК 01.02 «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

студенту 4 курса группы Э59-4

Горбатову Семёну Александровичу

Тема: Анализ результатов СКО на скважинах евленовско-ливенского горизонта Котовского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

1.Геологический раздел Котовского месторождения

2.Технико-технологический раздел

2.ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Виды химических методов воздействия на ПЗП, их назначение

2.2.Выбор метода воздействия на ПЗП

2.3.Охрана труда и противопожарные мероприятия при СКО

3. ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Провести анализ результатов СКО на скважинах евленовско-ливенского горизонта Котовского месторождения

3.2 Рассчитать параметры СКО на скв №71 Котовского месторождения

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 15 %. При средней норме расхода соляной кислоты 1,2мі на 1 м интервала обработки общий объём 15 % - ной соляной кислоты, составит (Данные по скважине берем из тех.режима)

Составил: Руководитель курсового проектирования преподаватель Чебыкина А.

Содержание

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефте-газо-водоносность

2. Технико-технологический раздел

2.1 Виды химических методов воздействия на ПЗП, их назначение

2.2 Выбор метода воздействия на ПЗП

2.3 Охрана труда и противопожарные мероприятия при СКО

3. Практический раздел

3.1 Анализ результатов СКО на скважинах евленовско-ливенского горизонта Котовского месторождения

3.2 Расчет параметров СКО на скв №71 Котовского месторождения

Список литературы



Введение

В настоящее время большинство нефтяных месторождений ТПП «Волгограднефтегаз» находятся на стадии разработки. Выработка запасов углеводородов из пластов-коллекторов происходит равномерно, но остаются участки не вовлеченные или слабо вовлеченные в процессе разработки. Такие участки могут содержать значительные запасы нефти.

Актуальность темы

Анализ результатов СКО на скважинах

Цель исследования:

Провести анализ результатов СКО на скважинах

Рассчитать параметры СКО на скв №71 Котовского месторождения

Задачи исследования:

1.Изменения процесса фильтрации жидкости и газа в ПЗП

2.Способности соляной кислоты проникать вглубь пласта, растворяя карбонатные породы.

3.Снижение проницаемости ПЗП приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах.

Методы исследования:

Анализ результатов СКО на скважинах

Параметры СКО на скв №71 Котовского месторождения



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе

Котовское месторождение расположено на границе Котовского и Даниловского районов Волгоградской области, в 30км северо-западнее г. Котово, являющегося основным пунктом, обустроенным на современном уровне.

Рис. 1.1 - Схема расположения месторождения

1.2 Орогидрография

Ландшафт местности степной, слабовсхолмленный, с густой сетью оврагов и балок. На отдельных участках имеются лесные насаждения, часть которых относится к заповедной зоне. Правые склоны балок и оврагов крутые и хорошо обнаженные, левые - пологие, покрытые чехлом песчано- глинистого делювия. Абсолютные отметки рельефа находятся в пределах 120-200м над уровнем моря.

Основной водной артерией района является р. Медведица, находящаяся в 35км к северо-западу от Котовского месторождения.

Климат района резко континентальный с холодной зимой и засушливым летом. Годовые колебания температур от минус 2 до минус 30о С в зимнее время, до плюс 42о С в летний период.

Основной состав населения - русские и украинцы.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения мелового, юрского, пермского, каменноугольного и девонского возрастов, которые литологически представлены терригенными и карбонатными породами.

Палеозойская группа.

Включает девонскую, каменноугольную и пермскую системы.

Девонская система.

Представлена средним и верхним отделами.

Средний отдел

Морсовский горизонт

Представлен мергелями, известняками, доломитами, и аргиллитами. Литологически в морсовских отложениях выделяются три пачки (сверху вниз): известково-мергелевая, доломитовая, аргиллитовая. Мергели светло-серые, тонкозернистые, с включением ангидрита, гипса.

Доломиты серые, темно-серые, пелитоморфные. Аргиллиты зеленовато-серые, тонкодисперсные.

Вскрытая толщина 145 м.

Мосоловский горизонт

На территории Волгоградской области имеет широкое распространение. Представлен известняками светло-серыми с зеленоватым оттенком, тонкозернистыми, детритусовыми, плотными с прослоями битуминозных мергелей с брахиоподами.

Толщина 77-60 м.

Черноярский горизонт

Сложен в основном аргиллитами, характеризующимися низкими удельными сопротивлениями, с подчиненными прослоями известняков. Аргиллиты зеленовато-серые, пиритизированные.

Толщина 22-36 м.

Верхний отдел включает фаменский и франский ярусы.

Франский ярус

Представлен евлановско-ливенским горизонтом, который сложен рифо-генными известняками с хорошими коллекторскими свойствами. Отложения нефтенасыщенны.

Фаменский ярус

Включает сенновский, зимовской, лебедянский, елецкий, задонский го-ризонты и уметовскую толщу. Это довольно однородная толща известняков, местами глинистых и доломитизированных, с прослоями мергелей и аргиллитов и 90-метровой пачкой глин в основании. Мощность яруса 730 м.

Каменноугольная система.

Разделена на три отдела: нижний, средний и верхний.

Нижний отдел

Разделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус

Выполнен известняками с прослоями аргиллитов.

Мощность 190 м.

Визейский ярус

Нижняя часть представлена Малиновским горизонтом.

Средняя тульским и бобриковским горизонтами. Сложены песчаниками с прослоями аргиллитов с пачкой глин в основании. Мощность 127-147м.

Верхняя часть состоит из веневского, михайловского и алексинского горизонтов.

Веневский и Михайловский горизонты представлены однородной толщей известняков светло-серых, местами глинистых. Мощность их 160м.

Алексинский горизонт представлен чередованием песчаников и аргиллитов с пластом глинистого известняка в основании. Мощность 75

Средний отдел

Включает московский и башкирский ярусы.

Башкирский ярус состоит из верхнего и нижнего подъярусов.

Нижнебашкирский подъярус

Выполнен известняками. Мощность 55 м.

Верхний подъярус

Состоит из мелекесского и черемшанского горизонтов,которые сложены глинами с прослоями песчаников. Глины известковистые, алевритистые, песчаники известковые. Мощность 85 м.

Московский ярус.

Включает верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт представлен чередованием глин тонкослоистых, алевритистых и полимиктовых песчаников и алевролитов. Мощность 175 м.

Каширский горизонт сложен в кровле и подошве известняками, в средней части песчаниками и глинами. Мощность 110 м.

Подольский горизонт выполнен известняками мелкозернистыми и био-морфными, местами трещиноватыми. Ближе к кровле выделяются две маркирующие пачки тёмно-серых глин, местами доломитизированных (подольские реперы). Мощность 180 м.

Верхний отдел

Представлен (касимовский и гжельский ярусы) известняками, вверху органогенными. В нижней части отмечаются прослои глин тонкослоистых, известковистых, алевритистых. Мощность отдела 330-340 м.

Пермская система.

Разделяется на нижний (ассельский и артинский ярусы) и верхний (казанский ярус) отделы.

Нижний отдел

Ассельский ярус сложен известняками, доломитами, ангидритами. Мощность 58-68м. Они трансгрессивно перекрывают каменноугольные породы.

Артинский ярус сложен доломитами и сульфатами. Мощность 35-40м.

Казанский ярус выполнен известняками. Мощность 15-20 м.

Мезозойская группа.

Представлена в разрезе юрскими и меловыми осадками.

Юрская система.

Юрские породы с размывом лежат на пермских. Состоит из частично размытого верхнего (келловейский) и среднего (батский и байосский ярусы) отделов.

Средний отдел

Келловейский ярус сложен глинами. Мощность 37-40м

Верхнийй отдел

Байосский ярус сложен глинами с подчиненным значением песчаников и алевролитов. Мощность 115-140 м.

Батский ярус сложен глинами, алевролитами. Вверху маркирующий пласт плотного песчаника (репер). Мощность яруса 50 м.

Меловая система.

Представлена нижним отделом (готерив-барремский ярус), сложена песками и песчаниками слабосцементированными. Мощность 35-45м.

Пермская система

Отложения пермской системы присутствуют в сокращенном объеме.

Кайнозойская группа.

Сложена маломощным (3-5м) чехлом элювиально-делювиальных песков и суглинков четвертичного возраста.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Котовское поднятие по верхнему структур-ному этажу приурочено к западному склону центральной части Доно-Медведецких дислокаций, в нижнем структурном этаже - к западному борту Уметовско-Линевской депрессии, Коробковско-Нижнедобринской зоне развития рифовых фракций.

Ширина структуры в евлановско-ливенских отложениях по замкнутой изогипсе -2480м изменяется от 850м в южной части до одного километра в профиле скв.2,107, 64. Северо-восточная оконечность рифа имеет ширину 550м. Высота органогенной постройки около 500м включает отложения от рудкинских до ливенских. Юго-восточный борт, южная переклиналь и западный борт южной части имеют крутые склоны (до 30-45о); северо-западный склон сравнительно пологий - 8-13о. В северо-восточном направлении рифогенное тело теряет свою четкую выраженность; структура погружается постепенно.

Самая высокая точка рифа -2294 (скв.98), высота ловушки около 200м. Тело рифа по всей длине осложняется рядом куполов, разделенных неглубокими седловинами. Один из таких куполов, самый северный, изолирован не только седловиной, но и зоной уплотненных пород в верхней части ливенского горизонта (скв.12, 34). Покрышкой над евлановско-ливенскими рифогенными отложениями являются известково-мергельно-аргиллитовая толща задонского и елецкого горизонтов. В задонском горизонте выделяется три литологических пачки снизу вверх: аргиллитовая, мергельно-известковая и аргиллитово-мергельная, в елецком - глинисто-известковая. Толщина покрышки над залежью колеблется от 126 до 168м; за пределами залежи увеличивается до 250-425 м. Толщина нижней пачки, аргиллитовой, изменяется от 3 до 12 м.

1.5 Нефте-газо-водоносность

В разрезе месторождения выявлены нефтегазоносность в пластах песчаников бобриковского горизонта визейского яруса и нефтеносность в рифогенном комплексе карбонатных пород органогенной постройки евлановско-ливенского горизонта франского яруса.

Бобриковский горизонт

Продуктивные отложения, к которым приурочена нефтегазовая залежь бобриковского горизонта, залегают в интервале 1740 - 1840м.

Ловушка бобриковской залежи расположена в южной части поднятия и представляет собой антиклинальную структуру облекания, имеющую северо-восточное простирание. Размеры складки по изогипсе минус 1640м составляют 3,1х1,0км .Ловушка залежи сводовая, полнопластовая.

Покрышкой залежи являются глины, глинистые алевролиты и плотные известняки тульского горизонта. Толщина покрышки 56-68м.

Упором ловушки служат карбонатно-терригенные породы малиновского надгоризонта толщиной 11-18м.

Коллекторами нефти и газа являются песчаники тонко и мелкозернистые. соляной карбонатный месторождение ливенский

Залежь бобриковского горизонта газовая с нефтяной оторочкой - пластовая сводовая сложного строения.

Газовая шапка в пределах контура газоносности имеет размеры 2,4*0,7км. Размеры нефтяной оторочки в пределах внешнего контура нефтеносности 2,8*1,0км. Этаж газоносности 21,0м, нефтеносности - 8,5м.

Средневзвешенная газонасыщенная толщина составляет 3,4м, нефтенасыщенная - 2,2м. Количество песчаных прослоев в скважинах изменяется от одного до шести.

Евлановско-ливенский горизонт

Залежь нефти данного горизонта приурочена к рифогенному комплексу карбонатных пород рифогенной постройки высотой около 500м (от рудкинского до ливенского горизонта включительно).

Отсутствие коллектора евлановско-ливенского горизонта в опущенном блоке в районе скв.12 и 34 делит поднятие на два самостоятельных купола (северный и южный) с различными отметками ВНК.

Залежи куполов массивного типа. По пространственному размещению относятся к классу подстилаемых водой, нефтяных, богатых газом, растворенным в нефти.

Положение ВНК принято по результатам опробования скважин на абсолютной отметки минус 2469м для северного купола и на отметке минус 2466м - для южного.

Этаж нефтеносности северной залежи равен 19м, южной 171,5м. Размеры залежей соответственно равны 2,6-0,6км и 7,6-0,9км.

Физико-химические свойства и состав нефти и растворенного газа изучались по глубинным и поверхностным пробам. Глубинные пробы отбирались пробоотборником с глубины 2454-2600 м. Поверхностные пробы отбирали на устье скважин или из резервуаров промысловых сооружений.

Состав и свойства нефти евлановско-ливенского горизонта изучены по щестнадцати глубинным пробам

На северном и южном куполах они разнятся. Плотность нефти на север-ном куполе 660кг/м3, на южном - 673кг/м3, вязкость 0.35 и 0.55 мПа.с, давление насыщения 19.2 и 18.0 МПа, объемный коэффициент 1.62 и 1.54. Газосодержание нефти, по данным дифференциального разгазирования проб, 280 и 225 м3/т. Газовый фактор, определенный как отношение добычи растворенного газа к добыче нефти, равен 275 м3/т.

По результатам исследований поверхностных проб нефти евлановско-ливенского горизонта по составу представлены метановыми и нафтеновыми углеводородами (содержание 31-41% и 32-38% соответственно). Нефти легкие (плотность дегазированной нефти на северном куполе 819 кг/м3, на южном - 817 кг/м3), смолистые (среднее содержание смол 6.6 -.10.0 %), среднепарафинистые (4.1 - 5.1%), малосернистые (0.16%), маловязкие (4.9 мПа.с на северном куполе и 6.0 мПа.с - на южном).

Нефтяной газ содержит 62.6% метана, 10.8% этана, 10.7% пропана, 5.79% бутана. Эти величины приняты для подсчета запасов компонентов. Плотность газа 1.132 кг/м3 (относительная 0.939).

Пластовая вода относится к хлоркальциевому типу. Минерализация ее 232-247 г/л, содержание йода 8-26 мг/л, брома 680-800 мг/л. Плотность воды 1160 кг/м3, вязкость 0.67 мПа.с.

Физико-химический состав пластовых вод отражают химические анализы наиболее представительных проб воды.

Евлановско-ливенский горизонт характеризуется значениями минерализации вод от 232 до 247г/л, коэффициентов натрий/хлор от 0.6 до 0.64, хлор-натрий/магний от 4.6 до 6.2. Для сульфат-иона характерны концентрации от 5-7 мг-экв./л.

2. Технико-технологический раздел

Выбор конструкции скважины и способов бурения. Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн и долот для бурения под каждую колонну, интервалах цементирования.

2.1 Виды химических методов воздействия на ПЗП, их назначение

Химические методы воздействия на призабойную зону пласта. Основаны на химическом взаимодействии кислот с породой, а также с некоторым загрязняющим материалом. Классика химических методов - это солянокислотные обработки (СКО). Хлористоводородная (соляная) кислота способна активно растворять известняки и доломиты, из которых, в основном, состоят карбонатные породы.

2.2 Выбор метода воздействия на ПЗП

Снижение проницаемости ПЗП приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород ПЗП улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удалаения из призабойной зоны смлопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на: химические, механические, тепловые, физические и комплексные (физико-химические). Выбор метода воздействия на ПЗП определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят корбанатные цементирующие вещества. Наиболее распространенные методы воздействия - кислотные обработки.

Соляно-кислотная обработка скважин (СКО) - основана на способности соляной кислоты проникать вглубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных канало, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин

2.3 Охрана труда и противопожарные мероприятия при СКО

Вся территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа, установки для сбора, хранения, транспорта нефти и газа, а также производственные помещения должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

Не допускать замазучивания производственной территории и помещений, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВ и ГЖ), мусором и отходами производства, сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.д. должны убираться, а место разлива ГЖ и ЛВ должны также тщательно убираться и засыпаться сухим песком или грунтом.

Вокруг площадок и пожаро- и взрывоопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтегазодобывающего предприятия, периодически должна скашиваться трава в радиусе не менее 5м.

Дороги к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей, оборудования.

У пожарных гидрантов необходимо установить надписи указатели, позволяющие быстро определить место их расположения.

В пожаровзрывных объектах, цехах, складах, и на их территории курение запрещается. В таких местах должны быть вывешены предупредительные надписи «Курение запрещается».

На территории предприятия, за исключением мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной, запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти.

Не применяйте для освещения пожароопасных и взрывоопасных производственных установок источники открытого огня.

Строго следить за герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников). В случае обнаружения пропусков примите меры к их устранению.

Отогревание замерзшего оборудования производится только паром или горячей водой. Применение открытого огня запрещается.

У каждого телефона аппарата должны быть вывешены специальные таблички с указанием номера телефона пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.



3. Практический раздел

3.1 Анализ результатов СКО на скважинах евленовско-ливенского горизонта Котовского месторождения

В 2017 году на Котовском месторождении было проведено 3 кислотных обработок добывающих скважин, на которых был получен положительный эффект. (рис.3.1).

Скважина №70 выведена из периодической эксплуатации со средним дебитом 9,8 т/сут, но так она находится в районе выклинивания и имеет небольшую нефтенасыщенную толщину 12 м. Эффект по скважине был недостаточно продолжительным всего три месяца и составил 435 т. Отрицательный эффект был получен по скважине №93. В данной скважине резко увеличилась обвобненность до 48% и скважина прекратила фонтанировать. По скважине 73 средний прирост составил порядка 9,4 т/сут и дополнительно добыто 11293т нефти

Рисунок 3.1 - Эффективность солянокислотных обработок скважин



3.2 Расчет параметров СКО на скв №71 Котовского месторождения

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 15 %. При средней норме расхода соляной кислоты 1,2мі на 1 м интервала обработки общий объём 15 % - ной соляной кислоты, составит (Данные по скважине берем из тех.режима)

В данном подразделе определим необходимое количество химикатов и составим план обработки скважины №71 соляной кислотой.

Скважина №71 имеет следующую характеристику:

Ход работы:

1. Рассчитать объем кислотного раствора для солянокислотной обработки скважины. Норма расхода кислотного раствора v_p =1,1 м³ на один метр толщины пласта. Тогда объем кислотного раствора по норме:

, м³

, м³ 10,2

где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м

2.Рассчитать объем товарной кислоты , ( в м³ ) для приготовления раствора

м³

где x_p и x_к соответственно концентрации кислотного раствора и товарной кислоты, %

3.Рассчитать плотность соляной кислоты при 15 ^оС

кг/м³

кг/м³

где с _к15 плотность товарной нефти при 15 ^оС, кг/м³

с _кt - плотность кислоты при t ^оС, кг/м³

4. Рассчитать объем товарной кислоты при температуре 15 _оС

м³

м³

5.Рассчитать количество хлористого бария для нейтрализации серной кислоты а0,4%

кг

кг

где а - объемная доля H₂SO₄ в товарной кислоте, %

6.Рассчитать объем хлористого бария :

м³

м³

где с _хб 4000 кг/м³ - плотность раствора хлористого бария кг/м³

7.В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой рассчитать по формуле:

м³

где b_ук = 3% - норма добавки 100% уксусной кислоты

c_ук,%- объемная концентрация уксусной кислоты

8. Рассчитать объем ингибитора В-2:

м³

м³

где b_и = 0,2% - норма добавки ингибитора, если в качестве ингибитора используют реагент В-2,

c_и = 100%- объемная концентрация товарного ингибитора.

9. Рассчитать объем интенсификатора Марвелан-К:

м³

м³

где b_ин = 0,3% - норма добавки интенсификатора, если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К,

10. Рассчитать объем воды для приготовления кислотного раствора:

V_в = V_р - V_к - (V_хб + V_ук + V_и + V_ин)

V_в = 11,22 - 5,8 - (0,012 + 0,4 + 0,02 + 0,03)

11. Рассчитать объем кислотного раствора для кислотной ванны

м³

м³

где r_c -радиус скважины (в м)

h - толщина обрабатываемого пласта, м.



Список литературы

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов: [Текст]/ А.А.Коршак, А.М.Шаммазов.-Уфа.:ООО "Дизайн ПолиграфСервис", 2001 -544 с.

2. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков Техника и технология добычи нефти и газа/И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. М., Недра, 1991.

3. Вакула Я.В. «Ремонт скважин» [Текст]/Я.В.Вакула-Альметьевск,2008.-472с.

4. Ивановский В.Н. Вопросы эксплуатации малодебитных скважин механизированным способом.

5. Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.

6. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.-510

7. Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989;

8. Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

9. Крец В.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых местрождений. Уч. пособ. [Текст]/В.Г. Крец Томск: Изд. ТПУ, 1992.- 112 с.

10. Малеева Е.Н. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» [Текст] / Е.Н. Малеева - Котово, 2005. - 300 с.

11. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях[Текст] /М.Н Персиянцев.- ООО «Недра-Бизнесцентр»,2000,-653с-ил.:ISBN 5-8365-0052-5

12. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова/[Текст] Гиматудинов Ш.К.. - М: Недра, 1983. - 455с.

13. Отчеты о работе скважин на месторождениях ТПП «Волгограднефтегаз»[Текст]/ -Котово,2010-2017г

14. http://www.glavteh.ru/files/3_InPraktika_7_2010_Ivanovsky.pdf

Размещено на Allbest.ru

...