Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

0,49

306,174

CL-

140,95

51180,4

SO42-

1,49

732,82

Ca2+

19,96

4095,98

Mg2+

10,47

1302,64

K++Na+

112,49

26493,65

Избыточную концентрацию определим по формуле (2.18):

мг/л.

Рассчитаем ионную силу раствора J по формуле (2.19):

.

Зная ионную силу, определим величину константы растворимости по формуле (2.20):



Равновесная концентрация определится по уравнению (2.17):

мг-экв/л.

Фактическая концентрация гипса в пластовой воде СCaSO4в этом случае будет равно 15,645 мг-экв/л.

Коэффициент пересыщения определим по формуле (2.17):

Так как ц < 1,то выпадение гипса в объеме невозможно.

2.5 Классификация методов предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах

Изучение опыта предупреждения отложения солей при добыче нефти в промысловых условиях позволило систематизировать методы предотвращения образования отложений солей в скважинах. Выделяются физические, технологические и химические методы предотвращения отложения солей.

К физическим методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями попутно добываемые воды магнитными или акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов. Магнитные силовые поля создаются скважинными магнитными установками предотвращения солеотложения (МУПС-1, МУПС-2), в которых основными рабочими элементами являются постоянные магниты. Применение магнитных установок сдерживается из-за отсутствия обоснованных границ их эффективного применения.

Имеются установки для предупреждения солеотложений в подземном и поверхностном оборудовании, основанные на использовании акустических полей. На промыслах Северного Кавказа и Западной Сибири испытаны гидродинамические и ультразвуковые излучатели. Испытания показали, что создаваемое излучателями в ультразвуковом диапазоне частот, акустическое поле позволяет предотвратить или значительно ослабить процесс солеотложения. При воздействии акустического поля инициируются выпадение солей и создание большого количества центров кристаллизации в объеме добываемой воды. Образующиеся микрокристаллы солей выносятся затем потоком жидкости из скважин, не отлагаясь на поверхности оборудования. Применение акустических излучателей находится на стадии опытнопромышленного внедрения, ведется совершенствование акустических генераторов. Сдерживается и усложняется применение скважинных установок необходимостью использования электрокабеля. Нет методик расчета оптимальных параметров воздействия (частота колебаний, амплитуда и т.д.) в зависимости от параметров скважины, поэтому не ясны границы оптимального применения установок.

Для предотвращения образования отложений солей применяются специальные покрытия стенок оборудования контактирующих с добываемой жидкостью. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями, лаками. Продолжительность защиты от отложений солей снижается в тех случаях, когда солевые осадки формируются в стыках НКТ, образуя прочный каркас, снижающий проходное сечение труб. К настоящему времени разработаны новые эффективные полимерные покрытия для НКТ.

На месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья разрабатываются и применяются в промышленных масштабах отдельные элементы оборудования с покрытиями. Покрытия рабочих органов ЭЦН пентапластом, фторпластом испытаны и применялись на Самотлорском месторождении. Позже стали применять рабочие колеса ЭЦН из полиамидных материалов с покрытиями, фторпластом, эпоксидной смолой или полностью изготовленные из углепласта. Полимерные покрытия не предупреждают полностью отложения солей, а лишь снижают интенсивность роста их образования. Поэтому оборудование с адгезионным покрытием рекомендуется применять в скважинах с умеренной скоростью соленакопления.

К технологическим методам предотвращения образования отложений солей относятся мероприятия, основанные на изменении технологических параметров процесса добычи нефти.

Важным технологическим методом предотвращения солеобразования является проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). Существующие способы исследования позволяют надежно определять источник притока чуждых вод и провести восстановление герметичности цементного кольца или ремонт обсадной колонны и ликвидировать поступление вод, несовместимых с попутными. Значительно снижается интенсивность отложения солей при проведении селективной изоляции обводнившихся пропластков продуктивного пласта полимерами, смолами или двухфазными пенами, поскольку при уменьшении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и скорость отложения солей.

Уменьшить интенсивность отложения солей можно путем правильного выбора режима работы скважины и установления соответствующего забойного, поскольку величина равновесной концентрации сульфата или карбоната кальция зависит от давления в насыщенной этими солями воде.

Замедление интенсивности отложения солей достигают также путем конструктивного изменения в компоновке глубинно-насосного оборудования. Для затруднения слияния мелких капель перенасыщенных солями воды в нефти применяют диспергаторы в УЭЦН. Для быстрого выноса с забоя перенасыщенной солями попутной воды установки СШНУ оборудуются хвостовиками диаметром до 63 мм, длиной 150-440 м.

К группе технологических методов предотвращения образования отложений солей относят закачку естественных выше-нижележащих минерализованных вод месторождения, опресненных попутно добываемых вод совместимых с пластовыми водами продуктивного пласта через систему ППД. При разработке отечественных месторождений в Западной Сибири используются естественные сеноманские воды. Без специальной подготовки они через систему ППД закачиваются в различные объекты разработки. Для закачки используются также маломинерализованные и опресненные попутные воды, из которой отбирается углеводородная фаза.

Из известных методов предотвращения образования отложений неорганических солей наиболее эффективными и реализуемыми в промысловых условиях являются химические. Применение для ППД специально подготовленных вод, химически совместимых по своему составу с пластовыми, позволяет практически полностью исключить солеобразование при эксплуатации скважин. Это достигается приготовлением совместимых вод непосредственно на месторождении путем смешения пластовых, попутно добываемых вод с высокоминерализованными хлорнатриевыми. В результате концентрация солеобразующих ионов уменьшается, а ионов Na+ и СL - увеличивается, что ведет к недонасыщенности добываемых вод солями, склонными к выпадению.

В США (месторождения Техаса и Мексиканского залива) применяется технология закачки искусственно приготовленных вод. Пластовые воды обводнившихся залежей смешиваются в необходимых пропорциях с морскими (из лагун) и хлорнатриевыми водами (из соленых озер). В районе месторождения находится несколько растворных узлов для приготовления искусственных вод разного состава для закачки. Экономически целесообразно такой способ применять при наличии естественных водоемов с разным составом вод.

В настоящее время для предотвращения отложения солей в процессе добычи нефти самое широкое применение нашли химические методы, основанные на использовании ингибиторов отложения солей.

Ингибитор отложения солей должен:

- обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;

- быть совместимым с пластовыми, попутно добываемыми и закачиваемыми водами и хорошо растворяться в них;

- при применении быть безопасным для обслуживающего персонала, безвредным для окружающей среды, а его содержание в различных водах надежно определяться в промысловых условиях;

- при хранении и транспортировке сохранять свои свойства.

Применяемые ингибиторы отложения солей не должны:

- оказывать вредное воздействие на процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;

- отрицательно влиять на технологический процесс переработки нефти и снижать качество продуктов переработки;

- увеличивать коррозионную активность среды, в которой они растворены.

В зависимости от условий применения к ингибиторам отложения солей могут быть предъявлены дополнительные требования, позволяющие применять их при отрицательных температурах, иметь пониженную растворимость в гранулированном виде, улучшать адсорбционно-десорбционную характеристику реагента.

2.6 Состав и свойства ингибиторов отложения солей

Первоначально в СССР (до 1970-х годов) в качестве ингибиторов отложения солей применялись неорганические полифосфаты -триполифосфат и гексаметафосфат натрия. При широком применении в скважинах различных регионов выявлены основные недостатки неорганических фосфатов: малая термическая стойкость, приводящая к потере ингибирующих свойств; склонность к гидролизу до ортофосфатов с образованием и выпадением нерастворимых кальциевых солей; малая эффективность по предотвращению отложений гипса и барита. Попадая в продуктивные горизонты гексаметафосфат натрия активирует развитие сульфатвосстанавливающих бактерий. Вследствие этого в отечественной и зарубежной практике рекомендуется ограничение применения полифосфатов.

С 1970-х годов получены новые ингибиторы на основе комплексонов . В зависимости от механизма их действия в объеме добываемой продукции, они делятся на две группы:

- ингибиторы на основе карбоксилсодержащих комплексонов, способные связывать ионы кальция и препятствовать тем самым образованию осадков сульфатов или карбонатов при использовании их в стехиометрическом соотношении;

- ингибиторы на основе комплексонов с фосфоновыми группами, обладающие "пороговым" эффектом и действующие как хелаты, способные в субстехиометрическом соотношении препятствовать росту кристаллов осадкообразующих солей; эти ингибиторы обладают и кристаллоразрушающим эффектом, когда при образовании зародышей кристалла они способны видоизменить форму зародыша и замедлить его дальнейший рост.

В промысловых условиях процесс кристаллизации и образования отложений солей более сложный и изучен еще недостаточно полно. Требуется уточнение параметров процесса адсорбции ингибиторов на поверхности оборудования, микрокристаллах, а. также подавления роста кристаллов при формировании солевых отложений.

Из ингибиторов на основе комплексонов широкое промысловое применение нашли анионные однокомпонентные фосфоновые кислоты или их соли. В большом ряду комплексонов особый интерес представляет нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ).

Этот реагент в промысловой практике известен как ингибитор солеотложения Башкирии (ИСБ-1). Продукт представляет белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, спиртах и нерастворимый в органических растворителях и нефти. Ингибитор предназначен для предупреждения отложений сульфата кальция и карбоната кальция в пласте, скважинах и оборудовании системы сбора продукции. НТФ образует прочные комплексы с разными катионами. Наибольший эффект достигается при дозировках 4-5 г/м³ обрабатываемой воды. Ингибитор совместим с минерализованными водами (0,1-5%), раствор ингибитора в пресной воде совместим с водой, содержащей до 16 г/л ионов кальция.

Позже широкое применение получили ПАФ-13 и дифонат.

ПАФ-13 - однозамещенная натриевая соль на основе полиэтиленполиаминметилфосфоновой кислоты. Это жидкость желтогоцветас содержанием активной части 22-26%. Ингибитор не горюч, плохо растворим в воде, термоустойчив при температуре 1500С. Предназначен для предотвращения отложений в ПЗП, скважинах, системах сбора и подготовки продукции.

Дифонат - многокомпонентый ингибитор на основе динатриевой соли НТФ. Предназначен для предупреждения сульфатно- и карбонатно-кальциевых отложений. Представляет собой жидкость белого цвета со слабым специфическим запахом. Обладает свойствами слабой кислоты.

В настоящее время применяют СПНХ-5301, СПНХ-5312 и СПНХ-5313.

СПНХ-5301 - композиционный состав на основе ОЭДФ. Для улучшения свойств ингибитора в композицию входят добавки водного раствора аммиака, гликоля и другие компоненты. Предназначен для предотвращения отложений солей сложного состава, включая барит, в скважинах, трубопроводах, установках подготовки нефти. ИКОС представляет жидкость плотностью 1,11-1,22 г/см³, со слабым запахом аммиака. Хорошо растворяется в минерализованной воде с содержанием ионов кальция до 25 г/л. Ограниченная растворимость в спиртах, нерастворим в нефти и углеводородах, малотоксичен, температура замерзания - минус 400С. Учитывая хорошие показатели ингибирования солей, этот реагент применяется на месторождениях Западной Сибири и Казахстана.

СПНХ-5312 - предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей сульфата и карбоната кальция в условиях высокоминерализованных попутно добываемых с нефтью вод. Ингибитор представляет умеренно опасный жидкий реагент с хорошей совместимостью с минеральными водами. Ингибирующая композиция выпускается в виде двух марок: СПНХ-5312С (кислая форма) и СПНХ-5312Т (нейтральная форма). Ингибитор СПНХ-5312С представляет однородную жидкость светло-желтого цвета, обладает повышенной совместимостью с пластовой и попутно добываемой с нефтью водами и используется для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция. СПНХ-5312Т - представляет однородную жидкость желтого цвета, хорошо растворим в пресной воде. Ингибитор предназначен для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция, а также сульфата бария с эффективной дозировкой 20 г на тонну обрабатываемой жидкости.

СПНХ-5313 - предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната кальция и сульфида железа с эффективной концентрацией ингибитора 50-100 г на тонну попутно добываемой воды в зависимости от содержания ионов железа и сероводорода. Это умеренно опасное вещество и представляет собой жидкость зелено-коричневатого цвета плотностью 1,27 г/см³.

2.7 Технология использования ингибиторов отложения солей

Технологии применения ингибиторов отложения солей зависят от геолого-физических особенностей строения и системы разработки месторождения, состава попутно добываемых вод и отлагающихся солей, условий выпадения солей и эксплуатации скважинного оборудования, а также от физико-химических свойств используемого ингибитора отложения солей.

Ингибитор отложения солей необходимо дозировать в требуемых количествах, начиная с интервала образования отложений. В настоящее время различают следующие способы подачи ингибитора:

- периодическая прокачка ингибирующей композиции насосным агрегатом в затрубное пространство скважины и глубинно-насосное оборудование;

- непрерывная подача в затрубное пространство скважины с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

- подача ингибитора глубинными дозаторами;

- периодическая закачка раствора ингибитора в ПЗП;

- дозированная подача ингибитора отложения солей в систему водоводов и нагнетательных скважин с кустовых насосных станций ППД.

При периодической прокачке ингибирующий раствор в затрубное пространство скважины и в глубинно-насосное оборудование подается после предварительного удаления отложений солей насосным агрегатом. Защита оборудования обеспечивается в интервале: затрубное пространство - прием насоса - насос - НКТ - выкидная линия. При прокачке на стенках оборудования адсорбируется слой ингибитора, предотвращающий образование отложений солей. Эффективность этой технологии низка, поскольку защитный слой ингибитора за 3-5 сут выносится добываемой жидкостью. Опыт применения метода показал, что чем меньше разница плотностей ингибирующей композиции, тем продолжительнее и эффективнее расходуется реагент. Для снижения плотности ингибирующей композиции используются нестабильные бензины, конденсаты углеводородов и другие легкие углеводородные жидкости. Защитный эффект от отложения солей при применении таких ингибирующих композиций составляет 30-36 сут. Для увеличения продолжительности защитного эффекта сотрудниками УГНТУ и НГДУ "Арланнефть" была предложена технология применения ингибирующей композиции в виде азотсодержащей пены (пат. РФ, 2174590). Применение вспененных ингибирующих композиций в скважинах Арланского месторождения позволило увеличить срок защиты скважинного оборудования от солеотложений и коррозии до 10 - 11 месяцев.

В промысловых условиях часто применяется метод непрерывной подачи ингибитора отложения солей поверхностным дозировочным насосом в затрубное пространство скважины. Расход ингибирующей композиции дозирования подбирается исходя из насыщенности попутных вод солями, склонными к выпадению в осадок и объема этих вод. Основным достоинством этого метода является экономичное расходование дорогостоящих ингибиторов отложения солей. Поскольку дозировочный насос установлен на поверхности, то изменение подачи ингибитора, в связи с изменением параметров эксплуатации скважины, не представляет трудностей. Защита оборудования от солеотложений обеспечивается в интервале: дозировочный насос - затрубное пространство - приемный фильтр - насос - НКТ - выкидная линия.

Этой технологии подачи ИКОС присущи недостатки. Так, надежная защита оборудования от отложения солей достигается при обеспечении непрерывности подачи ингибитора. Временное прекращение подачи, например из-за неисправности дозировочного насоса, ведет к необратимому образованию отложений солей, и возобновление подачи ингибитора не позволяет восстановить работоспособность оборудования. Поскольку ИКОС представляют растворы на пресной или опресненной воде, то эксплуатация дозировочных насосов усложняется в зимнее время. Непрерывная подача коррозионно-активных ингибиторов ведет к повышенной коррозии труб. В связи с устранением недостатков метода ингибирующие композиции подаются дозировочным насосом в затрубное пространство по специальным полимерным трубкам (капиллярам) или по специальному электрическому кабелю ЭЦН, имеющему свободный проходной канал для жидких реагентов.

Чтобы исключить влияние внешних погодных факторов на работу дозировочных насосов для подачи ингибиторов отложения солей, применяются глубинные дозаторы, спускаемые в скважину ниже приема насоса вместе с контейнером реагента. Разработано множество конструкций, рассчитанных на применение жидкого или гранулированного ингибитора солеотложения. В дозаторах, использующих гранулированный ингибитор, происходят процесс его растворения и постепенный вынос потоком добываемой жидкости. Недостатком таких дозаторов является неуправляемый процесс растворения ингибитора, невозможность изменения режима дозирования при изменении эксплуатации скважины. Глубинные дозаторы жидкого реагента применяются еще реже из-за конструктивных недостатков устройств. Общим недостатком глубинных дозаторов является ограниченность объема контейнеров с ингибитором. Для наполнения контейнеров реагентом требуется подъем всего подземного оборудования. Опыт применения глубинных дозаторов указывает на необходимость разработки более надежных дозирующих устройств. Имеются попытки предотвращения солеотложений путем дозированной подачи ингибитора отложения солей в систему водоводов и нагнетательных скважин при ППД.

Рисунок 2.1 - Схема периодической закачки ингибитора солеотложения в призабойную зону скважины через затрубное пространство



Приготовленный раствор ингибитора из автоцистерны 2 закачивается насосным агрегатом 1 в скважину. Вначале закачивается раствор ингибитора объемом, равным объему скважины до уровня спуска насоса. После чего закрывается устьевая задвижка во избежание поступления раствора в выкидную линию 4. Затем производится закачка оставшейся части раствора ингибитора. На последнем этапе проводится задавка этого раствора продавочной жидкостью в призабойную зону пласта на расстояние, равное 1,8 м.

В результате продавки вглубь пласта образуются концентрические зоны ингибитора шириной А и продавочной жидкости шириной Б. В случае малопроницаемых пластов, когда требуются высокие давления продавки раствора, следует применять пакер. В качестве продавочной жидкости применяется пресная или слабоминерализованная техническая вода, раствор соляной кислоты, углеводородные растворители.

2.8 Примеры решения задач по закачке ингибитора солеотложення и варианты задач

Количество ингибитора солеотложения, требуемого для обработки ПЗП скважины, определяется по формуле

, (2.21)

где G -- потребное количество ингибитора отложения солей в товарном виде, кг;

А- коэффициент неравномерности выноса ингибитора (1ч2);

Qв - среднесуточная добыча воды в составе продукции скважины, м3/сут;

d0 - дозировка ингибитора, г/м3;

ф- предполагаемое время защиты оборудования (120ч150), сут.

а) Рассмотрим на примере обработки скв.7. Примем дозировку для реагента "Инкредол", равную в среднем 10 г/м³, коэффициент А=1,5; среднесуточная добыча воды 62 м³/сут, время защиты оборудования - 150 суток. Тогда в соответствии с уравнением (2.21):

кг.

На основе рассчитанного количества ингибитора приготавливается ингибирующий раствор на пресной воде. Для отечественных реагентов рекомендуются 0,2-1% растворы. За исходную концентрацию ингибитора "Инкредол-1" примем 1%-ный раствор реагента. Тогда для приготовления ингибирующего раствора (Vинг) потребуется 13,95 м³ пресной воды (исходя из плотности воды 1000 кг/м³).

Затем определяется количество продавочной жидкости для доставки приготовленного раствора в пласт с радиусом проникновения не менее одного метра. Имеются различные рекомендации по глубине продавки ингибитора в пласт. Так, по исследованиям А.Ш. Сыртлановадля условий НГДУ "Чекмагушнефть" эта величина составляет 1,6-1,9 м. Возьмем для нашего расчета среднюю величину радиуса продавки - 1,6 м.

Объем продавочной жидкости в пласт рассчитываем по формуле

, (2.22)

где Vскв - объем скважины, м³;

Vпзп - объем призабойной зоны пласта, м³.

, (2.23)

где rэк - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

rвнеш.нкт- наружный радиус НКТ, м;

Н - глубина скважины, м;

L - глубина спуска насоса, м.

, (2.24)

где rзак- радиус закачки ингибитора в пласт, м;

h - эффективная толщина пласта, м;

m - коэффициент пористости породы, доли ед.;

rэк - наружный радиус эксплуатационной колонны, м.

В скв.7 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 130 мм и трубы НКТ с наружным диаметром 101,6 мм. Глубина скважины Н = 1260 м, глубина спуска насоса L = 970 м, эффективная толщина пласта 6 м; пористость 0,24.

По формуле (2.23):

м3.

По формуле (2.24):

м3.

По формуле (2.22):

м3.

Объем до динамического уровня скважины, для заполнения ингибитором, рассчитывают по следующей формуле, после чего закрывают левую затрубную задвижку:



, (2.25)

где Hд - динамический уровень жидкости в скважине, м.

Объем скважины до спуска насоса, после чего закрывают задвижку на выкиде:

. (2.26)

По формуле (2.25):

м³.

По формуле (2.26):

м³.

б) Рассмотрим далее скв.21. Примем дозировку для реагента "Дифонат", равную в среднем 25 г/м³, коэффициент А=1,5; среднесуточная добыча воды 68 м³/сут, время защиты оборудования - 150 суток. В соответствии с уравнением (2.21):

кг.

За исходную концентрацию ингибитора "Дифонат-1" примем 2%-ный раствор реагента. Тогда для приготовления ингибирующего раствора (Vинг) потребуется 38,25 м³ пресной воды (исходя из плотности воды 1000 кг/м³).

Для этого расчет возьмем среднюю величину радиуса продавки - 1,6 м. Внутренний диаметр 115 мм и трубы НКТ с наружным диаметром 73 мм. Глубина скважины Н=1400 м, глубина спуска насоса L=1110 м, эффективная толщина пласта 5 м; пористость 0,25.

По формуле (2.23):

м³.

По формуле (2.24):

м³.

По формуле (2.22):

м³.

По формуле (2.25):

м³.

По формуле (2.26):

м³.

в) Рассмотрим далее скв.47. Примем дозировку для реагента ИСБ, равную в среднем 5 г/м³, коэффициент А=1,5; среднесуточная добыча воды 54 м³/сут, время защиты оборудования - 150 суток. В соответствии с уравнением (2.21):



кг.

За исходную концентрацию ингибитора ИСБ-1 примем 0,8%-ный раствор реагента. Тогда для приготовления ингибирующего раствора (Vинг) потребуется 6,075 м³ пресной воды (исходя из плотности воды 1000 кг/м³).

Для этого расчет возьмем среднюю величину радиуса продавки - 1,8 м. Внутренний диаметр 130 мм и трубы НКТ с наружным диаметром 101,6 мм. Глубина скважины Н=1350 м, глубина спуска насоса L=1050 м, эффективная толщина пласта 5,5 м; пористость 0,23.

По формуле (2.23):

м3.

По формуле (2.24):

м³.

По формуле (2.22):

м³.

По формуле (2.25):

м³.

По формуле (2.26):

м3.

Заключение

В курсовом проекте были рассмотрены причины, условия образования отложений неорганических солей. Накопление солевых осадков в скважинах и нефтесборных коммуникациях приводит к повышенному износу оборудования, нарушает режим работы скважин, приводит к преждевременным текущим и капитальным ремонтам, в итоге к значительному снижению эффективности добычи нефти.

Одним из эффективных методов для предупреждения накопления солевых осадков является оптимизация и совершенствование существующей системы поддержания пластового давления (ППД), особенно стадия подготовки воды к закачке.

Показаны начальный период эксплуатации скважины без отложения гипса (скважины 1880, 1926 и 7128), увеличивающаяся насыщенность до (скважина 1926). Расчеты показали, что самая высокая насыщенность вод гипсом у вод скважины 1880 (ц=4,19). Поэтому предлагают расчет продавки ингибиторов отложения солей в призабойную зону пласта.

Расчет закачки ингибиторов в скважину (скважина 7) показал, что для того, чтобы обеспечить защиту от отложения солей в течении пять месяцев потребуется .



Список использованных источников

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. - Уфа; БашНИПИнефть, 2012 - 704 с.

2. Проект доразработкиАрланского нефтяного месторождения: Отчет / Е.В. Лозин, Э.М. Тимашев. - Уфа: БашНИПИнефть, 2002.

3. Дополнение к проекту разработки Арланского месторождения: Отчет. - Уфа: БашНИПИнефть, 2009. - 687 с.

4. Антипин Ю.В., Яркеева Н.Р. Учебно-методическое пособие к лекционным и практическим занятиям для студентов. - Уфа, 2011 - 78 с.

Размещено на Allbest.ru