Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Успешность ТПВ во многом зависит от качества при-готовления полимерного раствора. Для этого необходимо соблюдать следующие требования:

раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;

полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этой целью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центро-бежных;

потери тепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны быть минимальными.

Преимуществом ТПВ является и то, что при его применении не требуется использования нестандартного или специального оборудования. Для приготовления водных растворов полимеров используются блочные установки типа УДПП-1,5. Для подогрева водного раствора полимера применяются печи типа ПБ-160/100. Расположение нагнетательных скважин для использования метода ТПВ ничем не отличается от их размещения при заводнении в рядной или площадной системе. Последовательность воздействия по данной технологии заключается в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного раствора с последующим продвижением ее в глубь пласта закачкой воды. Возможен вариант проталкивания оторочки нагретого полимерного раствора горячей водой, если это экономически целесообразно. Размер оторочки горячего полимерного раствора определяется термогидродинамическими расчетами и составляет 20--30% порового пространства продуктивного пласта, который в процессе осуществления ТПВ на основе полученных данных может быть скорректирован в ту или иную сторону. Вязкостные свойства полимерного раствора рассчитываются в зависимости от термобарических и фильтрационных характеристик данной залежи. Для Мишкинского месторождения на участке турнейской залежи температура полимерного раствора на устье нагнетательной скважины поддерживается в интервале 90--95°С.

Концентрация полимерного раствора зависит от свойств исходного полимерного реагента и связана с расчетной температурой закачки. В среднем эта величина находится в пределах 0,05--0,2% (по сухому порошку). Конкретная величина концентрации полимера определяется расчетным способом в зависимости от соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента (_н/_в) и определяется непосредственно измерением в лаборатории. При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и вязкости вытесняющего агента не должно превышать 10. При этих соотношениях не развивается явление вязкостной неустойчивости.

Темпы нагнетания полимерного раствора определяются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего агента в пластовой системе и рассчитываются в технологической схеме разработки месторождения. Учитывая, что полимерный раствор представляет собой неньютоновскую жидкость, в нем наблюдается связь между скоростью движения и «кажущейся» вязкостью. Эта зависимость учитывается в гидродинамических расчетах. Процесс ТПВ должен вестись таким образом, чтобы температура поли-мерного раствора на забое была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20--30°С.

Основным принципом проектирования технологии ТПВ является обеспечение высокой технологической эффективности процесса в условиях трещиновато-порового коллектора, содержащего нефть повышенной и высокой вязкости. В расчетах при проектировании ТПВ должен надежно оцениваться возможный прирост в конечном нефтеизвлечении (дополнительная добыча нефти за счет технологии).

ТПВ рассматривается как альтернативный вариант разновидностям заводнения. При проектировании ТПВ в осваиваемых залежах величина технологического эффекта (увеличение нефтеизвлечения) определяется в сравнении с базовым вариантом -- заводнением необработанной водой.

С целью снижения теплопотерь в окружающую среду при движении теплоносителя по стволу скважины выполняются тепловые расчеты, в основу которых закладывается требуемая температура на забое скважины. Переменными параметрами при этом являются температура теплоносителя на устье скважины и режим закачки теплоносителя. Проведенные расчеты величины изменения температуры на забое нагнетательной скважины Мишкинского месторождения при закачке в пласт горячего раствора (80°С) полимера на глубину 1500м с температурой в пласте 32°С через 126мм эксплуатационную колонну и 63мм НКТ (без термоизоляции) оказались близкими к фактическим данным забойной температуры, замеренной в конкретной скважине этого месторождения.

Сопоставление показателей разработки Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)

Следует сказать, что исследования, связанные с возможностью повышения нефтеизвлечения из трещиноватых коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, путем закачки горячего раствора ПАА, до настоящего времени нигде не проводились. Учитывая это, с целью получения достоверных данных и сравнения полученных результатов по нефтеотдаче от закачки холодного раствора ПАА, горячего раствора ПАА и обычной необработанной воды были проведены промышленные испытания на Мишкинском месторождении в Удмуртии. Работы начаты в 1976г. и продолжаются до настоящего времени (1995). Для проведения промышленных испытаний было выбрано три равноценных участка залежи. ТПВ на участке скв. 1413; ХПВ на участке скв. 1411; ВВ на участке скв. 1417. Получаемые результаты на трех участках сравнивались с показателями разработки на участках скв. 1416 и 1421, разрабатываемых на естественном режиме. Все эти участки выбирались с таким расчетом, чтобы коллектор, запасы, сетка скважин и другие параметры были максимально идентичными. Как видно из табл.12, участки действительно близки по своим характеристикам и несколько отличаются по запасам и нефтенасыщенным толщинам.

Характеристика участков промышленного испытания

технологий ХПВ, ТПВ в сравнении с водным воздействием (ВВ) и естественным режимом (ЕР)

Концентрация ПАА для холодного полимерного и горячего полимерного растворов составляла 0,05% (по сухому порошку японского ПАА типа РДА-1012 и РДА-1020). Суточная закачка в скважину не превышает 100 м³/сут. Закачка осуществляется до создания полимерной оторочки в объеме 20% от объема пор пласта участка, с последующим перемещением ее нагнетанием воды до полного завершения разработки залежи. Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Для приготовления горячего полимерного раствора используются трубные подогреватели ПТ-160/100. В качестве топлива используется газ.

Результаты длительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежь Мишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимерным раствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11.

Приведенные в ней промысловые данные показывают высокую эффективность применения термополимерного метода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Экспериментальные и расчетные исследования, выполненные во ВНИИнефть с использованием современных методик, показали, что для таких физико-геологических условий, как в черепетском гори-зонте Мишкинского месторождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения не превысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке через пласт 1,5--2 поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этого месторождения подтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8% обводненности продукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться, средняя обводненность про-дукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебит добывающих скважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше. Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказа-лась очень эффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных, коллекторах нет в мировой практике нефтедобычи.

Следует также обратить внимание на стабилизацию (1991--1994) величины обводненности продукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессе рабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4 тыс. м³ горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПАА была заложена теоретическими и эксперименталь-ными исследованиями авторами метода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85-- 90°С воды, с расходом 50--75 м³/сут.

Участок ХПВ (скв. 1411) расположен в центральной части месторождения и по всем основным геолого-физическим параметрам идентичен элементу, где проводится закачка горячего полимерного раствора (количество скважин, запасы нефти, продуктивные толщины, сетка скважин и т. д.). В пласт закачивался холодный полимерный раствор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку, т. е. той же концентрации, что и на участке ТПВ. Анализ показывает, что холодный полимерный раствор в условиях Мишкинского месторождения довольно полно вытесняет нефть из трещинно-кавернозных емкостей, но «хуже работает» в матрицах. Поэтому по количественным оценкам эффективности нефтеизвлечения показатели разработки по времени отстают от результатов на участке ТПВ. Кроме того, из-за отсутствия подогрева рабочего раствора наблюдается ниже приемистость нагнетательных скважин, и, следовательно, меньшее количество полимер-ного раствора закачано за то же время разработки. С начала внедрения полимерного воздействия закачано 289,5 тыс. м³ холодного полимерного раствора (15,9% объема пор участка пласта), против 336,4 тыс. м³ горячего раствора (20%).

Участок ВВ (скв. 1417) близок по своим исходным геолого-физическим параметрам с участками ХПВ и ТПВ. На участке ВВ производилась закачка холодной необработанной воды. Общий объем закачанной воды составляет 297,2 тыс. м³, что соответствует 19,2% объема пор участка пласта. Сравнение фактических результатов разработки участков при практически равных масштабах воздействия: главные показатели добычи нефти значительно отличаются от данных по участкам ТПВ и ХПВ. Текущая величина нефтеотдачи (21,9%) отстает от КНО на участке ХПВ 11,8%, а по термополимерному воздействию -- вдвое. Динамика обводненности на участке водного воздействия всегда была выше, чем на соседних участках ХПВ и ТПВ. По расчетам максимальная нефтеотдача на участке ВВ может достичь величины 24--25% от начальных балансо-вых запасов против 39%, утвержденных ГКЗ.

Учитывая положительные результаты полимерной технологии, в 1986г. был выбран еще один участок в районе нагнетательной скв. 1415 (ТПВ-2). До 1986г. этот участок разрабатывался на естественном режиме. Участок расположен северо-восточнее участка ТПВ-1. До освоения под закачку горячего полимерного раствора (1986г.) участок разрабатывался на естественном режиме и имел очень низкие показатели по добыче нефти и по нефтеотдаче. После закачки горячего раствора ПАА в объеме 123,8 тыс. м³ дополнительная добыча нефти по сравнению с базовым вариантом составила 6,5 тыс. т. Участок в настоящее время продолжает устойчиво работать, наращивая темп добычи нефти с хорошими показателями, что говорит о высокой эффективности термополимерного воздействия.

Участок скв. 1424 разрабатывается на естественном режиме (на истощение). Показатели разработки этого участка также показаны в табл. 11. Поскольку на участке никаких мероприятий не проводилось, то и заметных изменений в тенденции хода эксплуатации здесь не наблюдалось. Добыча нефти осталась на прежнем уровне. Анализ разработки участка на естественном режиме показывает, что режим использования естественной пластовой энергии на черепетском объекте не обеспечивает достижения удовлетворительных результатов ни по уровням добычи нефти, ни по срокам разработки, ни по результатам конечного нефтеизвлечения.

Аналогичная картина наблюдается и на других участках залежи. На основе анализа за длительный период времени (более 18 лет) можно уверенно говорить о высокой технологической и экономической эффективности термополимерного воздействия в залежах трещиновато-поровых карбонатных коллекторов с нефтями повышенной и высокой вязкости. В этой связи принято решение перейти на ТПВ по всей залежи черепетского горизонта Мишкинского месторождения, и в настоящее время это решение реализуется.

Опытно-промышленные работы показали, что термополимерная технология наиболее эффективна, когда она применяется с самого начала (или вскоре после освоения) разработки, однако метод достаточно эффективен и в уже разрабатываемых объектах (участок ТПВ-2).

Наряду с уже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничение общего количества рабочего агента, поскольку создание необходимого гидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пласт горячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействия в 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдается повышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработка месторождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, при использовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошие профили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост принимающих интервалов на 20--30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением и воздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными работами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячего полимерного раствора должен составлять 15--20% от общего перового объема пласта, затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей). Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими против пер-воначально определенных расчетным путем.

Лабораторные измерения вязкости полимерных растворов, приготовленных на минерализованной и пресной воде, показали целесообразность использования для этой цели пресной воды, т. к. присутствие солей в воде снижает вязкость полимерного раствора. Следует отметить, что до настоящего времени в отечественной промышленности отсутствует выпуск высококачественных марок ПАА, что наряду с дефицитом нужного технологического оборудования (печей-подогревателей, надежных пакеров, термоизолированных насосно-компрессорных труб) снижает потенциальные возможности этого метода.

Кроме того, сосредоточенность запасов нефти в тонких пластах с низкими коллекторскими свойствами (что характерно для месторождений Удмуртии) обусловливает низкую приемистость нагнетательных скважин. При этих условиях и ограниченных температурах нагрева полимера (вследствие опасности его деструкции) не удается создать в пласте оторочку горячего раствора полимера необходимой температуры. В таких случаях целесообразно нагревать раствор полимера непосредственно в пласте, прогревая предварительно пласт путем нагнетания теплоносителя, в качестве которого может выступать и горячая вода (или пар и т.п.). Без опасения деструкции вода, нагретая на поверхности до более высокой температуры, позволит усилить воздействие по снижению вязкости пластовой нефти, да и приемистость пласта для теплоносителя также выше, чем даже для нагретого раствора ПАА. Эффективность процесса (в том числе с позиций энергосбережения) будет выше, если теплоноситель и раствор полимера закачивать в пласт попеременно в несколько циклов, следующих один за другим. Дальнейшее развитие идея комбинированного теплового и полимерного воздействия получила в новой комплексной технологии с усиленным ис-пользованием теплового фактора, разработанной совместно научными сотрудниками института ВНИИ и производственниками АО «Удмуртиефть». Это -- технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), которая предусматривает чередование двухстадий-ных (двухэтапных) циклов закачки теплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом на закачку холодного раствора полимера. В результате технология имеет ряд преимуществ по сравнению с одноцикловой технологией ТПВ:

повышается приемистость нагнетательной скважины, по-скольку раствор полимера поступает в предварительно прогретую зону;

с использованием повышенных температур и полимерных растворов расширяется круг объектов применения технологии, и подключаются в активную разработку тонкие низкопроиицаемыс пласты;

увеличивается коэффициент охвата пласта рабочим аген-том по сравнению с единовременным созданием оторочки раствора полимера заданного объема;

уменьшается расход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывным нагнетанием рабочего агента.

Расчетная часть

Расчет производим по ТПВ-участку скважины №1413.

Объем закачки горячей воды для V_T (для проталкивания оторочки полимера) и раствора поли-мера V_П определяется из соотношения:

где Vt -- объем горячей воды, м³; V_П -- объем оторочки раствора полимера, м³; т -- пористость пласта; С_ск --удельная теплоемкость минерального скелета пласта, кДж/кг °С; S_H -- остаточная нефтенасыщенность; С_н -- удельная теплоемкость нефти, кДж/кг °С; С_ж -- удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/кг °С; р_ск -- плотность минерального скелета пласта, кг/м³; р_н -- плотность нефти, кг/м³; р_ж -- плотность теплоносителя, кг/м³; -- отношение радиуса фронта концентрации раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте; = 1 ,1-5-1,9; Г -- коэффициент Генри адсорбции полимера, м³/м³.

Температурный расчет для нахождения температуры раствора полимера в пластовых условиях из формулы ( 2 ):

где _П -- коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта; Т_П° -- температура закачиваемого раствора полимера на забое нагнетательной скважины, °С; Т_Т-- температура теплоносителя на забое скважины, °С; То -- начальная невозмущенная температура пласта, °С; Т_П -- температура раствора полимера в пластовых условиях, °С; С°_П -- удельная теплоемкость раствора полимера, кДж/кг°С; р°_П -- плотность раствора полимера, кг/м³; -- коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствора полимера (выбирается в зависимости от продолжительности закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера

( =1 -- 2 ).

Данные для расчетов взяты из таблиц 11 и 12, а также из справочников:

m=0.16; C_ck=8.32; _ck=2.5*10³; S_H=0.14; C_H=2.5; _H=910; C_ж=4.18; _ж=1000;

Г=0.87; =1.5;

Т₀=32; Т_т=85; С⁰_П=0.102; ⁰_П=1200; Т⁰_П=80; V_П=334.9*10³.

Подставив данные в формулу ( 1 ) найдем:

V_T/V_П = 0.91, отсюда получим, что V_T=304.759*10³ м³ горячей воды, т. е. это объем, необходимый для закачки в пласт с целью проталкивания оторочки полимера.

Рассчитаем длительность периода закачки V_T=304.759*10³ м³ воды с учетом, что запроектированный ежесуточный ее расход составляет 50 - 75м³/сут (62.5 м³/сут):

V_T/62.5 = 4876.144 суток = 13.36 года

непрерывного технологического процесса.

По формуле ( 2 ) после соответствующих расчетов получим:

Т_П=68.04⁰С - температура раствора полимера в пластовых условиях, эта температура соответствует технологическому условию процесса ТПВ, т. е. температура раствора на забое действительно превышает начальную пластовую температуру (То=32⁰С) не менее чем на 20 - 30⁰С, а именно на 36.04⁰С.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований создан и внедрен принципиально новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором.

Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полимера, проникающий, прежде всего, по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Таким образом, гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются значительно большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Результаты теоретических и экспериментальных исследований показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (для указанных геолого-физических условий) составит 15--20%.

Успешность ТПВ во многом зависит от качества приготовления полимерного раствора. Для этого необходимо соблюдать следующие требования:

1. раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;

2. полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этой целью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центробежных;

3. потери тепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны быть минимальными.

Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании.

Наряду с уже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничение общего количества рабочего агента, поскольку создание необходимого гидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пласт горячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействия в 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдается повышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработка месторождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, при использовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошие профили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост при-нимающих интервалов на 20--30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением и воздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными работами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячего полимерного раствора должен составлять 15--20% от общего перового объема пласта, затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей). Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими против первоначально определенных расчетным путем.

Дальнейшее развитие идея комбинированного теплового и полимерного воздействия получила в новой комплексной технологии с усиленным использованием теплового фактора -- это технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), которая предусматривает чередование двухстадийных (двухэтапных) циклов закачки теплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом на закачку холодного раствора полимера. В результате технология имеет ряд преимуществ по сравнению с одноцикловой технологией ТПВ:

1. повышается приемистость нагнетательной скважины, поскольку раствор полимера поступает в предварительно про-гретую зону;

2. с использованием повышенных температур и полимерных растворов расширяется круг объектов применения технологии, и подключаются в активную разработку тонкие низкопроиицаемыс пласты;

3. увеличивается коэффициент охвата пласта рабочим агентом по сравнению с единовременным созданием оторочки раствора полимера заданного объема;

4. уменьшается расход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывным нагнетанием рабочего агента.

Рекомендации:

1. В дальнейшем более полно внедрять технологию термополимерного воздействия на Мишкинском месторождении;

2. Внедрять технологию термополимерного воздействия на других месторождениях Удмуртии с такими же геолого-физическими условиями как на Мишкинском месторождении;

По возможности внедрять более совершенную технологию ЦВПТВ.

Графическая часть

Открыто в 1966 году

-425 эксплуатационных скважин

-129 нагнетательных

Залежь - нефтяная

Пласты В2+В3 верейского горизонта московского яруса

Коллектор - карбонатный, поровый

Глубина залегания - 1170м

Эффективная нефтенас. толщ. - 5,9м

Пористость - 18,7 %

Проницаемость 95 мД

Извлекаемые запасы:

- Начальные 31,5 млн.т

- Текущие 23,3 млн.т

Плотность по стандарту АPI

Технологическая схема

- 459 эксплуатационных скважин; - 143 нагнетательных скважин

Участки использования различных методов воздействия на Мишкинском месторождении

ЛИТЕРАТУРА

1. Кудинов В. И., Сучков Б. М. “Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.” - Самара, 1996г.

2. В. И. Кудинов АО “Удмуртнефть”, Ю. В. Желтов, М. Ю. Ахапкин, Г. Е. Малофеев, В. Д. Епишин РМНТК “Нефтеотдача” - “Научное обоснование и промышленное внедрение модификаций полимерного воздействия на сложнопостроенных месторождениях Удмуртии.”

3. Технологическая схема разработки Мишкинского месторождения нефти.

4. Богомольный Е. И. “Интенсификация добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии.” -Москва, Ижевск

5. Красулин В. С. “Справочник техника-геолога”-Москва, Недра-1974г.