Разработка Кузбаевского нефтяного месторождения

Из горизонтальных скважин и боковых стволах в 2008 году с учетом переходящего эффекта добыто 64,34 тыс. тонн дополнительной нефти.

3.8 Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождений

3.8.1 Контроль за состоянием подземных и поверхностных вод

В общей схеме гидрогеологического районирования месторождение находится в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. Рельеф холмисто-увалистый. Глубина вреза речных долин 50-70 м. Основной является река Гарейка с притоками Варяш, Актуганка.

Водоупорные сульфатные породы кунгурского яруса делят бассейн на два гидрогеологических этапа.

В пределах верхнего этапа развиты две гидродинамические зоны. Верхняя гидродинамическая зона, в пределах которой идет интенсивный водообмен, имеет мощность 10-20 м под днищами долин, до 90 м на водоразделах.

В пределах этой зоны подземные воды получают питание за счет атмосферных осадков и интенсивно дренируются местной гидрографической сетью. Это, в основном, водоносные горизонты и комплексы четвертичного, казанского и уфимского возрастов.

Ниже зоны интенсивного водообмена располагается зона замедленного водообмена. Нижняя граница этой зоны проходит по кровле водоупорных пород кунгурского яруса. Мощность зоны 120-200 м.

Здесь развиты сульфатные, сульфатно-хлоридные воды в шешминских слоях уфимского яруса. Минерализация подземных вод от 3 до 22 г/л.

Дебит скважин от 0,03 до 0,2 л/с. Направление движения подземных вод северо-западное, согласно падению соликамских отложений.

Зона весьма затруднительного водообмена охватывает всю толщу кавернозных и трещиноватых известняков и доломитов, реже песчаников, аргиллитов и алевролитов нижнепермского, каменноугольного и девонского возрастов.

Для хлоридных сульфатных вод нижнепермских отложений характерны значительные напоры с переливом через устье. Дебиты скважин 0,01-0,2 л/с, минерализация 5-37 г/л. Вода с запахом сероводорода.

Ниже по разрезу воды повсеместно хлоридные натриевые с минерализацией до 316 г/л. Дебиты скважин 0,1-0,8 л/с. наблюдается частичное и полное поглощение промывочной жидкости.

Полная гидрогеологическая характеристика водоносных комплексов и горизонтов на всю изученную глубину приводится в сводном геологогидростратиграфическом разрезе.

Контроль за состоянием поверхностных и подземных вод в настоящее время осуществляется по 11 водопунктам . Из них 9 водопунктов установлено на реке Гарейка и ее притоках, один на роднике БКНС - 20 и один на роднике возле д. Актуган.

Исходя из анализа существующего состояния пресных поверхностных и подземных вод рекомендуется следующая режимная наблюдательная сеть:

Пункт 8 - река Гарейка, около д. Абдуллино - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций.

Пункт 9 - приток реки Гарейка, 100 м от скважины № 466 - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций.

Пункт 10 - река Гарейка д. Б.Качаково - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций всего месторождения.

Пункт 11 - приток реки Гарейка, 620 м от скважины № 453 на север - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций всего месторождения.

3.8.2 Контроль за состоянием воздушной среды

В 2009 году лабораторией по контролю воздушной среды и промышленной санитарии были отобраны 780 проб воздушной среды в санитарно-защитной зоне населенных пунктов и 40 проб на источниках выбросов.

Таблица 8

Результаты замеров приводятся в таблице 8. Как видно из таблицы, превышений нормативов не наблюдалось. За 2009 год на объектах ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть-Янаул» произошло значительное уменьшение выбросов вредных веществ в атмосферный воздух по сравнению с предыдущими годами. Динамика изменения выбросов вредных веществ в атмосферу приводится в виде графика . Разница составила - 585,386 тонн.

4. скважинная добыча нефти

4.1 Фонтанный способ добычи

Фонтанная арматура предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопровода, контроля и управления потоком скважинной среды.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку; предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная елка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку; предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Арматура комплектуется запорными устройствами, а также регулируемыми или нерегулируемыми (сменными) дросселями. Допускается дооборудование запорными устройствами и обратным клапаном.

Пневмопилоты, входящие в комплект арматуры, обеспечивают перекрытие скважинной среды при регламентированном отклонении ее параметров от заданного режима эксплуатации скважины. В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяются краны с конической пробкой и прямоточные задвижки со смазкой. Боковые отводы елки и трубной обвязки оканчиваются ответным фланцами для приварки к трубопроводу.

Регулирование работы фонтанных скважин

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера

Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие:

открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;

образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;

пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;

образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;

отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

4.2 Газлифтный способ добычи нефти

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу .По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Рис. 5 Принципиальная схема газлифта

Конструкции газлифтных подъемников

Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 - 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб (рис. 6, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа.

Рис. 6. Схема конструкций газлифтных подъемников:

а - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием

В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном пространстве - между обсадной колонной и первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто II там имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве:

4.3 Добыча нефти штанговыми насосами

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 7) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Рис.7. Общая схема штанговой насосной установки

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные.

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Рис. 8. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:

а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

4.4 Добыча нефти бесштанговыми насосами

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 9) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки.

Рис. 9 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

5.Автоматизация производственных процессов

5.1 Схема автоматизации нефтяных скважин

Основную функцию автоматизации скважины оборудованной типа СКН выполняют СУ (станции управления), которые обеспечивают взаимосвязанную работу технологического оборудования глубинно-насосной скважины с ЭКМ (электро-контактный манометр).

СУ автоматически отключает электродвигатель при перегрузках по току, при коротких замыканиях, при обрыве одной из фаз и при повышении или понижении давления на выкидной линии. Позволяет запуск как в ручном, так и в автоматическом режиме. Для работы в периодическом режиме установлен реле программного управления и время паузы.

Схема состоит из силовой цепи, питается напряжением 380 В. Цепь защиты питается напряжением 24 В.

5.2 Блоки местной автоматики АГЗУ «Спутник»

На диспетчерский пункт поступает информация с АГЗУ о дебитах жидкости по скважинам, срабатыванию защиты от повышения или понижения давления, при отсутствии элекроэнергии.

Блоки местной автоматики установлены в щитовом помещении и представляют собой блок блок питания,блок сигнализации и контроля КП-1.

Также в АГЗУ «Спутник» установлены ГП-1 (гидропривод) для поочередного переключения скважин на замер. ПСМ (переключатель скважин многоходовой) - для автоматического перевода скважин. ГП-1 и ПСМ работают на пару. Счетчик ТОР-1 (тахометрический объемный расходомер) предназначен для измерения количества жидкости поступающей со скважины после сепарации газа в гидроциклонном сепараторе.

5.3 Автоматизация УПС, СУН

На УПС и СУН установлены следующие приборы:

1. Счетчики типа «Норд», «Миг-50» - предназначены для измерения жидкости при перекачке на НСП. Состоит из первичного турбинного датчика и вторичного, где установлен электромеханический счетчик и стрелочный индикатор мгновенного расхода.

2. ВСН (Влагомер сырой нефти), где вычесляется средняя влажность с функцией телепередачи количества и воды и чистой нефти.

3. СГН-10 (Сигнализатор довзрывоопасных концентраций), для контроля и сигнализации загазованности в насосной, которая автоматически включает вентилятор

4. Проба -1М - автоматический пробоотборник для отбора проб от перекачиваемой жидкости.

5. ЭКМ - для контроля и сигнализации заданных значений давления.

6. Датчики ДУЖ-1М; ДПУ-1М - для сигнализации заданных уровней жидкости в емкостях и уровня раздела двух несмешивающихся жидкостей посредством выдачи электросигнала.

7. Х-1600, предназначен для контроля за уровнем жидкости в резервуарах.

6. Система сбора

Схема сбора включает в себя скважины, автоматизированные замерные установки и сепарационные установки и пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Давление на устьях скважин регулируется таким образом, чтобы исключить установку промежуточных перекачивающих станций или другими слова ми ДНС (дожимная насосная станция).

- продуктивный пласт; 2 - насос; 3 - НКТ; 4 - обсадная колонна; 5 - устьедобывающей скважины; 6 - ГЗУ; 7 - КНС; 8 - УПСВ; 9 - ДНС; 10 - газосборная сеть; 11- нефтесборный коллектор; 12 - УКПН; 13 - узел подготовки воды; 14 - нагнетательный трубопровод; 15 - обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 - НКТ; 17 - пакер; 18 - пласт

Рис. 10. Схема сбора и подготовки продукции на промысле

Нефть добываемая со скважин по выкидной линии поступает в групповую замерную установку, где определяется объем перекачиваемой жидкости. Для поочередного переключения скважин на замер используется ПСМ (переключатель скважин многоходовой). Далее нефть по сборному нефтепроводу направляется в УПС (установка предварительной сепарации), где происходит разделение трех фаз. Нефть с 5 % содержанием воды направляется в НСП (Нефтесборный пункт), где происходит обессоливание нефти и обезвоживание, газ поступает также в НСП, а соленая вода через ПП-1,6 (Путевой подогреватель) частично на ППД скважины, а остальная часть на БКНС, где под большим давлением воду направляют по ППД скважинам

Список использованных источников

нефть добыча месторождение разработка

1.В.И. Кудинов «Основы нефтегазопромыслового дела»

2.Баймухаметов К.С., Владимиров Б.М. Комплексный проект разработки Кузбаевского нефтяного месторождения. Отчет. Кн.1. Текст отчета. Башнипинефть. Уфа, 1975 г.

3.Усенко В.Ф. Уточненный проект разработки Кузбаевского месторождения. Башнипинефть. Уфа, 1986 г.

4.Чуносов П.И., Губайдуллина Ф.М. Проект разработки Кузбаевского месторождения. Башнипинефть. Уфа, 1978 г.

5.Подсчет запасов нефти и газа Кузбаевского месторождения. Отчет. Кн.1. Текст отчета. Башнипинефть. Уфа, 1998 г.

6.Проект разработки Кузбаевского месторождения. Отчет. Кн.1. Текст отчета. Башнипинефть. Уфа, 2006 г.

7.Проект разработки Кузбаевского месторождения.- Янаул, 2008 г.

8.Геологические отчеты за 2007, 2008 годы. - Янаул.

9.Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997 г.

10.Абрикосов И.Х., Гутман И.С. «Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология».

11.Технологический проект разработки Кузбаевского нефтяного месторождения, 2008 г., Коваль И.В.

12.Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана /Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш.-Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997 г.

Размещено на Allbest