Отчеть карачаганак
жүктеу/скачать 61,19 Kb.
|
отчеть карачаганак-28 03 2017
ПРАВИЛА ДЖЕК
отчеть карачаганакот ClockShorts9065 | skachatreferat.ruМИНИСТЕРСТВО ОБРОЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Казахский национальный исследовательский университет
Отчет по преддипломной практике Институт_____________________________ Кафедра______________________________ Руководитель по практике: Акашев.Б Студент: Жумабаева.Д.М Алматы 2017 Содержание Введение………………………………………………………………………….3 1. Литературный обзор История предприятия………………………………...5 1.1Экспертные маршруты ……………………………………………………..6 1.2 Фонтанная эксплуатация скважин ………………………………………… 1.3 Охрана труда и техника безопасности………............................................7 1.4 Охрана окружающей среды…………………………………………….......8 2. Обязанности оператора по добычи нефти и газа……….............................9 2.1 Оператор по добыче нефти и газа 3-й разряд ……………………………11 2.2 Оператор по добыче нефти и газа 4-й разряд ………………………..........11 Заключение……………………………………………………………………….13 Список литературы Введение
Двадцатый век насыщен многими событиями, которые будоражили и потрясали земную цивилизацию. Шла борьба за передел мира, за сферы экономического и политического влияния, за источники минерального сырья. Среди этого клокочущего страстями человеческого общества выделяется стремление обладать ресурсами «черного золота» и газа, столь необходимых для прогрессивного развития промышленности Ни одна проблема, пожалуй, не волнует сегодня человечество так, как топливо. Топливо — основа энергетики, промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Без топлива немыслима жизнь людей. Нефть известна давно. Археологи установили, что ее добывали и использовали уже за 5–6 тыс. лет до н.э. Наиболее древние промыслыизвестны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань. Считают, что современный термин «нефть» произошел от слова «нафата», что на языке народов Малой Азии означает "просачиваться". Упоминание о нефти встречается во многих древних рукописях и книгах. В частности, уже в Библии говорится о смоляных ключах в окрестностях Мертвого моря. Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Первый способ применялся еще в 1 веке в Мидии и Сирии, второй — в 15 веке в Италии. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году в США, и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. За сотню с лишним лет развития истощились одни месторождения, были открыты другие, повысилась эффективность добычи нефти, увеличилась нефтеотдача, т.е. полнота извлечения нефти из пласта. Но изменилась структура добычи топлива. Долгое время находившуюся на первом месте нефтяную промышленность обогнала перспективная газовая (сейчас на уголь приходится только 15% тонн условного топлива, на газ — 45%, на нефть — 40%). Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности. Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом. Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки. На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации дляпредотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины. Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс. Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа. Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м3 и токсичных корозионно-активных элементов.Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700–5360 м). Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защитыны обходимо применять. 1. Литературный обзор. История предприятия Карачаганакское месторождение, открытое в 1979 году, является одним из крупнейших газоконденсатных месторождений в мире. Оно расположено на северо-западе Казахстана и занимает территорию более 280 квадратных километров. Его расчетные начальные балансовые запасы углеводородов составляют 9 миллиардов баррелей конденсата и 48 триллионов кубических футов газа, а общие оценочные запасы превышают 2.4 миллиарда баррелей конденсата и 16 триллионов кубических футов газа. Успешная работа Карачаганакского предприятия зависит от профессиональных знаний и огромного производственного опыта специалистов четырех нефтегазодобывающих иностранных компаний: “Би Джи Груп” (32.5 процента), “Эни” (32.5процента), “Шеврон” (20 процентов) и “ЛУКОЙЛ” (15 процентов). Партнеры по Карачаганаку передают свои знания и опыт Республике Казахстан, стараясь наиболее рационально использовать как внутренние, так и внешние возможности, с целью максимального освоения ресурсов месторождения. В 1997 году партнеры по совместному предприятию и Полномочный орган, представляющий правительство Республики Казахстан, учредили компанию в целях освоения Карачаганакского месторождения. Было подписано Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП), определившее условия совместного развития Карачаганака до 2038 года. С момента подписания этого соглашения в освоение месторождения было инвестировано почти 14 миллиардов долл. США. В ходе освоения Карачаганака, являющегося одним из самых сложных с технической точки зрения месторождений в мире, применялась самая передовая технология добычи углеводородов. 1.1 Экспортные маршруты Транспортная система «Карачаганак – Атырау» (KATS) Система KATS является главным маршрутом транспортировки стабилизированных жидких углеводородов, добытых на Карачаганакском месторождении, и эксплуатируется с 2003 года. Трубопровод диаметром 24 дюйма соединяет Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК) и терминал в Атырау на Каспийском море. Кроме этого, имеются две насосные станции – одна находится на КПК, а другая - в Большом Чагане, приемное оборудование и емкости для хранения продукции в Атырау. Эксплуатацией и обслуживанием этих объектов занимается КПО. В Атырау трубопровод соединяется с системой Каспийского трубопроводного консорциума, по которой нефть транспортируется до Новороссийска, где грузится на танкеры и идет на экспорт Каспийский трубопроводный консорциум (КПК) Участниками Каспийского трубопроводного консорциума являются несколько международных энергетических компаний, а также правительства России и Казахстана. Трубопровод, который эксплуатируется с 2001 года, протянулся от Тенгизского месторождения в Казахстане доНовороссийска на Черном море. Длина трубопровода составляет 1510 километров, а диаметр на разных участках равен 40 и 42 дюймам. Также имеется пять насосных станций, морской терминал и резервуарный парк. КТК обеспечивает жизненно важное связующее звено в системе транспортировки карачаганакских жидких углеводородов на мировые рынки. Транспортная система «Карачаганак-Оренбург» (KOTS). Система KOTS включает в себя пять трубопроводов протяженностью 140 километров для транспортировки углеводородов на Оренбургский газоперерабатывающий завод (OГПЗ) в Российской Федерации. Эти трубопроводы существовали до начала второго этапа развития Карачаганака. Два трубопровода диаметром 28 дюймов транспортируют сырой газ на ОГПЗ для дальнейшей переработки. Кроме этого, имеется три 14-дюймовых трубопровода, один из которых служит для экспорта жидких углеводородов, а два других являются трубопроводами двойного назначения и используются для транспортировки как сырого газа, так и нестабильного конденсата. Трубопровод Атырау – Самара. В Большом Чагане трубопровод KATS соединяется также с трубопроводом компании «КазТрансГаз» (КТО), который идет до города Самара в Российской Федерации, обеспечивая дальнейший экспорт карачаганакскому углеводородному сырью по трубопроводным системам компании «Транснефть». 1.2 Фонтанная эксплуатация скважин Классификация открытых фонтанов По виду выбрасываемого флюида фонтаны подразделяются на газовые, нефтяные и водяные, но часто в процессе открытого фонтанирования скважины выбрасывают смесь флюидов. В таких случаях фонтаны классифицируют по характеристике компонентов выбрасываемых смесей: газонефтяные, газоводяные, газоконденсатные, водонефтяные и т.д. 1) По дебиту газовые фонтаны делятся условно на слабые- с дебитом 0,1-1 млн.м³, средние- 1-5 млн. м³, мощные- 5-10 млн.м³ в сутки, сверхмощные- более 10 млн.м³. Принято считать, что 1 тонна нефти эквивалентна 1000 м³ газа. 2) По конфигурации струи фонтаны делят на компактные, распылённые и комбинированные. Компактная струя фонтана образуется при фонтанировании через открытое устье. Распылённая струя фонтана образуется при истечении флюида через неплотности арматуры или ПВО, а также из устья скважины, заваленным буровым оборудованием и конструкциями компактной струи. 3) По количеству одновременно фонтанирующих скважин фонтаны подразделяются на одиночные или групповые. Групповые фонтаны возникают при кустовой разработке месторождений в условиях морских нефтяных и газовых промыслов, заболоченной местности и т.п., когда на сравнительно небольшом участке размещаются несколько скважин. Пламя газового фонтана имеет светло-жёлтую окраску, газонефтяного – оранжевый цвет, периодически с клубами черного дыма. В газовых и газонефтяных фонтанах нефть и конденсат полностью сгорают в фонтанирующей струе. При горящих нефтяных фонтанах только незначительная часть нефти успевает испариться и сгореть в воздухе, а большая часть выпадает на землю, разливается вокруг устья скважины, продолжая гореть. Нефтяной фонтан горит тёмно-оранжевым пламенем с большим выделением чёрного дыма. 4) По степени сложности работ при ликвидации открытых фонтанов их можно разделить на 3 группы: неосложнённые, осложнённые и особо осложнённые. К неосложнённым относятся все категории открытых фонтанов, у которых имеется база для ликвидации фонтана - неповреждённая обсадная колонна и доступное устье. К осложнённым относятся фонтаны с негерметичной обсадной колонной (при этом возникают межпластовые перетоки, грифоны) и доступным устьем. К особо осложнённым относятся фонтаны с недоступным устьем (кратером на устье). 5)По характеру работы: а) с постоянным гидравлическим режимом. б) с пульсирующим гидродинамическим режимом. Указанные выше характеристики не дают полного объёма всей сложности, трудоёмкости и опасности работ по ликвидации открытого фонтана, т.к. не указаны давление пластовое, забойное, устьевое, глубина залегания пласта, питающая фонтан, угроза взрыва и токсичность газа. 3.2.2 Меры безопасности при проведении технического обслуживания фонтанной арматуры. Рабочие буровой бригады и операторы промысла должны быть предварительно обучены работе с узлами и фонтанной арматурой в целом, а также проинструктированы по пожарной безопасности и взрывоопасности. При обслуживании фонтанной арматуры запрещается: - при резком снижении давления с использованием разрядных пробок стоять в направлении их оси; - открывать крышку быстросменного штуцера,не убедившись в отсутствии давления внутри корпуса; - стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем смазки; - без разрешения руководства подтягивать фланцевые соединения при наличии течи в них; - применять дополнительный рычаг для увеличения крутящего момента на маховике задвижки; - находиться вблизи арматуры при опрессовке её на скважине. Если в соединениях арматуры появились пропуски, то надо уменьшить давление при помощи крана на опрессовочном агрегате, а затем на каждой закрытой задвижке - разрядным клапаном, только после этого устранять неисправности в арматуре. Нужно помнить, что задвижка в закрытом положении после опрессовки находится под давлением, даже когда её отсоединили от фонтанной арматуры, поэтому снижение давления с использованием разрядной пробки обязательно. 1. Скважины и шлейфы должны осматриваться ежедневно объездом мобильной бригады в составе не менее 2-х операторов с наличием СЗР и средствами связи. 2. При обнаружении утечки нефти, газа, содержащих H2S, в устьевой арматуре или коммуникациях скважину необходимо немедленно закрыть с помощью задвижки или приустьевого клапана отсекателя с пульта управления и сообщить руководителю объекта и т.д. 3. Эксплуатация скважины при наличии давления в межколонном пространстве запрещается. При обнаружении давления должны быть приняты оперативные меры. 4. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, фонтанная скважина должна быть задавлена жидкостью, обработанной нейтрализатором H2S. 5. На устье скважины на период ремонта должно быть установлено ПВО, необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее 2-х объёмов скважины с соответствующей плотности без учёта объёма раствора в скважине. По мере снижения уровня в стволе должен быть обеспечен долив задавочной жидкости. Запрещается вход без противогаза и анализатора на H2S в помещение распределительных пунктов, установок замерных и др. объектов, где возможно выделение H2S. Оборудование и оснащение БОС при выезде на скважину для проведения технического обслуживания фонтанной арматуры и контроля (объезда)скважин. Работающая фонтанная арматура должна обслуживаться бригадой операторов. На участке обслуживания должны быть приспособления для смены задвижек, манометры, запасные задвижки, смазка Л-3-162, паста, нагнетатель смазки, прокладки, комплект взрывобезопасных ключей и т.д. Порядок освоения скважины, очерёдность и время закрытия-открытия задвижек, смены штуцеров и манжет, набивки смазки и пасты в задвижки и трубную головку устанавливается инструкциями, действующими на промысле. Система скважина-сборный пункт находится под воздействием высокого давления, наиболее уязвимым местом являются фланцевые соединения, которые в процессе работы могут ослабляться. Необходимо периодически докреплять болтовые соединения или заменять их новыми. При обнаружении газа в межколонном пространстве во избежание грифонообразования необходимо его периодически выпускать (медленно и плавно), не превышая давления выше допустимого. Если в межколонном пространстве за небольшой промежуток времени накапливается много газа, то необходимо заглушить скважину и устранить имеющийся дефект. Необходимо правильно пользоваться задвижками: закрывать их так, чтобы не происходило пропусков газа, а открывать без особых усилий. На сборном пункте необходимо контролировать работу приборов, предохранительных устройств, режим подачи жидкости. Ко всем скважинам и сборным пунктам необходимо иметь хорошие подъездные пути. От крестовины каждой газовой скважины следует иметь готовую линию для подсоединения цем. агрегата. 1.2 Охрана труда и техника безопасности В KПO уверены, что все несчастные случаи можно предотвратить, а каждый сотрудник компании после окончания работы должен всегда возвращаться домой здоровым и невредимым без какого-либо вреда своему здоровью, который может быть нанесен ему на рабочем месте. Безопасные условия труда и высокие показатели по технике безопасности являются важными составляющими деятельности компании КПО, которым уделяется первостепенное значение. Компания подтвердила соответствие требованиям международных стандартов ИСО 14001 и OHSAS 18001. В настоящий момент мы работаем над разработкой интегрированной системы управления ОТ, ТБ и ООС, которая распространится на деятельность всей компании.КПО признает, что не должна останавливаться на достигнутом, и будет продолжать следовать принятым на себя обязательствам по обеспечению безопасных условий труда для своего персонала.
1.3 Охрана окружающей среды В процессе эксплуатации такого сложного технологического объекта, как Карачаганакское месторождение, решение сложных технических задач стало нормой нашей повседневной деятельности. Компания KПO продолжает внедрять инновационные экологические технологии и применять самые совершенные методы охраны окружающей среды в этом регионе, тем самым внося свой вклад в общие усилия мирового сообщества в борьбу против глобального изменения климата. Для реализации этих задач KПO приняла на себя обязательства по сокращению выбросов парниковых газов за счет внедрения инновационных технологий и применения самых современных методов работы. Обязательства КПО в области охраны окружающей среды реализуются посредством системы экологического менеджмента (СЭМ), интегрированной с комплексной системой управления ОТ, ТБ и ООС. В сентябре 2008 года KПO получила сертификат ИСО 14001, который обязует нас постоянно снижать вредное воздействие на окружающую среду в границахвверенной нам территории. Система управления ОТ, ТБ и ООС, действующая в компании, основана на принципе определения ключевых элементов в границах установленного непрерывного цикла усовершенствования ‘ПЛАНИРОВАНИЕ - ИСПОЛНЕНИЕ - ПРОВЕРКА - ДЕЙСТВИЕ’. Это является важным шагом в разработке высококлассной системы управления воздействия деятельности КПО на окружающую среду. 2. Обязанности оператора по добычи нефти и газа Оператор должен регулировать работу скважины так, чтобы не разрушить фильтр. Оператору необходимо точно знать оборудование забоя каждой обслуживаемой скважины и все работы на скважине проводить с учетом особенностей конструкции забоя. Оператор должен иметь понятия о путях повышения эффективности производства, повышении производительности труда, грамотном и экономном расходовании материальных ресурсов на порученном участке работы промысла, охраны недр и окружающей среды. Обслуживание газосборной сети оператором состоит в постоянном контроле за давлением и температурой в трубопроводах, за состоянием трубопроводной арматуры, утечками газа и гидратодавление и температуру контролируют автоматически или периодически измеряют. Данные замера операторы передают диспетчеру. При монтаже и эксплуатации запорной и регулирующей арматуры операторы должны выполнять следующие требования: • перед установкой арматуры присоединительные трубопроводы необходимо очистить от песка, грязи, окалины; • устанавливать арматуру таким образом, чтобы направление движения потока среды совпадало с направлением стрелки, нанесенной на корпусе арматуры; • при монтаже фланцевой арматуры необходимо обеспечить соответствие фланцев арматуры соединительным патрубкам и соосность болтовых отверстий в этих фланцах; • устанавливать арматуру в местах, обеспечивающих доступ к ней для осмотра и обслуживания; • при гидравлическом испытании трубопроводов на прочность затворы промежуточной арматуры должны быть полностью открыты; • использовать запорную арматуру в качестверегулирующей не допускается; • запорную арматуру следует открывать полностью до упора и закрывать с нормальным усилием для создания плотности; • при закрывании и открывании арматуры применять добавочные рычаги не допускаегся; • наружную резьбу шпинделей необходимо смазывать не реже одного раза в месяц. Оператор поддерживает заданный режим (расход, давление, концентрацию) подачи ингибитора в скважины. При централизованной подаче ингибитора оператор обслуживает автоматизированную систему подачи ингибитора. Операторам необходимо помнить, что все ингибиторы гидратообразования имеют коррозирующую способность, которая возрастает с повышением температуры и давления. В процессе эксплуатации газовых скважин операторам необходимо контролировать и регулировать их работу, чтобы обеспечивать непрерывную и надежную подачу газа потребителям. Группу скважин, а иногда и одиночные высокодебитные или удаленные скважины обслуживают операторы; дежурство их организуется круглосуточно. Для обслуживания скважин в ночное время операторы пользуются переносными взрывобезопасными аккумуляторными лампами. Все сведения о работе скважин периодически передаются операторами в диспетчерский пункт газового промысла, и диспетчер дает операторам распоряжения об изменениях режима работы скважин. В обязанности оператора входит своевременное обнаружение любых нарушений нормальной эксплуатации скважин, принятие срочных мер но устранению неполадок и вызов соответствующих служб добывающего предприятия для полного устранения причин подобных нарушений. Оператору запрещается проводить работы по устранению дефектов уплотнений и восстанавливать наполнение сальников при наличии давления в газопроводе. Учебный материал основан на требованиях программы подготовки и повышения квалификации рабочих на производстве по профессии «Оператор по добыче нефти и газа», утвержденной Управлением кадров и социального развития ОАО «Газпром». Все виды работ по капитальному ремонту скважины операторы проводят в соответствии с нарядом, при изменении или дополнении планаработ — с дополнительным нарядом. 2.1 Оператор по добыче нефти и газа 3-й разряд Характеристика работ. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
2.2 Оператор по добыче нефти и газа 4-й разряд Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смолмеханическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики. Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.
Знания, полученные мной на практике, очень пригодятся мне в профессиональной деятельности. Рассматриваемые темы очень актуальны и интересны. Я значительно повысил уровень своей компетентности.В результате я получил много полезной информации, которая пригодится для моего будущего бизнеса. Сложилось очень благоприятное впечатление о Карачаганаке в целом. Ведь Карачаганак играет важную роль для будущего Казахстана. Для всех, кто смел и решителен, Карачаганак предоставляет возможность участвовать в разработке крупнейшего месторождения в мире, и под руководством наставников - ведущих экспертов получить опыт работы в международнойкомпании с многонациональной культурой. Одним из приоритетов в деятельности КПО является обеспечение техники безопасности, охраны труда и окружающей среды. Цель КПО – стать признанным лидером в данной сфере. Отличное качество работы при безусловном соблюдении норм безопасности присуще не только работникам КПО,- подрядчики, поставщики услуг и все, кто имеет отношение к работам на Карачаганаке, также придерживаются единых стандартов техники безопасности и охраны окружающей среды. В основу принципов материально-технического обеспечения компании КПО заложено эффективное и экономичное использование рабочей силы и финансовых средств. Компании-партнеры КПО со всей серьезностью подходят к проблеме биоресурсов и осознают возможность воздействия деятельности КПО на биологические ресурсы. Воздействия могут быть непосредственными - в виде потерь мест естественного обитания биологических видов в период строительных работ или сбросов загрязняющих веществ, либо косвенными - вследствие влияния на качество воздуха или загрязнение земли во время эксплуатации. Поэтому, КПО стремится свести к минимуму неблагоприятные воздействия на окружающую среду. Инвестиции в развитие Карачаганакского месторождения - это не только строительство современных производственных объектов, но также и вклад в будущее Казахстана и его народа. Список литературы 1. Российский энциклопедический словарь. Москва. Научное издание «Большая Российская энциклопедия.» 2000 г. Книга 1 и Книга 2. 2. Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2003. – 285 с. 3. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 2002. – 485 с. 4. Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – 296 с. 5. Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быкова. – М.: Недра, 2001. – 525 с. 6. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И. П. Чаловского. – М.: Недра, 2000. – 376 с. жүктеу/скачать 61,19 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|