Курсовой проект по теме метод гидропрослушивания. Курсовая работа 2021 г. Индустриальный институт
 Скачать 0.51 Mb.
|
  Баротова М.М. 1РЭ91 КУРСОВАЯ РАБОТА 2021 г. ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Югорский государственный университет» Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений КУРСОВАЯ РАБОТА МДК 01.01 «Разработка нефтяных и газовых месторождений» Тема: «Метод гидропрослушивания как источник информации о межскважинных областях» Руководитель / Попов А.Н. (подпись, дата) (ФИО) Разработал / Семенова О.С. (подпись, дата) (ФИО) Нефтеюганск 2021
СОДЕРЖАНИЕ Введение Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси. Метод гидропрослушивания пластов предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами. Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них при создании возмущения в другой . Гидропрослушивание относится к классу межскважинных гидродинамических исследований и проводится с целью определения гидродинамической связи между скважинами по исследуемому пласту и оценки гидродинамических параметров пласта. Технология гидропрослушивания предполагает синхронное проведение работ в нескольких скважинах. В одной из скважин меняют режим работы, в остальных фиксируют связанное с этим изменение давления. 1. Технико-технологический раздел1.1 Цели и задачи исследования пластов Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинамические и геофизические. Гидродинамические исследования проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта. Задачами исследования скважин и пластов является составление нескольких типов характеристик месторождения, таких как: Гидродинамическая и коллекторская характеристика продуктивного пласта. К изучаемым показателям и параметрам в этом случае относятся: начальное и текущее давление, пористость, нефтенасыщенность, проницаемость, газонасыщенность, пьезопроводность, продуктивность, гидропроводность и другие. Горнометрическая характеристика пласта и залежи. Данная характеристика включает в себя сведения о эффективной мощности пласта, глубине залегания, степень и характер расчленения пласта, площадь пласта и залежи, положение границ нефтеносности и непроницаемости, протяженность залежи и пласта и многое другое. Физико-химическая характеристика, данные которой включают в себя информацию о вязкости и плотности газа и жидкостей, их давлении, температуры и других показателях. Существуют следующие методы исследования скважин и пластов: Гидродинамические исследования. Дебитометрические исследования. Термодинамические исследования. Геофизические исследования Каждый из перечисленных методов не обеспечивает получения всей необходимой и достоверной информацией. Начальное и текущее состояние процесса разработки и добычи с высокой степенью полноты и достоверности может быть достигнута только сочетанием данных всех известных методов исследования. Для получения полной информации необходимы систематическое исследование и контроль за процессом добычи на всех стадиях разработки месторождения: от разведки до промышленной эксплуатации включительно. Как известно, на стадии разведки из-за небольшого числа разведочных скважин невозможно учесть все детали строения продуктивного пласта и изменения его гидродинамических свойств. При проектировании принимаются осредненные параметры, характеризующие свойства пластов и пластовых жидкостей. Поэтому в проектах разработки не учитывается вся совокупность геологических и физико-химических факторов, влияющих на процесс разработки месторождения. При освоении залежи объем информации возрастает, что позволяет составить более полную картину неоднородности пласта и внести необходимые коррективы в проект разработки. Чтобы выбранная система разработки полнее соответствовала выявляющейся картине неоднородности, в процессе эксплуатации месторождения необходимо осуществлять ее регулирование либо принять меры к изменению принятой системы, ибо только тогда обеспечиваются наиболее высокие технико-экономические показатели разработки залежи. Эффективность мероприятий по регулированию процесса добычи также зависит от детального знания свойств пластов и о ходе процессов их разработки. Эти сведения могут быть получены с помощью исследований и контроля за добычей нефти. Гидродинамические методы исследования – ряд исследований, который заключается в измерении определенных параметров скважины и пласта (дебит, давление, температура, уровень жидкости и т.п.), а также отбор проб полезного ископаемого и горной породы и регистрации их во времени. Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки. С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексе гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т.д. Дебитометрические исследования позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала. Дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей и в работающей скважинах, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования. Геофизические исследования скважин Геофизи́ческие иссле́дования сква́жин (ГИС) — комплекс методов разведочной геофизики, используемых для изучения свойств горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. А также для контроля технического состояния скважин. ГИС выполняются для изучения геологического строения разреза, выделения продуктивных пластов (в первую очередь, на нефть и газ), определения коллекторских свойств пластов. Классификация методов ГИС может быть выполнена по виду изучаемых геофизических полей. 1.2 Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании пластов Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой нефтяных и газовых месторождений, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, коэффициент гидропроводности, подвижности, пьезопроводности и др. Коэффициент продуктивности добывающей скважины -отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту.  = ; (1)Размерность K зависит от выбранных размерностей Q  или  Данный коэффициент характеризует количество добываемой жидкости при изменении перепада давления на одну единицу. Он оценивает потенциальные добывные возможности скважины.Коэффициент гидропроводности пласта:  , Па-с ; (2)его размерность  /(Па-с). данный коэффициент характеризует гидропроводимость пласта в зависимости от значения проницаемости, толщины пласта и вязкости добываемой жидкости.Коэффициент подвижности:  ; (3)данный коэффициент характеризует гидравлические свойства пласта и имеет размерность  /(Па-с).Коэффициент пьезопроводности пласта % характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления), вызываемых изменением режима эксплуатации скважин. Чем больше χ , тем меньше при равных условиях время, в течение которого давление в точке наблюдения изменится вследствие изменения давления в другой скважине. Поэтому пьезопроводность характеризует скорость перераспределения пластового давления в условиях упругого режима. Для однородного пласта коэффициент пьезопроводности:  ; (4)где  и  - соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта, ;m - эффективная пористость; β* - коэффициент упругоемкости пласта, .Размерность % при этом /с. для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, пьезопроводность изменяется в широком диапазоне (от  до /с).Гидродинамическое совершенство отдельной скважины характеризуется ее приведенным радиусом  и коэффициентом гидродинамического совершенства φ ; (5)Все эти параметры рассчитываются при обработке данных исследования пласта методом восстановления давления или методом установившихся отборов. 1.3 Сущность метода гидропрослушивания Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием. Сущность метода гидропрослушивания — регистрация изменений давления на забоях реагирующих скважин, вызываемых изменением дебита возмущающей скважины (чаще пуском в работу или остановкой), и определение по полученным данным осреднённых значений х и е межскважинных зонах. Гидропрослушивание заключается в изучении особенностей распространения упругого импульса в пласте между различными скважинами. Для этого в одной из скважин, называемой возмущающей скважиной, изменяют режим работы; это может быть остановка скважины, ее пуск в работу с постоянным дебитом или изменение забойного давления и дебита. После создания импульса в возмущающей скважине наблюдают за изменением давления в соседних реагирующих скважинах. Совершенно очевидно, что изменение давления в реагирующих скважинах обусловлено как импульсом в возмущающей скважине, так и параметрами пласта в направлении каждой реагирующей скважины. Методы гидропрослушивания обладают большой разрешающей способностью и позволяют, кроме гидропроводности, определить в явном виде и пьезопроводность области реагирования. Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси. В настоящее время методы гидропрослушивания применяются не только для оценки взаимодействия скважин, но и для определения непроницаемых границ и положений водонефтегазовых контактов, для определения мест локальных и площадных перетоков между пластами и др. Известно несколько методов гидропрослушивания, отличающихся различными способами создания возмущающего импульса: — изменением дебита возмущающей скважины на постоянную величину; — созданием фильтрационных гармонических волн давления; а также разными способами обработки кривых изменения забойного давления в реагирующих скважинах: — с использованием эталонной кривой; — дифференциальный и интегральный; — по характерным точкам кривых реагирования; — по экстремуму кривой реагирования. Отметим, что точность определения параметров пласта по данным гидропрослушивания зависит не только от качества используемой измерительной аппаратуры, но и от того, что происходит в соседних от возмущающей скважинах, т.е. от общего гидродинамического фона в исследуемой области залежи (месторождения). Поэтому для получения качественной информации необходимо по возможности стабилизировать режимы работы всех скважин, находящихся в исследуемой области.  Рисунок 1. Схема проведения гидропрослушивания пластов 1 – возмущающая скважина, 2 – реагирующая скважиная, 3 – пласт, 4 – глубинный прибор (манометр или дифманометр)  и – коэффициенты гидропроводности призабойных зон пласта, e3 – коэффициент гидропроводности пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами.Возможны три варианта получаемых значений коэффициента гидропроводности на участке между исследуемыми скважинами по сравнению с призабойной и удаленной зонами пласта вокруг скважин: 1)  ³ и ;2) < и - имеется зона неоднородности;3) = 0 - имеется непроницаемая граница.Разновидности метода гидропрослушивания: 1. Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины 2. Плавное изменение дебита возмущающей скважины 3. Периодическое изменение дебита возмущающей скважины. Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных пропластков в любой точке пласта и т.д. Способы обработки кривых реагирования: 1. Графоаналитические методы (способ касательной) 2. Методы характерных точек (по экстремуму кривой) 3.Методы эталонных кривых 4. Аналитические методы. Кривые реагирования (гидропрослушивания) обычно строят в координатах DR-t (DR - изменение давления в реагирующей скважине по отношению к фоновой кривой). Если при исследовании используют U-образные ртутные манометры, то кривую строят в координатах Dl-t  Рисунок 2. Кривая гидропрослушивания с точкой перегиба При обработке кривых гидропрослушивания способом касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению давления в реагирующей скважине  , соответствующему времени , когда темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб.Начало координат по оси абсцисс совпадает с моментом создания импульса в возмущающей скважине. Коэффициент пьезопроводности пласта устанавливают также по времени t, от считываемому от момента создания импульса до начала перегиба кривой гидропрослушивания . По методу касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, т.к. последняя может иметь такую форму при которой касательной провести нельзя. Кроме этого так обрабатываются результаты исследования для случая единичного измерения режима возмущающей скважины, т.е этот метод справедлив для условий, когда режим в возмущающей скважине в момент t=0 изменится на величину Q и поддерживался неизмененным. Если изменение дебита возмущающей скважины создается путем его последовательного снижения (остановка скважины) и увеличения (пуск в работу через некоторое время), то на забое регулирующей скважины чувствительным дифманометром можно зарегистрировать кривую, имеющую максимум  Рисунок 3.Кривая гидропрослушивания, имеющая максимум Изменение давления в момент времени ti ,соответствующее вертикальному отрезку , берется между фоном (AА1) и фактической кривой в реагирующей скважине (BC).  Рисунок 4. График гидропрослушивания (изменение забойного давления в наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей). Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины строится в координатах  , , таким образом, чтобы она разместилась на бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени и для оси давления.На фактическую кривую накладывается эталонная, нанесенная на кальку (масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы)  Рисунок 5. Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании скважин методом гидропрослушивания. При совмещении кривых следует соблюдать параллельность координатных осей обеих кривых. 1.4 Оборудования и приборы для исследования При исследовании скважин и спуске скважинных приборов используется специальное оборудование и устройства. Для исследования фонтанных и газлифтных скважин с целью предупреждения выброса нефти на поверхность применяют лубрикатор. Лубрикатор предназначен для герметизации устья глубинных скважин при проведении их гидродинамических и геофизических исследований. Устройство также используется для спуска манометров и других необходимых инструментов.  Рисунок 6. Лубрикатор У фонтанной скважины устанавливают мостки для спуска и подъема приборов из скважины. При проведении исследований автомашину с лебедкой устанавливают на расстоянии 20-40 м от устья так, чтобы ось барабана лебедки была перпендикулярна к проволоке, идущей от устья скважины к барабану. Перед спуском прибора в скважину убеждаются в герметичности сальника лубрикатора. Прибор спускают со скоростью 0,7-0,8 м/с. При подходе прибора к заданной глубине скорость замедляют и при достижении заданной глубины полностью затормаживают барабан. Время выдержки прибора на заданной глубине определяется исходя из поставленных задач. Если измеряется только давление на забое, то прибор остается без движения на заданной глубине 20-30 мин. Если снимается кривая восстановления давления, то прибор выдерживают в течение 2-4 ч. Из скважины прибор поднимают с помощью мотора автомашины на второй скорости. При достижении прибором глубины 30-50 м уменьшают скорость подъема, а за 5-7 м до устья его поднимают вручную. Убедившись, что прибор находится в лубрикаторе и извлекают из него прибор. Открыв вентиль снижают давление в лубрикаторе, перекрывают задвижку на буфере. Открыв вентиль, снижают давление в лубрикаторе и извлекают из него прибор. Затем разбирают прибор и извлекают бланк-диаграмму с записью давления во времени. Основные параметры - дебит и давление, используемые при обработке результатов исследования скважин, измеряют с помощью специальной аппаратуры. Так, дебит в системах сбора чаще измеряют объемным или весовым методом. Измерение расходов жидкости непосредственно в скважинах, когда требуется исследовать изменение расхода по длине фильтра, имеет свои особенности, обусловленные тем, что прибор в скважине может занимать самое различное положение (находиться в центре или лежать на стенке), в результате чего скоростной напор жидкости будет меняться и тем самым прибор будет регистрировать разный расход. В связи с этим скважинные приборы имеют специальные устройства, предназначенные для направления всего потока через калибровочные отверстия прибора или для центровки положения скважинного прибора в стволе скважины. Первые называются пакерующими устройствами, вторые - центраторами. В зависимости от назначения скважинные приборы для измерения расходов жидкости подразделяются на расходомеры, предназначенные для измерения расходов воды, нагнетаемой в скважину и дебитомеры, служащие для измерения дебитов нефти и газа. Конструктивное отличие этих групп приборов - диаметр корпуса снаряда. Расходомеры имеют диаметр корпуса больше, чем дебитомеры, так как спускаются в нагнетательные скважины, расход жидкости через которые выше, чем добывающих. Диаметр корпуса скважинных дебитомеров не превышает 40-42 мм. Для измерения давления применяют скважинные манометры, которые выпускаются с местной регистрацией и дистанционные. Манометры применяют для измерения давления в действующих и остановленных фонтанных, газлифтных, глубинно-насосных, нагнетательных, а также в пьезометрических скважинах на забое и по стволу. 1.5 Современные методы исследоваия Для оценки извлекаемых запасов залежи, т.е тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей необходимо осуществлять в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами. Лабораторные методы. К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются следующие параметры: пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти. Эти методы применяются при подсчете запасов нефти и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа. Промыслово-геофизические методы. К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле. Гидродинамические методы К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте. В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность др.). В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними. По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин. 2. Расчётно – практический раздел 2.1 Рассчитать пористость и проницаемость горных пород Пористость – свойство горных пород, определяемое наличием в них пустот (крупных и мелких пор, каналов, трещин, каверн). Расчет коэффициента открытой пористости Типовая задача Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным, приведенным в таблице 1. Таблица 1.Исходные данные
Решение: Определяем объем открытых взаимосвязанных пор:  ,  ; (9) 2)Определяем объем образца исследуемой породы:  , ; (10) 3)Определяем коэффициент открытой пористости:  ; (11) Расчет проницаемости горных пород Проницаемость - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления. Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемости. Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды, заполненной лишь одной фазой, инертной к пористой среде. Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, т.е. характеризует физические свойства породы. Обычно абсолютную проницаемость определяют при фильтрации азота через породу. Для оценки проницаемости горных пород применяется открытый в 1856 г линейный закон фильтрации Дарси, который установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления. Абсолютную проницаемость определяют на основании закона Дарси по уравнению:  , м3/c; (12) - объемный расход флюида (дебит), /с;k - проницаемость пористой среды, ;η - динамическая вязкость флюида, Па·с; ΔP=Р1-Р2 - перепад давления, Па; L - длина образца пористой среды, м; F - площадь фильтрации, .Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости :  , см3/c; (13)Фазовая (эффективная) проницаемость — проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств. .  Рисунок 8. Изменение относительных фазовых проницаемостей. Расчет коэффициента абсолютной проницаемости Типовая задача Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец (P0 = 1атм = 105 Па). Исходные данные представлены в таблице 2. Таблица 2.Исходные данные
Решение: Для условий задачи воспользуемся формулой:  , м2; (14) , м2; (15) =7,065*  2.2 Рассчитать параметры призабойной зоны Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ). Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины: Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10. Свойства нефти и газа при рнас: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, = 1,25 и = 0,85 г/см3. Таблица 3. Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы
Таблица 4. Значения при различных режимах работы скважины
В рассматриваемом случае  По данным табл.1, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, (рис.9).  Рисунок 9. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж. По прямолинейному участку кривой определен коэффициент   )Рассчитываем проницаемость призабойной зоны пласта:  Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих задач: * измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств; * измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов; * определение (оценка) МПФС и параметров пластов -гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС, * оценка полученных результатов, т.е. проверка на адекватной МПФС, и исходных замеренных данных В данной работе описаны все методы исследования скважин,а также сущность метода гидропрослушивания пластов. Исследования скважин и пластов проводятся с целью получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи. Изучение характеристики залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Список литературы 1. Арбузов, В. Н. Сборник задач по технологии добычи нефти и газа в осложненных условиях: Практикум / Арбузов В.Н., Курганова Е.В. - Томск: Издательство ТПУ, 2015. - 68 с. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/672983 (дата обращения: 19.03.2020) 2. Арбузов, В. Н. Геология. Технология добычи нефти и газа. Практикум: практическое пособие для среднего профессионального образования / В. Н. Арбузов, Е. В. Курганова. — Москва: Издательство Юрайт, 2019. - 67 с. - ISBN 978-5-534-00819-7. - Текст: электронный. - URL: https://www.biblio-online.ru/bcode/437020 (дата обращения: 19.03.2020). 3. Беляков, Г. И. Охрана труда и техника безопасности: учебник для среднего профессионального образования / Г. И. Беляков. — 3-е изд., перераб. и доп. — Москва: Издательство Юрайт, 2019. — 404 с. — ISBN 978-5-534-00376-5. — Текст: электронный. — URL: https://www.biblio-online.ru/bcode/433759 (дата обращения: 20.03.2020). 4. Булчаев, Н. Д. Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации/ Булчаев Н.Д., Безбородов Ю.Н. - Красноярск: СФУ, 2015. - 138 с.: ISBN 978-5-7638-3263-1. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/550459 (дата обращения: 20.03.2020) 5. Галикеев, И. А. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях: учебное пособие / И.А. Галикеев, В.А. Насыров, А.М. Насыров. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2019. - 356 с. - ISBN 978-5-9729-0288-0. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/1049194 (дата обращения: 20.03.2020) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
г
с
т/сут
, т/сут
