Коллоквиум 1. Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождении
![]()
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГАОУ ВО «Казанский (Приволжский) федеральный университет» Институт геологии и нефтегазовых технологий Кафедра геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука КОЛЛОКВИУМ № __1__ по дисциплине «Оператор по добыче нефти и газа» на тему: Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождении название __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Казань 2023 План1Что вы понимаете под нефтяным и газовым месторождением? 3 2Какие вы знаете режимы работы залежей? 9 3Конструкция нефтяных и газовых скважин 14 4Что вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений? 19 5Что такое эксплуатационный объект и как его выделяют? 21 Список используемых источников 25 Что вы понимаете под нефтяным и газовым месторождением? Месторождение – это скопление природных полезных ископаемых в земной коре в результате геологических процессов, которые удовлетворяют требованиям промышленности по количеству и качеству. Нефтяные и газовые месторождения – это скопления углеводородов в земной коре, которые приурочены к одной или несколько залежей, расположенных к одной территорий или связаны с геологическим строением. Классификация месторождений нефти и газа [6]: По размеру запасов:
По фазовому состоянию: Нефтяные – в составе только нефть с присутствием растворенного газа; Газонефтяные – состоит из нефти и газа, но по объемному соотношению большая часть составляет нефть; Нефтегазовые – состоит из нефти и газа, но по объемному соотношению большая часть составляет газ; Газовые – состоит в основном газ; Газоконденсатные – состоит из газа и конденсата; Нефтегазоконденсатные – состоит из нефти, газа и конденсата. По сложности геологического строения месторождения: Простые – однофазные залежи, с отсутствием нарушений или незначительных нарушений структур, характеризуются устойчивостью пласта внешним воздействиям и фильтрационно-емкостными свойствами; Сложные – одно или двухфазные залежи, с присутствием литологических замещений коллекторов малопроницаемыми породами, характеризуются влиянием внешнего воздействия на пласт и фильтрационно-емкостными свойствами; Очень сложные – одно или двухфазные залежи, характеризуется литологическими замещениями и тектоническими нарушениями, влиянием внешнего воздействия на пласт и фильтрационно-емкостными свойствами. По степени освоения: Разрабатываемые – месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку. Разведываемые – месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи. По содержанию конденсата: низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м ![]() среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м ![]() высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м ![]() уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м. ![]() Залежь – это естественное скопление углеводородов, таких как нефть, газ и воды, расположенных в одном или нескольких пласт-коллектор, способных за счет пор или трещин под давлением, способное подпирать к малопроницаемым породам (ловушка) и разрабатывать данную площадь [4]. По происхождению, залежи делятся на [4]: Структурные – это залежи, отнесенные к ловушкам, образованные за счет изгиба отложений или за счет выклинивания отложений. Большая часть залежей приурочены к структурному типу. Стратиграфические – это залежи, связанные с ловушками, образованные за счет размыва проницаемых отложений и перекрытием их малопроницаемыми отложениями. Литологические – это залежи, связанные с ловушками, образованные за счет замещения проницаемых отложений с малопроницаемыми отложениями. Ловушка – часть природного резервуара, в котором могут образовываться скопления нефти и газа благодаря проницаемости коллектора и непроницаемой покрышки. Строение ловушки: Покрышки (флюдоупоры) – малопроницаемые породы, через которые не происходит фильтрация жидкости и газа, и экранируют коллектор и препятствуют разрушению его. Покрышка состоит из кровли и подошвы. ![]() Рисунок 1 – Строение ловушки Кровля – верхняя поверхность пласта-коллектора, представляющего собой малопроницаемую породу и которая контактирует более молодым слоем. Подошва – нижняя поверхность пласта-коллектора, представляющего собой малопроницаемую породу и которая контактирует более древним слоем. Коллектор – это горные породы, обладающие способностью вмещать в себя нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Неколлектор – это плотные непроницаемые породы, но абсолютно непроницаемых пород не существует, однако при разработке месторождений перепада давления практически все породы непроницаемы для флюидов. Горная порода – это минеральное вещество с присутствием органических остатков, природного происхождения образующееся в земной коре за счет геологических процессов. Генетическая классификация горных пород [8]: Магматические породы: Интрузивные – образуются при застывании магмы, внедрившейся в земную кору; Эффузивные – связанные с застыванием излившейся на поверхность лавы при вулканических процессах; Жильные – образованные при остывании магмы в протяженных в двух направлениях трещинах и полостях. Осадочные породы: Терригенные – образовались в процессе механического накопления обломков ранее существовавших пород; Хемогенные – возникшие в результате осаждения растворов в кристаллической или аморфной форме в водных растворах морей, океанов и озер; Органогенные – результат жизнедеятельности организмов или скопления остатков отмерших организмов. Метаморфические породы: Региональный метаморфизм - развивается в зонах интенсивного прогибания земной коры, когда осадочные и изверженные породы попадают в условия повышенных температур и давления, а также подвергаются воздействию высокотемпературных водных растворов; Динамометаморфизм - преобразование горных пород под воздействием интенсивного ориентированного давления в пределах относительно узких зон и плоскостей нарушения сплошности, т. е. разломов земной коры; Метасоматизм – сложный физико-химический процесс замещения минералов, вмещающих пород новыми минералами под воздействием высокой температуры, давления и при участии нагретых водных растворов. Физические свойства: Пористость – это свойство, определяющие наличие пустот в породе. Единицы измерения – % или доли единицы. Абсолютная – отношение суммарного объема пор к объему образца. Открытая – отношение порового пространства, включающее сообщающиеся между собой пор к общему объему образца. Эффективная – объем поровой системы способной вместить нефть и газ за вычетом остаточной воданасыщенности. Проницаемость – свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Единицы измерения Дарси и метры квадратные. Абсолютная – это проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Фазовая – это проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Относительная – это отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости для данного флюида. Гидропроводность – это способность горной породы пропускать через себя жидкость при этом насыщая его поры. Единицы измерения мкм2*см/Па*с. ![]() Где k – проницаемость породы, мкм2; h – эффективная толщина, см; µ - вязкость жидкости, сП или Па*с. Удельная поверхность – это суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Единицы измерения м2/м3 или см2/см3 ![]() Где m - пористость породы, % или д.ед.; r - радиус песчинки, мм. Гранулометрический состав – это содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен в образце. Насыщенность – это относительная степень заполнения порового пространства той или иной жидкостью или газом. Единицы измерения доли единицы или %. ![]() ![]() ![]() Где Vнефть, Vвода, Vгаз – общие объемы всех пустот, заполненных нефтью или водой или газом к суммарному объему всех пустот в породе Vпор. Какие вы знаете режимы работы залежей? Водонапорный режим [5, 9]: При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Нефть движется в пласте к забоям добывающих скважин под напором краевых (или подошвенных) вод. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК. Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии. Это искусственный режим, когда преобладающим видом энергии является энергия закачиваемого с поверхности земли воды или отбор из водоносного пласта. При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти до 0.6 - 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Упруго-водонапорный режим [4, 8, 12]: Это режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов, сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их жидкости. Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом Рн. При этом забойное давление Рз не ниже Рн, нефть находится в однофазном состоянии. Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи, имеющие слабую гидродинамическую связь или вообще не имеющие с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения. Газонапорный режим [4, 11]: Это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем медленнее снижается давление в ней. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). Эффективность разработки залежи при газонапорном режиме зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне, газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть к забоям скважин. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима следующие: – наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом – энергии для вытеснения нефти; – значительная высота нефтяной части залежи; – высокая проницаемость пласта по вертикали; – малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 мПа·с). Гравитационный режим [11, 3]: Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти. Этот вид энергии может действовать в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течении длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти – с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа. Газовый режим [3, 4, 8]: При газовом режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт, является давление, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки. Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа – по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10 % начальных запасов в год и более. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие 0,9-0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны. Режим растворенного газа [11,4, 9]: Это режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из нефти и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации (газ и нефть). Режим характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии газовой шапки в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть контурной воды. Основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Газ в пористой среде, двигаясь в сторону более низкого давления, действуют на нефть виде поршней, а также увлекают ее за счет сил трения. Пластовое и забойные давления остаются ниже давления насыщения нефти газом. Для режима растворенного газа характерен высокий темп падения давления и увеличение газового фактора. Смешанный режим [12]: Это режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное проявление разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно. Различные режимы могут либо одновременно проявляться в разных частях залежи, либо постепенно сменять друг друга во времени. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Ввиду того что нефть в такой залежи полностью насыщена газом, начальный период эксплуатации будет сопровождаться проявлением режима растворённого газа. В дальнейшем ближайшие к контуру водоносности скважины начнут работать за счёт напора контурных вод, а расположенные вблизи контура газоносности — под действием расширения газовой шапки. Если практическое значение указанных действующих сил будет сопоставимо, то режим разработки залежи можно считать смешанным. Скважина – это цилиндрическая горная выработка, которая строится без доступа в неё человека, у которой длина превышает во много раз ее диаметра. Классификация скважин по назначению [5]: Разведочные – для выявления продуктивных пластов, изучения размеров и строения залежи. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления. Наблюдательные – для контроля за разработкой залежей. Поисковые – для открытия новых промышленных залежей нефти и газа. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, служат для изучения состава и возраста слагающих пород. Параметрические – для изучения геологического строения малоизвестного района и перспектив его нефтегазоносности. Структурные – для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. Конструкция скважины – это расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты цемента и диаметра долот. ![]() Рисунок 2 – Конструкция нефтяных и газовых скважин Обсадные колонны и их назначения: Направление – спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород со стенок скважины. Диаметр 630 мм. Кондуктор – перекрывают верхнюю часть геологического разреза неустойчивых пород, пласты, насыщенные водой (пресные воды) и другими флюидами, поглощающие буровой раствор. Диаметр 426 мм. Промежуточная колонна – спускаются в том случае, если невозможно бурение без предварительного разобщения зон осложнений (проявления, поглощения, обвалы). Диаметр от 244 мм до 324 мм. Эксплуатационная колонна – спускается в скважину для извлечения нефти, газа или для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Диаметр 146 и 168 мм. Зумпф – это место, представляющий собой колодец, предназначенный для отстаивания и накопления мехпримесей промывочной жидкости для последующей обработки. Шурф – это скважина, предназначенная для опускания ведущей трубы при наращиваниях колонны бурильных труб. Расположена рядом с ротором буровой вышки. Конструкции забоев скважин [2]: ![]() Рисунок 2 – Схемы конструкции забоев при закачивании скважин Где 1- обсадная колонна, 2 – фильтр, 3 – цементный камень, 4 – пакер, 5 – перфорационные отверстия, 6 – продуктивный пласт, 7 – хвостовик. Открытый забой - предназначены для однородных устойчивых коллекторов (рисунок 2, а). Нижняя часть скважины (до поверхности продуктивного горизонта) не отличается для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего сечения до подошвы, при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым. Конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются: ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения; небольшая толщина продуктивного горизонта; невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола). Скважины с забойным фильтром – предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов (рисунок 2, б и в). До отметки продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим проходному сечению эксплуатационной колонны, затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Далее продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего сечения до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Скважины с перфорированным забоем - наиболее распространённые (рисунок 2, г). Преимущества: надежная изоляция пройденных горных пород; возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины; простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения; После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой. Скважины с забойным хвостовиком – предназначены для продуктивных горизонтов с очень крепкими коллекторами (рисунок 2, д). Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта. При этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным. Требования к забою скважины: Максимальный коэффициент гидродинамического совершенства скважины; Возможность проведения вторичного вскрытия при условии, что имеются некое количество продуктивных горизонтов в пробуренной скважине; Забой должен иметь максимально возможную прочность. Что вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений? Система разработки месторождений – это комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на организацию движения нефти и газа к добывающим скважинам [4, 5, 12, 13]. Мероприятия: Последовательность и темп разбуривания и обустройства залежи; Число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; Мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; Мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. Меры по охране недр и окружающей среды. Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений, чем полнее изучен геолого-промысловый материал, тем точнее определяется система разработки нефтяной залежи.
На основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа решаться определяется общее число скважин, о положении рядов и выборе расстояний между скважинами в рядах – подбор размера сетки. Система ППД путем закачки воды в пласт производится не только законтурное заводнение, но и варианты внутриконтурного заводнения. Большая часть нефтяных месторождений характеризуется наличием двух, трех и более продуктивных пластов. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях – одна из задач при проектировании системы разработки. Что такое эксплуатационный объект и как его выделяют? Эксплуатационный объект или объект разработки – это выделанная на территории разрабатываемого месторождения пласт (может быть и несколько пластов), содержащие запасы углеводородов, служащие для добычи их из недр с помощью сетки скважин [4, 12, 13]. Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения [11]. Выделяют следующие группы факторов при анализе материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов [11, 12]: геолого-промысловые; гидродинамические; технические; технологические; экономические. Геолого-промысловые факторы: Возможность и однозначность расчленения разреза месторождения, корреляция отложений и выделения продуктивных пластов; Литологическая характеристика продуктивных пластов; Общая, эффективная и нефтенасыщенная мощности продуктивных пластов; Коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным; Результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами; Физико-химические свойства нефти, газа и воды; Мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек; Методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности; Запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения; Первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу месторождения; Гидрогеологическая характеристика и режим залежей. Гидродинамические факторы: Установление годовой добычи по залежи каждого пласта: Определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки; Установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов; Оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению; Расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов; Определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения; Нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий. Технические факторы: Способ и технические возможности эксплуатации; Выбор диметра эксплуатационных колонн; Выбор диаметра НКТ и т.д. Технологические факторы: Выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатации; Выбор метода поддержания пластового давления; Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи. Экономический фактор: Определение объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений. Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения в целом при условии выполнения планового задания на добычу нефти. Таким образом, многие вопросы разработки многопластового месторождения должны решаться не по отдельно выделенному горизонту, а для месторождения в целом. Наилучшие технико-экономические показатели разработки достигаются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в лучшей технологии выработки запасов нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторождения, обустройству и добыче нефти. Список используемых источниковЧоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов/ И.П. Чоловский, М.М. Иванова, И.С. Гутман, С.Б. Вагин, Ю.И. Брагин. – М.: Нефть и газ, 2002. – 445 с. Басарыгнн Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб, пособие для вузов. - М.: ООО “Недра-Бизнесцентр” 2000. - 670 с.: ил. Росляк А.Т. Р75 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А.Т. Росляк, С.Ф. Санду; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. – 152 с. Минханов, И. Ф., Разработка нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие для вузов / И. Ф. Минханов, С. А. Долгих, М. А. Варфоломеев ; Казанский федеральный университет. – Казань, 2019. – 96с. http://скоми.рф/10-ponyatiye-skvazhina-tipy-skvazhin (14.02.2023) https://docs.cntd.ru/document/499058008 (13.02.2023) http://eor.dgu.ru/lectures_f/Лекции%20по%20геологии/ЛЕКЦИЯ%207.htm (13.02.2023) Сианисян Э.С., Андреева Е.В., А.А. Ярошенко режимы нефтяных и газовых залежей: Учебно-методическое пособие и задания к лабораторной работе по курсу «Нефтегазопромысловая геология»/ Под ред. Э. С. Сианисяна. – Ростов на-Дону: Изд. - во Ростовского университета, 2004. - 37 с. Галкин, С.В. Нефтегазопромысловая геология и основы разработки нефтяных месторождений: учеб. пособие / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2021. – 98 с. https://studwood.net/1249180/geografiya/kriterii_printsipy_vydeleniya_ekspluatatsionnyh_obektov (17.02.2023) Юшков, И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с. https://www.tyuiu.ru/media/files/2015/01_19/uchebnoe-posobie.pdf (17.02.2023) |