Расчет рациональных скоростей подъема

Мощностьна спуско-подъемные операции определяется по формуле:

N_n = квт.

где Q_кp - нагрузка на крюк, дан

Vo - скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с.

m - число струн талевой системы

- к.п.д. передачи от двигателя и лебедки станка =0,8-0,85

При бурении нагрузки на крюк определяется по формуле:

Q_кp=Knp qLg(l- )cosӨ(l+fТgӨ)H

К_пр = 1,2 при зенитном угле q= 0-2^о

К_пр = 1,25 при угле q= 6 ^о

К_пр = 1,6 при угле q= 10-15 ^о

К_пр = 2 в скважинах малого диаметра при средней интенсивности искривлений

где: К_пр - коэффициент, учитывающий силы трения при подъеме (6 стр. 78).

= коэффициент, учитывающий вес соединений.

=1,1 -для муфтово-замкового соединения.

=1,05 - для ниппельного соединения.

=1,26-дляЛБТ.

р_ж, р - плотность промывочной жидкости и материала труб.

q — зенитный угол скважины, град.

f— коэффициент трения бурильных труб о породу, f =0,2 — 0,3.

р - 7850 кг/куб.м дляСБТ, р- 2800 кг/куб.м дляЛБТ

Число струн талевой оснастки определяется по формуле:

m=

где: Рл - грузоподъемность лебедки.

_т - - кпд талевой оснастки (4 стр 101).

Таблица 3.

m
т	0,97 - 0,96	0,95 - 0,93	0,92-0.90	0,90 - 0,88	0.87-0,85

Рациональные глубины подъема снаряда на различных скоростях с учетом перегрузки двигателя можно определить по формуле: (преобразована формула для определения мощности на спуско – подъемные операции).

L =

где = No - паспортная мощность двигателя станка, кВт

При дизельном приводе отбираемая мощность при спускоподъемных операциях не должна превышать 0,7 0,8 от мощности дизеля

- коэффициент перегрузки 0,8 от мощности дизеля

- 1,5 - 2,0 - для электродвигателей

= 1,1 -1,15 -для ДВС

Для упрощения определяем постоянную величину

А =

Тогда L = м

Расчет рациональных глубин должен вестись при скорости подъема:

V_кр = V_o/m < 1,5 м/с

4.10 Проверочный расчет насоса

Расчет насоса

Введение

В настоящее время широкое распространение находят на геологоразведочных работах плунжерные насосы с горизонтальным расположением вытеснителей и прямоточной системой гидроблоков. Преимущества плунжерных насосов заключается в возможности постоянного контроля состояния уплотнений и их регулирование по мере износа, что позволяет сохранить стабильность подачи промывочной жидкости при высоких давлений благодаря исключению неконтролируемых перетоков между полостями, свойственных поршневым насосам.

Плунжеры вместе с уплотнителями легко заменяются при износе и в случае перехода на другой размер рабочей пары. В настоящее время при геологоразведочном бурении

применяются плунжерные насосы НБ-1-25/16, НБ-2-60/40, НБ-2-12/40, НБ-4-160/63, НБ-4-320/63, НБ-4-160/100.

Поршневые насосы НБ-32, НБ-50, НБ-125 применяются при бескерновом бурении долотами большого диаметра. Техническая характеристика плунжерных и поршневых насосов приведены на странице (л 5, стр. 124-1Z6).

Расчет насоса

При расчете насоса определяются:

1. Потребный расход промывочной жидкости.

2. Гидравлические потери давления.

3. Мощность на привод насоса.

Определение расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости при бурении (подача насоса) должен обеспечивать полную очистку забоя от разрушенной породы и выносее на поверхность. При недостаточной промывке на забое происходит вторичное измельчение породы, что снижает скорость бурения и повышает износ породоразрушающего инструмента. Рассчитанный из условия обеспечения надежного выноса шлама из скважины расход промывочной жидкости обеспечивает также достаточное охлаждение породоразрушающего инструмента

Расход промывочной жидкости:

где m-коэффициент, учитывающий неравномерность скорости потока по скважине из-за местной повышенной разработки стенок, наличия каверн и др. (m=1, 1-1,3), D - диаметр скважины или внутренний диаметр обсадных груб (обычно на устье), м, d — наружный диаметр бурильных труб, м; v - скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины, м/с.

В прикладных расчетах для определения потребного расхода промывочной жидкости при колонковом бурении можно воспользоваться выработанными практикой значениями скорости восходящего потока (6, стр. 118-119).

Большие значения скорости восходящего потока следует принимать, при высоких скоростях бурения, когда в единицу времени образуется больше шлама, а также и случае применения буровых растворов повышенной вязкости, меньшие значения противоположных условиях, а также когда проходимые породы неустойчивые и легко размываются. Для сохранения преимуществ, обеспечивает энергичная промывка в отношении механической скорости бурения, в мягких породах применяют высококачественные глинистые растворы.

При алмазном бурении снарядами ССК в силу весьма малых зазоров между стенками скважины и очень больших скоростей вращения колонны поток промывочной жидкости приобретает спиральный характер. При этом сильно возрастают гидродинамические потери давления, что отрицательно сказывается на устойчивости стенок скважины и может приводить к осложнениям. Поэтому при бурении снарядами ССК с промывкой воды скорость восходящего потока снижают до 0,2 - 0,3 м/с и расход определяют с учетом разработки ствола скважины не более 4мм по диаметру. По указанным выше причинам проб бурения снарядамиССК, кроме воды, целесообразно применять эмульсионные и другие содержащие твердой фазы растворы.

Производительность насоса необходимо определять на начальном и конечном диаметрах бурения. В связи с применением при колонковом бурении плунжерных насоса в рассчитанной производительности выбираем паспортную производительность насос согласно технической характеристике, (л. 5, стр. 124-126).

При расчете необходимого давления бурового насоса принимается производительность, вычисленная на конечный диаметр бурения.

Определение потерь давления при бурении

Давление, развиваемое насосом должно быть достаточным для преодоления сопровождений и гидростатических сил в циркуляционной системе скважины при прокачивании жидкости в заданном количестве. Циркуляционная система включает с себя:

обвязку насоса; бурильные трубы,их соединения, кольцевое пространство, колонковый снаряд, породоразрушающий инструмент и другие, по которым протекает промывочная жидкость при бурении.

Давление, которое должен создавать буровой насос при прокачивании жидкости, определяется по формулам и должно не менее:

Р=К(+Р₂+Р_з+Р₄+Р₅+Р₆)

где Р --суммарные расчетные потери давления. МПа

К — коэффициент, учитывающий повышение давления в зашламованной скважине

К= 1,3 – 1,5 (4, стр. 38).

Потери давления в бурильных трубах Р₁ (МПа) определяются

Р₁ = 8,12 * 10 ^-7

где - коэффициент трения при движении жидкости в трубах

Принимают =0,021 0,025 (6, стр. 39).

р - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Q - производительность насоса, м/с (паспортная)

L - длина колонны бурильных труб, м (глубина скважины)

d₁ - внутренний диаметр бурильных труб, м.

потери давления в кольцевом пространстве (МПа) определяется:

P₂ = 8,12

где - коэффициент трения при движении жидкости в скважинe

Принимают =0,030 -0,035

d - наружный диаметр бурильных труб, м.

D_с-диаметр скважины, м.

р₁ – плотность восходящего потока промывочной жидкости, обогащенной шламом.

Для обычных растворов

= +( 10-30) кг/м³ (л.2 стр. 119] для специальных и утяжеленных растворов

= +(40-60) кг/м³

Потери давления в соединения бурильных труб P₁ (МПа) определяется

Р₃=8,12* 10^-7

где - коэффициент местного сопротивления

а_к - опытный коэффициент, учитывающий особенности конфигурации проходного отверстия.

Для: ниппельных соединений а_к = 1,5 (4, стр. 41). муфтово-замковых соединений а_к=2,0

do - наименьший внутренний диаметр в соединении, м.

n - число соединений в колонне.

- длина трубы, м.

Потери давления в колонковой трубе (МПа) можно принимать в пределах

Р₄=0,05-0,12(4,стр.41).

Потери давления при заклинке кернаР₅ (МПа) можно применять

Р₅=0,5 (4, стр. 41)

Потери давления в нагнетательном шланге в сальнике Р₆ (МПа)

Р₆=0,15 - 0,19 МПа (4, стр. 41)

При бурении доломитами суммарные потери определяются по формуле

Р=К(Р₁ +Р₂+ Р₃+Р₄+Р_д+) МПа

где Р₄ - потери давления в нагнетательном шланге, сальнике-вертлюге

Р₄=0,15-0,19 МПа

Р_д - потери давления в долоте Р_д=0,5 МПа

При бурении гидроударниками к суммарным потерям Р добавляются потери в гидроударнике (перепад давления согласно технической характеристике гидроударников

Р = К (Р₁ +Р₂+ Р₃+Р₄ + Р₅)+Р_г

где - Р_г – перепад давления в гидроударнике МПа.

Расчет потребной мощности на привод бурового насоса производится по формуле:

где Q - производительность насоса м³/c

P - расчетные суммарные потери в МПа

- КПД бурового насоса, учитывающий механические и гидравлические потери (л. 3, стр.120).

Км - коэффициент запаса мощности Км=1,1 - 1,3 (2, стр. 120).

4.11 Выбор буровой вышки

Расчет вышек

Буровые вышки рассчитываются по двум параметрам:

1. Высота вышки (мачты)

2. Нагрузка на вышку (мачту). (Высота мачты определяется по формуле, где Н = К длина свечи, м

Н – высота вышки (мачты),

К – коэффициент, учитывающий возможность переподъема и безопасности торможения,

К = 1,3 – 1,5

- длина свечи, м

Таблица 4.

Нагрузка на вышку определяется по формуле при простейшей очистке

Qo=2Q_кр

При закреплении свободного конца каната на талевом блоке или кронблоке

Qo = Q_кр

При талевой системе с мертвым концом.

Qo = Q_кр

По расчетной высоте и грузоподъемности выбирается вышка (мачта).

Техническая характеристика вышек и мачт приведены (л 5, стр. 167 - 179).

4.12 Проверочный расчет колонны бурильных труб

Расчет бурильных труб

Введение

Бурильная колонна предназначена:

1. Для спуска и подъема бурового снаряда;

2. Для передачи крутящего момента породоразрушающему инструменту;

3. Для передачи осевой нагрузки породоразрушающему инструменту;

4. Для подачи очистного агента;

5. Для ликвидации аварий.

6. Специальные колонны служат также для подъема внутри них керна (бурение ССК, КССК и с гидротранспортом керна).

Применяемые бурильные трубы, их технические данные приведены в таблице (см. приложение).

Бурильная колонна в процессе бурения подвергается действию следующих нагрузок

1. Осевые усилия напряжения от собственного веса колонны, меняющиеся по ее длине, достигая максимума у устья скважины.

2. Осевые усилия сжатия, зависящие от величины осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент.

3.Крутящий момент от передачи вращения породоразрушающему инструменту, максимальное значение у устья скважины.

4. Изгибающий момент, возникающий от продольного изгиба при сжатии и центробежных сил при вращении, или при работе колонны в искривленных и наклонных скважинах.

Величина изгиба зависит от осевых усилий сжатия, величины зазора между стенками скважины и бурильными трубами и частоты вращения колонны. Наибольшее напряжение изгиба у забоя.

5. Динамические нагрузки, возникающие при спуско-подъемных операциях.

6. Усилия от перепада давления промывочной жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве.

7. Динамические нагрузки, связанные с вибрацией колонны. В верхней части наиболее опасны напряжения от совместного действия растяжения и кручения, в нижней части наиболее опасны напряжения от совместного действия сжатия, изгиба и кручения.

Кроме того, износ бурильной колонны, вызываемый трением ее о стенки скважины, также снижая ее прочность.

На работоспособность и прочность бурильной колонны оказывают влияние дефекты изготовления, концентрация местных напряжений в резьбе, способствующих появлению и развитию трещин усталости. Наличие промывочной жидкости в скважине приводит к коррозионным явлениям.

Расчет колонны бурильных труб

1. Расчет напряжений в верхней (растянутой) части.

1.1. Напряжение растяжения.

1.1.1. Напряжение растяжения в подвешенной колонне бурильных труб

= qL (р - р_ж) Па (Мпа)

Где - коэффициент, учитывающий высадку и массу соединений.

=1,05 для СБТН

= 1,1 для СБТМ

= 1,26 для ЛБТ

q - масса 1 м гладкой части бурильных труб в кг.

L- глубина скважины, м.

р- плотность материала труб кг/м³

для стали р= 7850 кг/м³

для сплава Д16 Тр= 2800 кг/м³

1.1.2. Напряжение растяжения при подъеме колонны труб из скважины,

= К_пр qL(p-p_ж)cosӨ(1+ftqӨ)Па(Мпа)

Где К_пр - коэффициент, учитывающий силы сопротивления при подъеме (1+ tgӨ) Па(МПа)

К_пр = 1,2 при Ө =0-2°

К_пр = 1,25 при Ө =-6°

К_пр= 1,6 при Ө =10-15°

К_пр= 2 в скважинах малого диаметра при средней интенсивности искривлений.

Ө - среднее значение зенитного угла град.

f - коэфициент трения бурильных труб о породу, обсадные трубы f = 0,2 - 0,3.

1.1.3. напряжение растяжения в верхнем сечении во время бурения.

= (q(L - _еж)(р - р_ж)соs Ө (1+ftq Ө) Па (Мпа)

Где _еж длина сжатого участка колонны, необходимая для передачи осевой нагрузки м.

_еж =

где Р- осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент Н.

g- ускорение свободного падения м/с²

g-9,81м/с²

1.1.4. Напряжение растяжение в резьбовой части бурильных труб ниппельного соединения в формулы 1.1.1., 1.1.2.,1.1.3. вводится коэффициент, учитывающий ослабление прочности труб в соединениях.

=

где d - наружний диаметр труб, м

d₁- внутренний диаметр бурильных труб, м

d₂- внутренний диаметр бурильных труб по впадинам резьбы,. м

Напряжение кручения в верхней части.

1.2.1. Для бурильных труб муфтово- замкового соединения. Па (МПА)

Па (МПА)

где, М_кр- крутящий момент, передаваемый бурильной колонной вН*м

W_p- полярный момент сопротивления сечения бурильной колонны, м³

Крутящий момент определяется по формуле:

Н*м.

Где N- мощность, затрачиваемая на процесс бурения,В_г

w - угловая скорость вращения С^-1

Так как современное бурение (особенно алмазное) ведется на режимных параметрах, устанавливаемых из расчета полного использования мощности двигателя станка мощность.

N=NoВт

Где, - КПД передачи от вала двигателя к вращателю = 0,8-0,9

- коэффициент перегрузки двигателя

=1-1,1 для ДВС

= 1,5-2 для электродвигателей.

N_o- мощность двигателя станка Вт.

Для нормальных условий бурения, мощность затрачиваемая на процесс бурения определяется по формуле:

КВт

Где N_хв - мощность на холостое вращение бурильных труб КВт.

N_заб – мощность на забойные процессы КВт.

N_доп- дополнительная мощность на вращение колонны труб, создающих осевую нагрузку на на породоразрушающий инструмент, КВт.

Мощности, затрачиваемые на процесс бурения приведены в методической разработки, «Расчет мощности на бурение»

Угловая скорость вращения С-1

= c -1

Где п- частота вращения снаряда об/мин.

12.2 Напряжение кручения в верхний части для труб ниппельного соединения Па (МПа)

Па (МПа)

где Wp- полярный момент сопротивления сечения бурильной колонны в опасном месте (в резьбовой части для ниппельного соединения).

Wp =

Где – d₂ - внутренний диаметр их впадинам резьбы м.

1.3. Суммарное напряжение в верхней части колонны по третьей теории прочности Па (МПа)

Па(Мпа)

Где - напряжение растяжения при подъеме бурильной колонны Мпа

1.4. Запас статистической прочности для верхней части

где _T - предел текучести материала труб Па(Мпа)

Запас статистической прочности в резьбовой части для ниппельного соединения

2. Напряжение в нижней (сжатой) части колонны

2.1. Напряжение сжатия от гидростатического давления промывочной жидкости и нагрузки на породоразрушающий инструмент Па (МПа)

+r_жgLПа(МПа)

где Р- осевая нагрузка в Н

F- площадь поперечного сечения колонны,м³

F = м²

2.2. Напряжение кручение в нижней части определяется по формуле

(МПа)

где N₁ – мощности двигателя с вычетом мощности на холостое вращение.

N₁ = N_o - N_xв в_т

N_xв - мощность на холостое вращение бурильных труб

N_xв = К_сС d²n^1,7 квт

Где Кс – коэффициент, учитывающий снижение мощности за счет смазки и эмульсий при алмазном бурении

Кс = 0,5 – 06

С – коэффициент, учитывающий угол искривления скважин

- условная плотность жидкости (отношение плотности жидкости к плотности воды)

2.3. Напряжение изгиба над действием продольных и поперечных сил определяется по формуле: Па(Мпа)

где Е- модуль продольной упругости материала труб, Па (Мпа)

Е= 2* 10¹¹ Па для стали

Е= 0,7*10¹¹ Па для Д 16Т (трубы ЛБТ)

J- экваториальный момент инерции сечения бурильных труб, м.

f- стрела прогиба в скважине, м. W_изг - осевой момент сопротивления изгиба, м³ длина полувольного прогиба в нижней части колонны, м.

Экваториальный момент инерции сечения бурильных труб, м⁴.

Стрела прогиба труб в скважине, м.

f =

Где Dc - диаметр скважины, м.

Осевой момент сопротивления изгибу в нижней части полуволны прогиба для нижней части определяется по формуле:

W из = м³

Длина полуволны изгиба для нижней части определяется по формуле.

где Z- расстояние от забоя до нулевого сечения, м.

м.

2.4. Суммарное напряжение в нижней части колонны по третьей теории прочности Па (Мпа)

Па (Мпа)

25. Запас статистической прочности для нижней части колонны. n_n =

К проекту прилагаются следующие графические приложения:

1. Проектная геологическая карта и разрез.

2. Схема конструкции скважины.

3. Геолого-технический наряд.

Вопросы к контрольной работе

1. Понятие о скважине и ее элементах.

2. Классификация бурения скважин по целевому назначению.

3. Физико-механические свойства горных пород, влияющих на процесс бурения.

4. Промывочные жидкости.

5. Типоразмеры обсадных труб для различных способов бурения, инструмент и принадлежности для обсадных труб.

6. Методика крепления скважин.

7. Назначение и виды промывочных жидкостей, условия применения.

8. Глинистые растворы, приготовление, очистка от шлака.

9. Качество глинистых растворов, приборы.

10. Подготовка труб, скважины, оборудования, инструментов к спуску труб.

11. Мотобуры М-1, КМ-10, их техническая характеристика, схемы.

12. УКБ-12/25, УПБ-100Р, УКБ 12/25С, техническая характеристика, схемы.

13. УРБ-1В2, УПБ-100ГТ, техническая характеристика, схемы.

14. Общие сведения о поисковом бурении скважин.

15. История развития бурения скважин.

16. Конструкция скважины.

17. Область применения ударно-канатного бурения, достоинства и недостатки, состав снаряда.

18. Буровые установки и инструменты для ударно-канатного бурения.

19. Конструкция скважины при разведке россыпей (УКБ)

20. Технология ударно-канатного бурения.

21. Основные правила ТБ при бурении шнековым способом.

22. Основные правила ТБ при бурении ударно-канатным способом.

23. Область применения шнекового способа бурения, достоинства, недостатки, состав снаряда.

24. Область применения вибрационного бурения, достоинства и недостатки, состав снаряда.

25. Применение колонкового бурения, достоинства, недостатки, состав снаряда (одинарного снаряда).

26. Алмазное бурение, состав снаряда, ПРИ, технология бурения.

27. Твердосплавное бурение, состав снаряда, ПРИ, технология бурения.

28. Мероприятия по повышению выхода керна.

29. Технологический инструмент при колонковом бурении.

30. Вспомогательный инструмент при колонковом бурении.

31. Геолого-технический наряд.

32. Геолого-техническая документация.

33. Буровые установки для колонкового бурения.

34. Буровые вышки и мачты.

35. Буровые насосы.

36. Бурение снарядами ССК и КССК.

37. Бурение с гидротранспортом керна КГК.

38. Общие сведения об ударно-вращательном бурении, достоинства, недостатки.

39. Общие сведения об ударно-вращательном бурении, достоинства, недостатки.

40. Гидро-ударное бурение

41. Пневмо-ударное бурение

42. Отбор, укладка и документация керна и шлама.

43. Отбор проб и образцов при колонковом бурении.

44. Обработка химическими реагентами промывочных жидкостей.

45. Условие применения бескернового бурения, достоинства, недостатки, состав снаряда.

46. Установки роторного бурения.

47. Бескерновое бурение

48. Технология бескернового способа бурения.

49. Область применения сверхглубоких скважин. Конструкция скважин.

50. Установки для сверхглубокого бурения.

51. Инструменты, для сверхглубокого бурения.

52. Особенности технологии сверхглубокого бурения.

53. Кольская сверхглубокая скважина.

54. Область применения морского бурения, технические средства.

55. Установки для морского бурения.

56. Осложнения при бурении скважин.

57. Виды, причины и методы ликвидации аварий.

58. Аварийный инструмент.

59. Искривление скважин, измерение.

60. Направленное и многоствольное бурение.

61. Торпедирование скважин.

62. Тампонирование скважин.

63. Пути развития техники и технологии бурения скважин.

64. Классификация горных выработок.

65. Свойства горных пород, влияющие на проходку горных выработок.

66. Способы проведения горных выработок.

67. Размеры поперечного сечения горных выработок.

68. Назначение и область применения взрывных работ.

69. Нормативные документы и органы, осуществляющие надзор за ведением взрывных работ.

70. Взрывчатые вещества (ВВ).

71. Контрольно-измерительные приборы для взрывных сетей.

72. Средства взрывания (СВ, общие сведения, классификация).

73. Правила безопасного обращения с ВВ и СВ.

74. Огневой способ взрывания.

75. Электроогневой способ взрывания.

76. Электрический способ взрывания.

77. Детонирующим шнуром.

78. Хранение ВМ.

79. Транспортировка ВМ.

80. Испытание ВМ.

81. Уничтожение ВМ.

82. Проведение ствола шахт.

83. Проведение шурфов.

84. Проведение канав.

85. Проведение траншей.

86. Технологический процесс проходческих работ.

87. Вентиляция горных выработок.

88. Освещение горных выработок.

89. Водоотлив горных выработок.

90. Погрузка при проведении подземных горных выработок.

91. Транспортировка при проведении подземных горных выработок.

92. Подъем при проведении подземных горных выработок.

93. Понятие о горном давлении.

94. Материалы, применяемые для крепления выработок, виды.

95. Конструкции крепи.

96. Паспорт крепления.

97. Паспорт вентиляций.

98. Паспорт буро-взрывных работ (БВР).

99. Вскрытие месторождений ПИ.

100. Разработка месторождений ПИ.

101. Охрана окружающей среды при ведении горных работ.

102. Охрана окружающей среды при бурении скважин.

103. История развития бурения скважин

104. Вскрытие месторождений ПИ.

105. Разработка месторождений ПИ.

106. Охрана окружающей среды при ведении горных работ.

107. Охрана окружающей среды при бурении скважин.

108. История развития бурения скважин

109. Охрана окружающей среды при ведении горных работ.

110. Охрана окружающей среды при бурении скважин.

111. История развития бурения скважин

112. Вскрытие месторождений ПИ.

Требования к контрольной работе

1. В начале контрольной работы указать номер варианта и специальности.
2. Контрольная работа должна быть выполнена разборчиво на формате А-4 с соответствующими полями (20х5х5х5) и штампом.
3. Ответы должны сопровождаться четкими схемами, рисунками, расчетами и описанием.

Варианты контрольной работы приводятся.

ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

Основная

1.Володин Ю.И. Основы бурения. М. Недра. 1986.

2.Советов С.А.. Жабин Н.И. Основы бурения и горного дела. М., Недра. 1991.

3.Сулакшин С.С. Бурение геологоразведочных скважин. М.. Недра, 1991.

Дополнительная

4. Башкатов Д.Н. и др. Справочник по бурению скважин на воду. М., Недра, 1979.

5. Башлык С.М. Загибайло Г.Т. Бурение скважин. М.; Недра. 1983.

6. Виниченко В.М. Технология бурения геологоразведочных скважин. М., Недра, 1988.

7. Головкин Ю.А. и др. Охрана труда на геологоразведочных работах. М., Недра. 1986.

9. Единые правила безопасности при взрывных работах. М., Недра. 1979.

10. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. М.,

Недра, 1989.

12. Правила безопасности при геологоразведочных работах. М., Недра, 1991.

13. Проведение горно-разведочных выработок (справочник под редакцией В.А.

Хорева). М., Недра. 1990.

14. Ребрик Б.М. Бурение инженерно-геологических скважин. М., Недра. 1990.

15. Специальные работы при бурении и оборудовании скважин на воду. М., Недра. 1981.

16. Справочник инженера по бурение геологоразведочных скважин (под общей

редакцией проф. Е.А. Козловского). Том 1.2. М., Недра.1984.

17. Справочник взрывника. М., Недра. 1988.

18. Шехурдин В.К. и др. Горное дело. М., Недра. 1987.