Сальникообразование при бурении скважин является одной из наиболее распространенных и сложных для устранения технологических проблем, особенно в условиях месторождений Западной Сибири. Под данным термином понимают процесс выпадения и накопления кристаллических отложений солей на стенках ствола скважины и бурильного инструмента, приводящий к образованию плотных, трудноразрушаемых пробок – сальников. Эти отложения формируются в результате насыщения бурового раствора и пластовых вод растворенными солями с последующей их кристаллизацией при изменении термобарических условий или при взаимодействии флюидов различного химического состава [1].
Геолого-промысловые особенности месторождений Западной Сибири, в частности Томской области, обуславливают высокую склонность к сальникообразованию. Здесь повсеместно встречаются высокоминерализованные пластовые воды, насыщенные ионами хлора, кальция, магния и сульфата, а также присутствуют горизонты с аномально низкими и высокими температурами. При бурении через такие интервалы буровой раствор часто контактирует с пластовыми водами, что приводит к резкому изменению ионного состава и выпадению малорастворимых солей, таких как CaSO₄ и CaCO₃.
Воздействие сальникообразования на эффективность буровых работ крайне негативно. Формирование плотных солевых отложений уменьшает проходное сечение ствола скважины, увеличивает гидравлическое сопротивление, способствует прихватам бурильной колонны и снижению скорости проходки. В ряде случаев устранение солевых пробок требует остановки бурения, проведения дополнительных промывок или механической очистки, что приводит к значительным временным потерям и росту себестоимости строительства скважин. Кроме того, применение неэффективных реагентов или методов борьбы может усугубить ситуацию, вызвав вторичные осложнения – коррозию оборудования, дестабилизацию бурового раствора или ускоренную абразивную изнашиваемость инструмента.
Таким образом, проблема сальникообразования в условиях Западной Сибири требует комплексного подхода, включающего детальное изучение причин и механизмов его формирования, а также подбор оптимальных технологических решений, сочетающих механические, термические и химические методы воздействия. Практическая значимость таких исследований заключается в повышении надежности и экономической эффективности буровых работ, что особенно актуально в условиях освоения удаленных и труднодоступных месторождений региона [2].
Характеристика условий бурения в регионе
Геолого-промысловые условия Западной Сибири, в частности Томской области, формируют сложную и многокомпонентную среду, предрасполагающую к интенсивному сальникообразованию. Месторождения региона относятся к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, где продуктивные горизонты вскрываются на глубинах от 1 200 до 3 500 м, а в отдельных случаях – более 4 000 м. Пластовые давления колеблются от гидростатических до аномально высоких (АВПД), что при вскрытии горизонтов вызывает резкое изменение фильтрационного режима и способствует выпадению малорастворимых солей [3].
Температурные условия варьируют в широком диапазоне: от 10–15 °C в верхних интервалах до 90–110 °C в глубоких горизонтах. Такой перепад температур усиливает риск кристаллизации солей в холодных интервалах при подъеме насыщенного минерализованного раствора на поверхность [4].
Пластовые воды характеризуются высокой минерализацией (50–250 г/л), преимущественно хлоридно-натриевого типа, с заметным содержанием сульфатов кальция и магния, а также бикарбонатов. Химическое взаимодействие этих вод с буровыми растворами нередко приводит к образованию плотных отложений, содержащих галит, гипс, ангидрит, кальцит и примеси других минералов.Таблица 1. Средние значения температуры, давления и минерализации пластовых флюидов в основных нефтегазоносных горизонтах Томской области
Минералогический состав сальников, отобранных на действующих буровых объектах региона, в среднем следующий: галит (NaCl) – 50–70 %, гипс (CaSO₄·2H₂O) и ангидрит (CaSO₄) – до 20–25 %, кальцит (CaCO₃) – 5–15 %, а также примеси доломита, кварца и глинистых минералов. Высокая прочность и низкая растворимость сульфатных и карбонатных отложений значительно осложняют процесс их удаления [5].
Практика бурения подтверждает, что сальникообразование приводит к серьезным технологическим проблемам. Например, при бурении разведочной скважины в Каргасокском районе на глубине 1 780 м зафиксировано резкое увеличение давления на устье и снижение скорости циркуляции раствора. Диагностика выявила плотный сальник, практически полностью перекрывающий проходное сечение. Ликвидация осложнения заняла более 18 часов и потребовала проведения химической промывки реагентами на основе хелатных соединений. В другом случае, при бурении эксплуатационной скважины в Александровском районе, массовое выпадение NaCl произошло при вскрытии горизонта с минерализацией пластовой воды 220 г/л в условиях отрицательной температуры на устье (–25 °C), что вызвало кристаллизацию солей уже в приустьевой зоне.
Причины и механизмы сальникообразования
Сальникообразование в процессе бурения скважин – это сложный физико-химический процесс, обусловленный изменением термобарических условий и химического состава жидкости в стволе скважины. Формирование отложений происходит в результате выпадения солей из пересыщенных растворов, когда растворимость минеральных компонентов снижается вследствие изменения температуры, давления или состава флюидов.
Рисунок 1. Примеры сальников на долоте и КНБК
Физико-химические процессы выпадения солей
Наиболее распространенными минералами, выпадающими в условиях бурения в Западной Сибири, являются хлорид натрия (NaCl), сульфат кальция (CaSO₄) в виде гипса и ангидрита, а также карбонат кальция (CaCO₃) в форме кальцита или арагонита. Выпадение галита часто связано с охлаждением пересыщенного раствора при его движении из глубины на поверхность, что уменьшает растворимость NaCl. Сульфаты кальция характеризуются обратной температурной зависимостью растворимости: при нагреве до 40–50 °С их растворимость снижается, что приводит к кристаллизации в более глубоких горячих интервалах. Карбонат кальция выпадает при снижении давления (эффект дегазации) и повышении pH, что нередко наблюдается при бурении через карбонатные отложения и при использовании растворов с щелочной реакцией [7].
Влияние состава буровых растворов
Состав бурового раствора играет ключевую роль в инициировании или предотвращении сальникообразования. Высокое содержание ионов кальция, магния и сульфатов в растворе увеличивает вероятность образования малорастворимых соединений. Неудачный подбор химических реагентов (например, применение неингибированных растворов при бурении через гипсоносные горизонты) может привести к ускоренному выпадению солей. Кроме того, при контакте бурового раствора с пластовыми водами разного ионного состава может происходить мгновенная реакция с образованием осадка. Пример – смешение натрийсодержащего раствора с кальцийсодержащей пластовой водой, что ведет к образованию сульфата кальция по реакции:
Na2SO4+CaCl2→CaSO4↓+2NaCl
Роль технологических параметров бурения
Технологические режимы бурения оказывают прямое воздействие на интенсивность сальникообразования. Скорость циркуляции раствора определяет время контакта флюида с зонами возможного выпадения солей: при низкой скорости циркуляции соли успевают кристаллизоваться и накапливаться на стенках скважины. Температурный градиент между забоем и устьем также критичен: чем выше разница, тем выше риск выпадения термочувствительных солей. Давление промывки и градиент давления в кольцевом пространстве могут способствовать фильтрации воды в пласт и локальной концентрации солей в растворе. Режимы спуско-подъемных операций и частота остановок циркуляции также влияют на сальникообразование: при простое скважины без циркуляции в соленосных интервалах процесс кристаллизации ускоряется, особенно в зимний период.
Роль технологических параметров бурения напрямую определяет вероятность возникновения и скорость нарастания сальников: гидродинамика потока, режимы циркуляции, реология бурового раствора, параметры бурильного инструмента и режимы спуско‑подъемных операций формируют условия, при которых пересыщенные растворы либо стабильно выводятся на устье, либо осаждают солевые кристаллы на стенках ствола и на инструменте. Ключевой фактор – аннулярная скорость циркуляции: при недостаточной скорости (падение ниже критического значения, зависящего от плотности твердых частиц и вязкости системы) частицы, в том числе кристаллизующиеся соли, выпадают и оседают в кольцевом пространстве. Практический ориентир для предотвращения отложения мелкодисперсных солей – поддержание аннулярной скорости не ниже ≈0,3–0,6 м/с; для грубых кристаллов и агломератов требуется >0,6–1,0 м/с. Эти значения – рабочие ориентиры; точное значение рассчитывается по геометрии ствола и характеристикам бурового раствора.
Реологические параметры промывочной жидкости (пластическая вязкость PV, пиковая и остаточная прочность) определяют способность жидкости удерживать взвеси и препятствовать седиментации. Повышение вязкости и аддитивное увеличение пластичности (ударные гели) улучшают перенос твердых частиц, но одновременно увеличивают гидравлическое сопротивление и ЭЦП; оптимизация – компромисс между переносной способностью и максимально допустимым давлением на забой и устье. Типичный рабочий диапазон пластической вязкости для водных буровых растворов в условиях, схожих с Западной Сибирью, составляет ориентировочно 10–30 сПз, а значения предела текучести подбирается с учетом обеспечения необходимой подъемной силы без чрезмерного роста трения [6].
Плотность бурового раствора – еще один критичный параметр: недостаточная плотность может привести к инвазии пластовой минерализованной воды в фильтрат, что изменит ионный баланс и запустит реакции выпадения малорастворимых солей; чрезмерная плотность увеличивает фильтрационное давление и может усиливать фильтрацию и локальную концентрацию солей у стенки. Практика показывает, что при работе через высокоминерализованные горизонты часто используют соль-насыщенные системы – NaCl, KCl или CaCl₂‑содержащие растворы, чтобы снизить градиент по растворимости и уменьшить тенденцию к растворно‑осадочным переходам. Контроль фильтрации (фильтрационная способность, фильтрационная потеря) и использование фильтрационных аддитивов (сополимеры, крахмаловые продукты) критичны для уменьшения погружения внешней фазы и предотвращения локального перенасыщения.
Технология бурения – частота остановок циркуляции, длительность пауз при смене колонн, скорость подъема/опускания бурильной колонны – оказывает большое влияние: длительные простои без циркуляции в интервалах с высокой минерализацией способствуют локальному охлаждению и осаждению солей. Частые остановки на соединениях и медленные подъемы создают условия для нарастания «мертвых зон» и накопления кристаллизованных отложений. Кроме того, геометрия BHA и скорость вращения об/мин влияют на срезание и транспортировку нарастаний: КНБК с резкими скруглениями и «мертвыми зонами» стимулируют локальное отложение; высокая скорость вращения и ротация/рекрутирование бурильной колонны помогают механически разрушать рыхлые отложения.
Контроль твердой фракции и эффективности системы очистки циркуляции уменьшает число центров кристаллообразования. Наличие абразивных частиц и глинистых фракций повышает адгезию и ускоряет формирование плотных, слоистых сальников, которые труднее растворять.
Методика борьбы с сальникообразованием должна строиться поэтапно и комплексно: сначала – предотвращение проблемы, затем – ранняя диагностика, при необходимости – оперативное вмешательство с использованием механических, химических и тепловых методов. Механические способы применяются в первую очередь для быстрой очистки скважины от отложений. К ним относятся очистка скребками и ершами, использование специальных операций промывка (промывание бурильного инструмента), а также применение бурильного инструмента с увеличенным диаметром для устранения засоров. При более серьезных проблемах применяют ремонтные работы с помощью колтюбинга и буровых жидкостей под повышенным давлением.
Для удаления плотных и твердых сальников используют специализированное оборудование: измельчители, роторные фрезы и расширители. В случае локальных отложений эффективно проводят операции «расширение» или «обратное расширение» с интенсивной промывкой, увеличением расхода и давления жидкости. Для удаления металлических частиц, которые могут стать точками роста отложений, применяются лопастные и щеточные скребки, а также магнитные «ловушки для шлама» – специальные емкости для улавливания металлического мусора [8].
В реальной практике очистка обычно происходит по следующему сценарию: сначала увеличивают скорость циркуляции и объем промывочной жидкости, затем пытаются срезать нарастания механическим вращением с реверсом бурильного инструмента. Если этого недостаточно, применяют колтюбинг с насадками-струйниками, направленными на интенсивную промывку проблемных участков. Такой поэтапный подход обеспечивает максимальную эффективность и минимизирует простой оборудования.
Промывка повышенной скоростью циркуляции и направленные гидродинамические‑операции позволяют разрушить рыхлые отложения и вывезти их на устье. В ряде случаев эффективен режим обратной циркуляции– при наличии возможности – поскольку он уменьшает оседание частиц на забое и облегчает удаление агломератов.
Химические методы – наиболее гибкая и широко применяемая группа средств: они включают ингибиторы кристаллизации, реагенты‑растворители, хелатные агенты, ПАВы‑дисперсанты и комбинированные составы. Принципиально химические препараты выполняют одну или несколько функций:
- повышают растворимость ионов (хелаты/сильные кислоты),
- подавляют нуклеацию и рост кристаллов (фосфонаты, поликарбоксилаты – ингибиторы),
- уменьшают адгезию и обеспечивают диспергирование уже образовавшихся частиц (ПАВы/дисперсанты),
- комплексируют и удерживают ионы в растворе.
Классификация реагентов и примеры (ориентировочно): фосфонаты и их соли – эффективны в роли ингибиторов образования карбонатов и сульфатов при малых дозах; поликарбоксилаты и сополимеры – ингибиторы мембранного действия, препятствуют росту кристаллов и их агрегации; хелаторы – растворяют ионы Ca²⁺/Mg²⁺ через комплексообразование, эффективны при удалении CaCO₃ и частично CaSO₄ (но требуют контролируемых доз и учета совместимости с цементом/эластомерами); кислоты (соляная HCl, органические: муравьиная HCOOH, уксусная CH₃COOH, формиаты/ацетаты) – быстрый растворитель карбонатов (CaCO₃), малоэффективны против ангидрита/гипса и требуют антикоррозионных ингибиторов; дисперсанты/ПАВы (анионные сульфонаты, неионные этоксилаты) – уменьшают поверхностное натяжение, препятствуют слипанию и облегчают транспортировку твердых частиц.
Лабораторные исследования
Методика подбора химических реагентов
Для подбора эффективных химических реагентов против сальникообразования в условиях Западной Сибири были проведены комплексные лабораторные исследования. В качестве исходных материалов использовались [9]:
- образцы солевых отложений, отобранные с действующих буровых в Томской области (галит, гипс, кальцит);
- модельные растворы, состав которых соответствует химическому профилю пластовых вод региона;
- буровые растворы различных типов (полимер-глинистые, калийные, малосоленые и ингибированные).
Методика включала следующие этапы:
- Химический анализ отложений с использованием рентгенофазового анализа (РФА) и ИК-спектроскопии для определения минералогического состава и кристаллической структуры.
- Приготовление модельных образцов – прессованных таблеток солей с размером 20×20×10 мм, имитирующих структуру и плотность реальных отложений.
- Испытания реагентов проводились в термостатируемых реакторах объемом 500 мл при различных температурах (от 20 до 90 °C) и перемешивании 200 об/мин.
- Регистрация скорости растворения осуществлялась по методу потери массы образца во времени, с точностью до 0,001 г, и по изменению концентрации ионов в растворе (метод титрования и ион-селективных электродов).
- Оценка совместимости реагентов с буровыми растворами – проверка изменения реологических параметров и фильтрации после добавления реагентов.
Результаты испытаний на модельных образцах
В испытания были включены ингибиторы кристаллизации: полифосфаты натрия, органические фосфонаты; растворители солей: HCl (10–15 %), этилендиаминтетрауксусная кислота (2–5 %), смеси органических кислот; поверхностно-активные вещества (ПАВ): анионные и неионогенные эмульгаторы для улучшения смачивания поверхности.
Эффективность реагентов оценивалась по проценту растворенной массы за 60 минут при фиксированных температурах.Рисунок 2. Эффективность реагентов о при фиксированных температурах:
А – зависимость скорости растворения NaCl от температуры;
Б – влияние концентрации HCl на скорость растворения CaCO₃ при 25 °C;
В – зависимость эффективности фосфонатного ингибитора от времени (CaSO₄, 60 °C)
Таким образом, можно сделать вывод о том, скорость растворения NaCl линейно возрастает с температурой, что особенно важно для подогрева бурового раствора в зимний период. Растворение карбонатных отложений эффективно только при использовании кислотных составов (оптимум – 10–15 % HCl), однако требуется строгий контроль коррозии металла и совместимости с буровым раствором. Для сульфатных отложений наилучшие результаты показали комплексонаты и фосфонатные ингибиторы, которые предотвращают рост кристаллов на ранних стадиях. Следовательно, лабораторные испытания позволили обосновать выбор реагентов для каждого типа отложений, а также определить оптимальные режимы их применения в промысловых условиях.
Рисунок 3. Инженер-технолог проводит лабораторный анализ
Комплексная профилактика сальникообразования должна начинаться с тщательного предварительного анализа пластовых вод – не формально, а по регламентированной методике. Отбор проб следует проводить по интервалам через барботажный или желонка-образец непосредственно из интервала вскрытия; пробы маркируют и доставляют в лабораторию в герметичных полиэтиленовых флаконах, часть пробы фиксируется кислотой (для сохранения катионов) и хранится в холодильнике; приемными анализами являются: общая минерализация, содержание основных ионов (Na⁺, Cl⁻, Ca²⁺, Mg²⁺, SO₄²⁻, HCO₃⁻), pH, щелочность, содержание железа и органики, а также жесткость. Практическое правило интерпретации: при общем содержании растворенных твердых веществ в жидкости > 100 г/л – высокий риск массовой солевой кристаллизации при смешении флюидов; при общем содержании растворенных твердых веществ в жидкости > 200 г/л – требуется применение бурового раствора насыщенного солью и превентивных ингибиторов; при высокой доле Ca²⁺/SO₄²⁻ – повышен риск образования CaSO₄ (гипс/ангидрит), при повышенном HCO₃⁻ и щелочной среде – риск осадков карбонатов. Лабораторные испытания образцов пластовой воды и реальных отложений (рентгеноструктурный анализ, рентгеновская дифракция и сканирующая электронная микроскопия проб, растворимость при заданных T/pH) обязаны предшествовать выбору полевого рецепта реагента.
Корректировка состава буровых растворов должна следовать принципу совместимости и опережающей защиты: при высоких содержаниях растворенных твердых веществ в жидкости и риске NaCl – при выпадении целесообразно применять NaCl- или KCl-насыщенные растворы, чтобы снизить градиенты по растворимости; при высоком содержании Ca²⁺/Mg²⁺ рекомендуется использование рассола на основе CaCl₂, при условии, что это допустимо по механике и цементированию, либо применение стабилизаторов и ингибиторов, снижающих активность ионов. Плотность раствора подбирают с учетом гидростатического баланса: минимально необходимая для предотвращения инвазии, но достаточная для уравновешивания пластового давления; изменение плотности проводят плавно с контрольными замерами фильтрационной потери. Реологию регулируют так, чтобы обеспечить аннулярную скорость, предотвращающую седиментацию: целевое значение аннулярной скорости – не ниже 0,3–0,6 м/с при стандартных условиях, при наличии крупных частиц – ≥0,6 м/с; пластическую вязкость и предельную статическую напряжение сдвига назначают исходя из переносимости частиц и допустимого ЭЦП. Включение ингибиторов (фосфонаты, поликарбоксилаты) осуществляется превентивно в дозах порядка десятков – нескольких сотен частей на миллион (обычно 50–300 сотен частей на миллион в зависимости от типа ингибитора и условий) и подтверждается лабораторно; при планировании таких добавок обязательно учитывать их влияние на цементирование и коррозионную устойчивость [10].
Оптимизация последовательности механических и химических воздействий – ключ к успешной очистке и минимизации простоев. Рекомендуемая поэтапная стратегия:
- Диагностическая промывка (увеличение объема циркуляции на 20–30 % относительно обычного, мониторинг турбидности и возвращаемой плотности).
- Механическое разрушение рыхлых нарастаний с помощью увеличения оборотов в минуту, обратной проработкой и применения резака (при необходимости – гибкой трубой с форсунками), параллельно – промывка препаратором с соленым рассолом для предотвращения мгновенной реосаждаемости
- Если механика не дала результата – химическая обработка: сначала кислотная промывка (для карбонатов) или хелатный/комплексообразующий раствор (этилендиаминтетрауксусная кислота 1–5 % или коммерческие комплексоны) для удаления Ca- и Mg-слоев; кислотная обработка (HCl 5–15 %) должна предусматривать ингибиторы коррозии и нейтрализацию промывочной жидкости.
- Комбинированная промывка «кислота + ПАВ/дисперсант + хелат» с последующей промывкой в объеме не менее 1–3 затрубного объема и выдержкой впитыванием 30–120 минут в зависимости от минералогии.
- Завершающая механическая промывка и контроль (каллиперы, турбидиметрия, химический анализ возвратной жидкости). Для расчета объема реагента ориентировочная формула:
объем реагента (л) = объем затрубного пространства (л) × требуемая массовая доля реагента (%) × коэффициент запаса (1,1–1,5).
Примеры: для растворения карбоната часто применяют HCl 10 % в объеме 1–2 затрубного объема с последующим 30–60-минутным отстоем; для хелант-промывки этилендиаминтетрауксусной кислоты 2–5 % – объем 1–3 затрубного объема с более длительным временем выдержки (60–240 мин). Эти параметры подбираются по лабораторным кривым растворимости и тестам на модельных образцах.
Мониторинг эффективности и критерии окончания операции: стабилизация турбидности и возвращаемой плотности на фоновых значениях, снижение содержания ионов Ca²⁺/SO₄²⁻ и/или уменьшение массы выносимого осадка в образцах, восстановление нормальной скорости циркуляции и соответствие геометрии ствола данным инструментальной привязки. Предварительный и конечный контроль проводят на основе рентгеновской дифракции и сканирующей электронной микроскопии проб, а также по данным геофизических измерений (каллиперы, зонд-профили). Важны также экологические и техничеcкие меры безопасности: нейтрализация кислых стоков, применение ингибиторов коррозии при кислотных промывках, защита персонала и оборудования от паров соляной кислоты, утилизация отработанных растворов в соответствии с регламентом.
Выводы
Комплексный подход – сочетание грамотной предпроектной химической диагностики, адаптации рецептуры бурового раствора и поэтапной последовательности механических и химических воздействий – демонстрирует наилучшую эффективность в условиях Западной Сибири. Механические методы быстры и экономичны для рыхлых образований, но часто недостаточны против плотных сульфатных и карбонатных корок; тепловые методы оправданы локально и в зимних условиях для повышения растворимости галита; химические методы дают целенаправленный эффект при правильном подборе реагента и соблюдении технологического протокола, при этом комбинированные составы (кислота + хелат + ПАВ/дисперсант) обеспечивают синергетическое разрушение и вынос отложений. Практическое значение полученных данных выражается в снижении простоев буровой установки, уменьшении объемов ремонтных работ и эксплуатационных затрат, повышении надежности инструментов и длительности межремонтных интервалов. Для промыслового внедрения необходима типизация протоколов под конкретные геолого-технические условия скважины и обязательная лабораторная отработка, после чего следует апробация в полевых условиях в виде пилотной обработки с подробным мониторингом и корректировкой доз. Последовательное применение предложенных мер обеспечивает управляемый, экономически оправданный и воспроизводимый подход к проблеме сальникообразования в Томской области и на аналогичных объектах Западной Сибири.
Литература
2. Бабичев А.А. Создание эффективного вооружения шарошечных долот для разбуривания мягких и мягкосредних пород: автореф. дис… канд. тех. наук: 25.00.15. – М., 2008. – 24 с.
3. Мартель А.С., Моренов В.А., Леушева Е.Л. Исследование составов буровых растворов для бурения глинистых пород и предупреждения сальникообразования // Булатовские чтения. – 2017. – Т. 3. – С. 170–176.
4. Тошов Ж.Б. Повышения эффективности бурения взрывных скважин на путях оптимизации трех составляющих динамики буровых долот // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2014. – № 6. – C. 281–285.
5. Матвеев Ю.Г., Попов А.Н., Торгашов А.В., Баталов С.П. Патент РФ № 2096578 Шарошечное долото, 20.11.1997.
6. Sakuntala N., Dewangan S., Chattopadhyaya S., Krolczyk G., Hloch S. Discussion on importance of tungsten carbide – Cobalt (Wc-Co) cemented carbide and its critical characterization for wear mechanisms based on mining applications // Archives of Mining Sciences. 2018. No 1, pp. 229–246.
7. Стеклянов Б.Л., Рахимов P.M., Валиева К. Г., Бариев М.Б. Теоретические аспекты образования сальников при бурении скважин // Узбекский журнал нефти и газа. – 2003. – № 2. – С. 20–22.
8. Калашников Ю.Т. Патент СССР 1025860 Гидромониторная насадка для бурового долота. – 1983. Бюл. № 24.
9. Протасов Ю.И. Разрушение горных пород. Учебник. – М.: МГГУ, 2002. – 324 с.
Стеклянов Б.Л. О закономерности затрат энергии динамических систем в среде сопротивления / Материалы VI-международной научно-технической конференции на тему «Современные технологии и инновации горно-металлургической отрасли». – Навои, 2013. – С. 188–189.
