Смета затрат на пробуривание нагнетательных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Тематическое направление дисциплины соответствует технологической схеме последовательного изучения науки, начиная с этапа исследования теоретических основ хозяйственного механизма, элементов его взаимодействия и завершая изучением методов и приёмов организации и функционирования промышленных предприятий в условиях акционирования государственной собственности разработка мер и средств повышения эффективности и качества хозяйственной деятельности; определение характерных черт и особенностей, отличающих отрасль от других сфер производства, существенно влияющих на результаты хозяйственной деятельности, требующих обязательного учёта в процессе планирования и управления.

Тематическое направление дисциплины соответствует логической схеме последовательного изучения науки, начиная с этапа исследования теоретических основ хозяйственного механизма, элементов его взаимодействия и завершая изучением методов и приёмов организации и функционирования промышленных предприятий в условиях акционирования государственной собственности.

Целью курсовой работы - является составление сметы затрат на пробуривание нагнетательных скважин.

1. Характеристика предприятия

1.1 Краткая историческая справка

ТНК-ВР является третьей компанией по объемам добычи нефти в России. В 1 половине 2007 года ее доля от общего объема нефтедобычи в России составила около 16% (с учетом 50% доли в добыче компании «Славнефть»).

ТНК-ВР принадлежит 49,8% акций компании «Славнефть» через компанию ТНК-ВР Интернешнл Лтд. Славнефть управляется как отдельное юридическое лицо; представители ТНК-ВР и Газпром нефти в равной степени представлены в Совете директоров компании «Славнефть». В соответствии с договором между ТНК-ВР и Газпром нефтью, стороны получают равные доли нефти и нефтепродуктов компании «Славнефть». Половина полученного ТНК-ВР объема сырой нефти в дальнейшем идет на экспорт. Оставшаяся половина перерабатывается на Ярославском НПЗ; полученные в результате нефтепродукты идут на экспорт или реализуются внутри страны. ТНК-ВР получает причитающуюся ей долю дивидендов «Славнефти»: 399 млн. долларов в 2004 году, 657 млн. долларов в 2005, 252 млн. долларов в 2006.

Новые проекты реализуются в Восточной Сибири, например, планируемая разработка Верхнечонского Основные добывающие активы ТНК-BP находятся в Западной Сибири и Волго - Уральском месторождения (привязанная к строительству трубопровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» компанией «Транснефть»), а также развитие Уватской группы месторождений на юге Тюменской области. Газовый бизнес компании включает значительные объемы попутного нефтяного газа на наших нефтяных месторождениях, проект Роспан в Новом Уренгое, где 100% акций принадлежит ТНК-ВР, а также СП «Юграгазпереработка» с компанией «СИБУР Холдинг» в г. Нижневартовске, где ТНК-ВР принадлежит 49%.

ТНК-ВР принадлежит около 218 лицензий на разведку и добычу. Количество лицензий, приобретенных в 2007 году, составляет 21.

Десять основных месторождений ТНК-ВР обеспечивают две трети добычи. Восемьдесят процентов доказанных запасов находятся на 20 основных месторождениях компании. Обводненность зрелых месторождений составляет в среднем более 90%. Средняя производительность скважин составляет 15 тонн / сутки. Около 23 000 км промысловых трубопроводов (после отчуждения активов). ТНК-BP принадлежит четыре нефтеперерабатывающих завода (НПЗ), расположенных в центральной России, и один НПЗ - в Украине. Все они расположены в непосредственной близости к местам добычи и экспортным маршрутам. Компания реализует топливо на 1600 АЗС под брендами ТНК и ВР в России и Украине.

Тюменская нефтяная компания была образована 9 августа 1995 года путем выделения из состава государственной «Роснефти» нефтедобывающих компаний «Нижневартовскнефтегаз» и «Тюменнефтегаз», Рязанского НПЗ, а также ряда сбытовых и сервисных предприятий. Председателем совета директоров ТНК был назначен бывший тогда министром топлива и энергетики Юрий Шафраник. Уставный капитал ТНК равнялся 7,9 млрд. руб. Добыча нефти в 1995 году составляла 22,57 млн. тонн.

В 1997 компания была приватизирована и перешла под контроль консорциума Альфа-групп и Access/Renova. В 1998 году совет директоров ТНК принял решение о назначении на должность президента компании Семена Кукеса, ранее работавшего топ-менеджером в ряде крупнейших российских и международных нефтяных компаниях. Объем добычи нефти в 1998 году упал до 19,77 млн. тонн.

В итоге к концу 2002 года ТНК стала четвертой компанией России по объему добычи (38 млн. тонн) и третьей - по объему переработки объему запасов (после ЛУКОЙЛа и ЮКОСа).

BP plc - одна из крупнейших нефтегазовых компаний в мире, ведущая свою деятельность более чем в 80 странах. Штаб-квартира расположена в Лондоне. Компания была основана в 1909 году как Anglo-Persian Oil Company для добычи нефти в Персии.

В период восстановления Европы после Второй мировой войны Anglo-Iran Oil Company (к тому времени Персия была переименована в Иран) вложила средства в нефтепереработку во Франции, Германии и Италии, расширила присутствие на Скандинавском полуострове, в Швейцарии и Греции.

В 1987 году правительство Великобритании продало последний принадлежавший ему пакет акций BP. В конце 1990-х годов в состав BP вошли компании Amoco, ARCO, Castrol и Aral.

В России ВР ведет работу с 1990 года. ВР начала развивать в Москве сеть фирменных АЗС, в середине 1990-х годов приобрела доли в компаниях «Сиданко. В 2003 году консорциум ААР (Альфа Групп / Аксесс / Ренова) и ВР создали ТНК-ВР - третью крупнейшую вертикально-интегрированную нефтегазовую компанию в России. В настоящее время основным активом ВР в России является доля в ТНК-ВР (50%), а также совместный с «Роснефтью» геологоразведочный проект на шельфе Сахалина. Кроме того, ВР поставляет на российский рынок автомобильные и судовые смазочные масла под брендами ВР и Castrol, в Москве работают торговые представители Air BP.

(25%), «РУСИА Петролеум» (33%). Позднее в партнерстве с государственной компанией «Роснефть» ВР приступила к поисково-разведочным работам на шельфе Сахалина. Кроме того, после слияния с Amoco (1998 г.) и приобретения Arco (2000 г.) ВР стала непрямым участником Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и проекта разработки гигантского Тенгизского месторождения в Казахстане. КТК является оператором нефтепровода Тенгиз-Новороссийск, соединяющего месторождения Западного Казахстана с морским терминалом близ города Новороссийск на берегу Черного моря. В 2009 году BP вышла из КТК и проекта освоения Тенгизского месторождения.

Группа компаний ТНК-ВР начала свою работу 1 сентября 2003 года. Компания была образована в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР и нефтегазовых активов Альфа-Групп / Аксесс Индастриз / Ренова (ААР) в России и Украине. ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Слав-нефть», которая управляется как отдельное юридическое лицо. ТНК-ВР - вертикально интегрированная частная компания, не имеет листинга, хотя акции ОАО «ТНК-ВР Холдинг») имеют индикативные котировки в системе RTS Board Российской фондовой биржи. Компания ТНК-ВР Лимитед (зарегистрированная на Британских Виргинских островах) включает в себя активы ОАО «ТНК-ВР Холдинг», а также все прочие интересы ТНК-ВР в России и за рубежом, включая перерабатывающие и сбытовые активы в Украине. Основная часть российских активов, включая запасы и нефтедобывающие активы, принадлежит ОАО «ТНК-ВР Холдинг» - российской компании-резиденту, которая была создана в ходе корпоративной реструктуризации ТНК-ВР.

2. Сущность предлагаемых мероприятий

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т.е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т.д.

По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.

I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7) 10^-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м³/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м³сут.

II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.

III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м³/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес. в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.

При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200-1500 м³/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1-3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.

2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.

3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м³ на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.

6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).

3. Расчетная часть курсовой работы

3.1 Расчет фонда оплаты труда (ФОТ)

Расчет ФОТ определяется исходя из численно-квалификационного состава рабочих и повременно-премиальной оплаты труда.

ФОТ производственных рабочих (ФОТр) представляет собой основную заработную плату (Зо)

ФОТр = 12199,2+1291,2=13490,4 руб.

Основная заработная плата определяется по формуле:

Зо = (Зтр + Зп + Дбр) * Кт, руб.;

Кт - территориальный коэффициент (для Оренбургской обл. 15%)

Зтр - заработная плата по тарифу, руб.

Зп - размер премий, руб.

Дбр - доплаты за бригадирство, ночное время и т.д., руб.

Зо= (8760+1752+96+1591,2)=12199,2 руб.

Ук = (8760+1752+96)*0,15 =1591,2 руб.

Размер премии рассчитывается по формуле:

Зп = Зтр * П/100, руб.,

П - процент премии, который составляет процент от заработной платы.

Зп= 8760*20%/100= 1752 руб.

Зарплата по тарифу рассчитывается по формуле:

Зтр = С * Т * Р, руб.;

Зтр.бур = 150*12*1=1800 руб.

Зтр.пом. бур = 100*12*3=3600 руб.

Зтр.мастер = 160*12*1=1920 руб.

Зтр.машинист = 120*12*1= 1440 руб.

Зобщ. 1800+3600+1920+1440=8760 руб.

где

С - тарифная ставка рабочего, руб.

Т - рабочее время, час.

Р - число рабочих, чел.

Дбр. = Зтр*10%/100=1920*0,05=96 руб.

3.2 Расчет начисление на заработную плату

Начисления на заработную плату являются обязательными для предприятий любой формы собственности. Из ФОТр отчисляются во внебюджетные фонды страховые взносы в размере 34%. В частности:

- обязательное пенсионное страхование 26% от ФОТ

- обязательное социальное страхование 2,9% от ФОТ

- обязательное медицинское страхование (территориальный фонд) - 3% от ФОТ

- обязательное медицинское страхование (федеральный фонд) -2,1% от ФОТ.

Начисления на заработную плату определяются как:

Нз = ФОТр * Пз/100, руб.,

где

Пз - процент начисления на заработную плату, %.

Об. пен. страхование 12199,2 *0.26%=3171,792 руб.

Об. соц. страхование 12199,2 *0,029%=353,77 руб.

Об. мед. страхование (тер. фонд) 12199,2 *0.03%=365,97 руб.

Об. мед. страхование (фед. фонд) 12199,2 *0,021%=265,18 руб.

Нз. = 4176,712 руб.

3.3 Расчет затрат на материалы

Затраты на вспомогательные материалы определяются умножением количества каждого используемого материала на цену единицы соответствующего материала:

Свм = Q * Ц, руб.

где

Q - количество материала

Ц - цена материала, руб.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 1.

С вода 75*12000=9000000 руб.

Итого: 9000000 руб.

Таблица 1 - Расчет затрат на вспомогательные материалы

Наименование материалов	Ед. изм.	Количество	Цена, руб.	Стоимость, руб.
НКТ	шт	75	12000	9000000
ИТОГО	х	х	х	9000000

3.4 Расчет затрат на услуги технологического транспорта

Затраты на услуги технологического транспорта Зутт состоят из затрат на проведение технологических операций транспортом Зто и затрат на пробег транспорта Зпт:

Зутт = Зто + Зпт, руб.

Зутт = 72000+42000=114000 руб.

Затраты на проведение технологических операций определяются как:

Зто = tm * Смч, руб.,

где

Tm - время на технологическую операцию, осуществляемую конкретной машиной, час.

Смч - стоимость одного машино-часа транспорта, руб.

Затраты рассчитываются по каждому виду машин и результаты расчетов сводятся в таблицу 2.

Зто = tm * Смч, руб.,

Зто. Камаз = 24*1000=24000 руб.

Зто. Бульдозер= 16*1500=24000 руб.

Зто. Подъемный агрегат = 20*1200=24000 руб.

Итого: 72000 руб.

Таблица 2 - Расчет затрат на проведение технологических операций

Наименование транспорта	Время на тех. опер., час.	Стоимость 1 м/час., руб.	Затраты на тех. операцию, руб.
Камаз	24	1000	24000
Бульдозер	16	1500	19200
ИТОГО	х	х	43700

Затраты на пробег транспорта определяются по формуле:

Зпт = Li * Ckmi, руб.,

Где

Li - пробег технологического транспорта, км;

Ckmi - стоимость одного километра пробега транспорта, руб.

Зпт. Подъёмный агрегат. 200*70=14000 руб.

Зпт. Камаз= 200*50=1000 руб.

Зпт. Бульдозер= 200*90=18000 руб.

Произведенные расчеты сводятся в таблицу 3.

Таблица 3 - Расчет затрат на пробег транспорта

Наименование транспорта	Ед.изм.	Пробег i-го транспорта, км	Стоимость 1 км пробега, руб.	Затраты на пробег, руб.
Подъёмный агрегат	шт.	200	70	14000
Камаз	шт.	200	50	10000
Бульдозер	шт.	200	90	18000
ИТОГО	х	х	х	42000

3.5 Цеховые расходы рассчитываются по следующим статьям затрат

- заработная плата вспомогательных рабочих;

- начисления на заработную плату вспомогательных рабочих;

- расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и приспособлений;

- затраты на охрану труда и технику безопасности;

- прочие расходы

Цеховые расходы - это косвенные расходы, они распределяются на себестоимость пропорционально заработной плате производственных рабочих и определяются по формуле:

Цр = ФОТр * Пцр / 100, руб.

Где

Пцр - процент цеховых расходов, %

Цр=12199,2*25%/100=3049,8 руб.

нефть оплата затрата труд

3.6 Расчет общих затрат на проведение геолого-технического мероприятия

Таблица 4 - Расчет затрат на проведение ГТМ

Наименование затрат	Ед.изм., руб.	Сумма, руб.
Фонд оплаты труда	руб.	13490,4
Начисления на заработную плату	руб.	4176,712
Материалы	руб.	9000000
Услуги технологического транспорта	руб.	114000
Цеховые расходы	руб.	3049,8
ИТОГО по смете	руб.	1034716,91

3.7 Расчет структуры затрат на мероприятие

Структура затрат - это доля отдельного элемента затрат в общей сумме затрат, выраженная в%.

Расчет выполняется на основании сметы затрат (табл. 4) и записывается в данном разделе, оформляется в таблицу 5

Доля ФОТ = 13490,4 /1034716,91*100=1,3%

Доля нач. зар. Пл. = 4176,712 \1034716,91*100=0,4%

Доля мат. = 9000000 /1034716,91*100=86,9%

Доля усл. Тех. Тр. = 114000/1034716,91*100=11%

Доля цех. Рас. = 3049,8/1034716,91*100=0.3%

Таблица 5 - Структура затрат предприятия на мероприятие

Наименование затрат	Доля статьи, %
Фонд оплаты труда	1,3
Начисления на заработную плату	0,4
Материалы	86,9
Услуги технологического транспорта	11
Цеховые расходы	0,3
ИТОГО	100

Расчет выручки предприятия

Величину годовой добычи нефти студент берет в произвольном объеме. Себестоимость добычи 1 т нефти равна 890 руб.

Затраты предприятия на добычу нефти рассчитывается по формуле:

Сдоб. = Vсыр. * С 1т, руб.

Где

Vсыр. - объем добытого сырья (нефти), т;

Р 1т - себестоимость 1 т нефти, руб.

Сдоб = 300000*19000=5700 млн. руб.

Для расчета выручки предприятия от реализации нефти используем норму прибыли равную 30%.

Выручка от реализации нефти рассчитывается по формуле:

Врп = Ц 1т * Vсыр., руб.

Ц 1 т - цена реализации 1 тонны нефти, руб.

Врп =300000*24,8=74,40 млн. руб.

Цена реализации 1 тонны нефти рассчитывается исходя из нормы прибыли 30% от себестоимости

Ц 1т = С 1 т * 30 / 100, руб.

П =19000*0,3=5,7 тыс. руб.

Ц 1 т = Р 1т+П

Ц 1 т =19000+5,7=24,7 тыс. руб.

Таблица 6 - Расчет себестоимости и выручки от реализации нефти

Наименование показателя	Сумма, млн. руб.
Себестоимость добычи нефти	8550
Выручка от реализации нефти	11160

3.8 Расчет налога на прибыль

В соответствии с Налоговым Кодексом РФ каждое предприятия, получающее прибыль, обязано уплачивать в бюджетную систему РФ налог на прибыль, равный 24% от валовой прибыли.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

НП = ВП * 24 / 100, руб.,

ВП - валовая прибыль, руб.

НП = 1740*20/100=417,6 млн. руб.

Но для начала нужно определить величину валовой прибыли по формуле

ВП = Врп - Сдоб., руб.

ВП = 7440-5700=1740 млн. руб.

3.9 Формирование технико-экономических показателей

Таблица 7 - Таблица технико-экономических показателей

Наименование показателя	Ед. изм.	Величина показателя
Годовая добыча нефти	т	300000
Затраты на мероприятие	руб.	1034716,91
Годовая себестоимость добычи нефти	руб.	1900000000
Валовая прибыль	руб.	1740000000
Налог на прибыль	руб.	417,600000
Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия	руб.	243600000

Заключение

Важным этапом аналитической работы на предприятии является поиск путей для повышения производительности труда, которые можно классифицировать следующим образом: повышение технического уровня производства в результате механизации и автоматизации производства; внедрения новых видов оборудования и технологических процессов; улучшения конструктивных свойств изделий; повышения качества сырья и применение новых конструктивных материалов; улучшение организации производства и труда путем повышения норм труда и расширения зон обслуживания; уменьшение числа рабочих, не выполняющих нормы; упрощение структуры управления; механизация учетных и вычислительных работ; повышение уровня специализации производства; Изменение внешних природных условий (горно-геологических условий добычи угля, нефти, руды, торфа и т.д. содержание полезных веществ); Структурные изменения в производстве вследствие изменения удельных весов отдельных видов продукции; трудоемкости производственной программы; доли покупных полуфабрикатов и комплектующих изделий; удельного веса новой продукции.

Снижение темпов роста производительности труда отрицательно сказывается практически на всех сторонах производственно-хозяйственной деятельности предприятия, что наглядно демонстрирует «ловушка производительности»

Важный источник снижения себестоимости добычи нефти и газа - высокопроизводительное использование нефтепромысловой техники и других основных фондов, особенно скважин, машин и оборудования для добычи нефти, трубопроводов.

Повышение эффективности геологоразведочных работ, а также увеличение нефтеотдачи, которое равноценно приросту новых нефтяных и газовых ресурсов, в конечном счете ведет к снижению отчислений на геологоразведочные работы и, следовательно, снижению себестоимости добычи нефти и газа.

Список источников

1. Гуреев А.А., Серёгин Е.П., Азев В.С., Квалификационные методы испытания нефтяных топлив. М. 1984.

2. Ермолов Б.А., Цыкин И.В., Леонова Л.В. О модели себестоимости добычи нефти. Наука и технология №1, 1999

3. Леонов В.А. Оптимизация работы газлифтного комплекса (на примере Правдинского и Самотлорского месторождений). Диссертация канд. тех. наук. - Тюмень. - 1987.

Размещено на Allbest.ru