Горно-геологическая характеристика залегания месторождения

5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.

6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.

7) Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.

8) Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка.

9) Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.

10) Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.

11) Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.

12) Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя.

13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.

14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.

Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. [2].

Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности.

2.5 Определение параметров ГРП и количество насосных агрегатов для нагнетания реагентов

При проведении ГРП используется скважина с глубиной Н=1300 м, плотность жидкости в скважине 1000 кг/м³, кинематическая вязкость , НКТ 1026,5 мм, количества килограммов наполнителя в 1 м³ жидкости n=120 кг, усредненный угол кривизны скважины в=40, расход Q=20 л/с, поправочный коэффициент .

Средневзвешенная Плотность жидкости с наполнителем (стеклянные шарики ):

[5] , (2.1)

где: n - количество килограммов наполнителя в 1 м³ жидкости;

- плотность наполнителя (стеклянные шарики .

Получаем:

Гидравлическое давление столба жидкости:

, (2.2)

где: - усредненный угол кривизны скважины, град;

- плотность жидкости в скважине, кг/м³.

Получаем:

Давление гидроразрыва:

где: - гидравлическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта, МПа;

H - глубина (длина) скважины, м.

Получаем:

Число Рейнольдса:

где: - коэффициент гидравлического сопротивления;

- скорость движения жидкости в НКТ, м/с;

- кинематическая вязкость, м²/с.

Где скорость:

Коэффициент сопротивления:

Получаем:

Потери давления на трение в НКТ:

где: - коэффициент гидравлического сопротивления;

- скорость движения жидкости в НКТ, м/с;

- поправочный коэффициент;

d - внутренний диаметр трубы, м.

Получаем:

Давление на устье скважины:

где: - потери на трение в НК, МПа.

Получаем:

Вес колонны НКТ:

где: q - масса одного метра НКТ, g =9,81 v/c².

Получаем:

Осевые напряжения от веса колонны НКТ:

где f=0,785 (D²-d²) - площадь поперечного сечения НКТ, м²

f=0,785 (0,102²-0,089²)=0,0019 м².

Получаем:

Окружные напряжения от внутреннего давления:



где: D - наружний диаметр НКТ.

Получаем:

Эквивалентное напряжение в НКТ:

Получаем:

Выбираем НКТ 102?6,5 категории прочности «Д» так, чтобы :

Для определения количества насосных агрегатов 4 АН-700 и радиуса трещины гидроразрыва используя формулу (2.2) определим гидростатическое давления:

Получаем:

Давление гидроразрыва по формуле (2.3):

Получаем:

Вычислив давление гидроразрыва и гидростатического давления, определим максимально допустимые потери давления на трение в НКТ.

Максимально допустимые потери давления на трение:



Если исходить из технических возможностей применяемого насосного оборудовании, то максимальное давление на устье скважины 70 МПа.

Подача агрегатов:

где: л=0,045 (берем тоже значение что и в первом расчете); =1,0;

F - площадь сечения внутреннего канала НКТ, м².

Получаем:

Для обеспечения такой подачи потребуется более 10 агрегатов 4 АН-700. По техническим возможностям манифольда их может быть подключено шесть. Тогда

Найдем число Re и по формулам (2.4) и (2.5):

Где

Потери давления на трение по формуле (2.6), поправочный коэффициент берем равным :

Получаем:

Давление на устье скважины по формуле (2.7):

Получаем:

При таком давлении подача агрегата на IV скорости составит 15 л/с, поэтому для обеспечения подачи 37,8 л/с и давления на устье 24,5 МПа можно обойтись тремя агрегатами 4 АН-700. Однако для получения максимального эффекта гидроразрыва при использовании 5 агрегатов (1 - в резерве) примем среднюю подачу агрегата 10,5 л/с. Тогда

Теперь повторяя расчеты найдем:



Потери на давления на трение по формуле (2.6):

Получаем:

Давление на устье скважины по формуле (2.7):

Получаем:

Из технической характеристики агрегатов можно получить зависимость между подачей Q и давлением P. При диаметре плунжера 100 мм она может быть аппроксимирована соотношением с погрешностью ±1,5 МПа:

Тогда при Q=10,5 л/с давление составит 29,3 МПа, что соответствует давлению на устье с учетом погрешности.

Это оптимальный режим гидроразрыва, однако по техническим характеристикам 4 АН-700 он не может быть осуществлен ни на II, ни на III скоростях, поэтому ограничимся подачей 9 л/с на I скорости при d_пл=120 мм.

Повторим расчеты:

Теперь повторяя расчеты найдем:

Потери на давления на трение по формуле (2.6):

Получаем:

Давление на устье скважины по формуле (2.7):

Получаем:

Что ниже допустимого давления 51,0 МПа.

Вес колонны НКТ 102?6,5 по формуле (2.8):

Получаем:

Осевые напряжения от веса колонны НКТ по формуле (2.9):



Где f=0,785 (D²-d²) - площадь поперечного сечения НКТ, м²

f=0,785 (0,102²-0,089²)=0,0019 м²

Получаем:

Окружные напряжения от внутреннего давления по формуле (2.10):

Получаем:

Эквивалентное напряжение в НКТ (2.11):

Получаем:

Выбираем НКТ 102?6,5 категории прочности «Д» так, чтобы:

Для определения радиуса трещины гидроразрыва предварительно найдем время закачки жидкости:

где: V - объем закачиваемой жидкости гидроразрыва.

Получаем:

Динамическая вязкость жидкости:

Проницаемость пласта:

Радиус трещины гидроразрыва:

[5], (2.14)

где: Q - суммарная подача агрегатов, л/мин;

- динамическая вязкость жидкости, сПз;

t - продолжительность закачки жидкости, мин;

к - проницаемость пласта, Дарси;

Н - глубина пласта, м.

Получаем:



Рисунок 2.11 - Схема области давлений и радиуса трещины при ГРП

месторождение нефть скважина гидроразрыв пласт

В системе СИ эта формула будет иметь вид:

Получаем:



3 Экономическая часть

3.1 Особенности организации труда и заработной платы

Организация труда на любом предприятии в том числе и в нефтедобывающем представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный выбор, расстановку и использование рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

- организация и обслуживание рабочего места;

- расстановку рабочих кадров;

- режим работы;

- охрану труда и обеспечение технической безопасности;

- подбор, подготовку и повышение квалификации работников.

В комплексном цехе по добыче нефти и газа работают две бригады, в каждой бригаде по 30 человек. Бригады работают вахтовым методом, по 15 дней, рабочий день длится 12 часов. Начальник и заместитель начальника работают по 20 дней. Оплата труда рабочих производится по повременно - премиальной, сдельно - премиальной и косвенно - сдельной системам оплаты труда.

Рабочие, имеющие отклонения при выполнении производсвенного процесса от нормальных условий труда имеют доплату до 12% тарифной ставки за работу в и вредных условиях.

Рабочие, занятые на непрерывном производстве, как операторы по добыче, дежурные слесари-ремонтники, аппаратчики опреснительных установок, котельных установок, помощники бурильщиков и операторы подземного ремонта скважин, сменные технологи и мастера получают доплату за работу в ночное время в размере 20% тарифной ставки.

Бригадной формой организации труда охвачено 78% численности рабочих.

Мастерам и другим инженерно-техническим работникам устанавливают надбавки к должностным окладам до 30% за высокую квалификацию. Часовые тарифные ставки определяются в установленной форме.

3.2 Анализ технико-экономических показателей разработки месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь находится на этапе промышленной разработки, характеризующийся разбуриванием и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Кумколь прирост фонда добывающих скважин происходит за счет бурения. В эксплуатационном фонде на 1.07.08 года пребывает 308 скважин, из которых 272 действуют и 36 бездействующих. На месторождении по сравнению с темпами разбуривания наблюдается большое отставание в промышленном обустройстве объектов разработки. В связи с этим пробуренные и законченные строительством скважины длительное время не вводится в эксплуатацию. Фактическая добыча нефти за 2012 год составила 2559 тыс. тонн, добыча газа 107 млн. м³. Потери в добыче нефти из-за остановки скважин при нормальном коэффициенте эксплуатации 0.96 составили 214 тыс. тонн, а потери рабочего времени скважин 4670 скв/дней. Удельная численность работников по обслуживанию одной скважины уменьшилось на 0.1 скв/чел., что объясняется ростом числа скважин по сравнению с ростом числа обслуживающего персонала.

Прирост месячных отборов происходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 2012 году по месторождению Кумколь составляет 90 т/сут.

Технико-экономические показатели представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Технико-экономические состояние «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» за 2012 год

Показатели	2012 год
	план	факт
Товарная продукция в действующих ценах тыс. тг.	6604441	6780571
Фактическая реализация тыс. тг		6309197
Добыча нефти тыс. тонн	1857	1930,7
Товарный объем нефти тыс. тонн	1843,12	1914,7
Потери: а) на магистральном нефтепроводе б) на промысле	4,2 6,02	2,836 7
На собственные нужды тыс. тонн	8,38	8,33
Добыча нефти по способам эксплуатации а) фонтанным тыс. тонн б) ШГН тыс. тонн	1857	1930,76 1844,32 86,44
Добыча попутного газа млн. м3	54,6	59,5
Объем закачки воды тыс. тонн м3	2463,3	2500,02
Производительность труда тг.		5216
Среднесписочная численность чел. в том числе: ППП. чел. рабочих чел.	1240 1068 0	1300 1109 736
Фонд потребления тыс. тг.	1032200	1166986
Среднемесячная зарплата тг.	69368	74807
Объем капвложений тыс. тг.		1992620
Балансовая прибыль тыс. тг.		3932003
Рентабельность по реализации нефти%	70
Рентабельность по товарной продукции%	43
Себестоимость 1-й тонны нефти тг.	2489
Себестоимость реализованной продукции тыс. тг.	3712057

3.3 Анализ эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию на механизированную добычу и другие нужды, добычу и закачку воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплата труда персонала. За разработки, структура эксплуатационных затрат, включая налоги, характеризуется следующим образом:

- затраты производственного характера 55.1%

- заработная плата, социальное страхование 3.1%

- амортизационные отчисления 23.2%

- аренда основных средств 1.5%

- отчисления в фонд воспроизводства

минерально-сырьевой базы 14.9%

- отчисления в дорожный фонд 1.9%

Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовке нефти и газа в целом по месторождению, а также по отдельным процессам составлен перечень эксплуатационных затрат.

1. Рабочих дней в году - 345

2. Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической схеме, с учетом использования сырья на собственные нужды.

3. Расход электроэнергии, газа, реагентов и воды принят по материалам расчетов.

4. Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия.

5. Среднемесячная заработная плата одного рабочего в размере 20500 тенге.

6. Стоимость электроэнергии принята по тарифам, стоимость 1 КВт/ч - 6,56 тенге.

7. Стоимость технической воды и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основании данных производственных нефтедобывающих объединений и с соответствующей корректировкой на январь 2011 года.

Таблица 3.3. Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

Наименование	Величина
Производственно-технические материалы для эксплуатации, долл./тонну нефти	5,03
Электроэнергия долл./1000 КВт ч	12,9
Вода долл./1000м3	487,8
Текущий ремонт (от стоимости производственных фондов)	1,5%
Отчисления на капитальный ремонт скважин (в год)	3%
Амортизационные отчисления на восстановление скважин (в год)	6,3%
Отчисления на капитальный ремонт надземных сооружений (в год)	2,2%
Амортизационные отчисления на восстановления на восстановление надземных сооружений (в год)	8%
Прочие расходы (от прямых эксплутационных затрат)	7%
Налог на добавленную стоимость коэффициент 20%	1,2
Цена реализации нефти (с НДС и транспортом), долл./тонна	63,7
Коэффициент реализации нефти	0,996
Расходы на транспорт нефти (без НДС)	5,2

3.4 Анализ себестоимости единицы продукции

Себестоимость промышленной продукции это выраженное в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции.

Себестоимость является важным экономическим показателем для планов и технико-экономических расчетов, а один из основных элементов, определяющих цен.

В 2010 году себестоимость составила 1416 тенге или 34,5 $, а в 2012 году - 1848 тенге или 38,6 $, что объясняется увеличением капитальных вложений на обустройство и разбуривание месторождения.

В 2008 году себестоимость нефти снизилась до 31,5 $, что связано с увеличением добычи нефти и уменьшением эксплутационных затрат. В 2009 году также наблюдается снижение себестоимости до 26,8 $, а в 2008-20013 годах рост до 32,7 из-за увеличения затрат на ППД.

3.5 Анализ капитальных вложений

Объем капитальных вложений включает в себя:

- Бурение эксплутационных и нагнетательных скважин;

- Затраты на внутрискважинное оборудование;

- Нефтепромысловое оборудование, строительство вахтового поселка и базы промысла;

- Внешнепромысловые коммуникации;

Капитальные вложения предполагалось осуществить в течении первых шести лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием территории согласно технологической схеме разработки.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан.

Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно, местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если оно соответствует мировым аналогам, а также не могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.

Основой для калькуляции явилась расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождения Кумколь.

Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения и расчет капитальных вложении по показателям приведены в таблицах 3.4. и 3.5.

Таблица 3.4. Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения Кумколь

Стоимость бурения доб. и нагнет. скважин	Стоимость надземного оборудования	всего капита-льных вложений
	Всего	в том числе
		Промы- сел	Подготовка нефти и газа	Инфраст-руктура	Внешние коммуникации
тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.
97296,9	155552	85742	46272,3	8837,5	14700,4	252849



Таблица 3.5. Расчет основных вложений по показателям

наименование работ и затрат	количество	Стоимость единицы тыс.	Стоимость всего тыс.
Строительство скважин надземное строительство	304	300	91200
Обустройство нефтяных скважин	244	42	10248
Прочие объекты промысла%	5%	77308	3865
Итого промысел			81173
Итого ЦППН			43390
Итого инфраструктура			8552

3.6 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий ГРП

ГРП проводилась на одной скважине при помощи агрегата 4АН-700. Расход жидкости до ГРП q₁= 3т/сут, после q₂= 27.5 т/сут.

1. Объем дополнительной нефти определяется по этой формуле

где: Q_Ф - точный объем добытой нефти в период эффективного времени после проведения мероприятий.

Стабильный прирост расхода после проведения мероприятий:

где: q₂ - среднесуточный дебит нефти после проведения мероприятий т/сут;

Т_Э-эффективное время используемой скважины, дни;

К_Э - коэффицент эффективности; К_Э=0,98.

Получаем:

.

Q_T - Прогнозируемый объем добычи нефти до проведения мероприятий:

где: q₁ - среднесуточный дебит нефти до проведения мероприятий т/сут;

Получаем:

Получаем:

Q_Р -расход нефти во время проведения мероприятий (Q_Р = 10т).

Объем дополнительной нефти:

1. Дополнительные капитальные вложения равны общей стоимости нижеследующих инструментов

Таблица 3.6. Цены на инструменты

Название инструментов	Тыс. тенге
1. Агрегаты 4АН - 700	10548
2. Блок монифольд 1БМ - 700	3456
3. Пескосмеситель ЗПА	4500
4. Вспомогательные агрегаты ЦА - 300	10080
5. Автомашина ГАЗ - 63	720
6. Пакер	108
7. Якорь	36
8. Устьевая арматура 1АУ-700	144
Всего	29592



Расходы на дополнительные использования состоят из расходов на дополнительную добычу нефти и расходов на переработку (подготовительно-завершающие работы, исследование скважин и ГРП).

1) Цены на подготовительно-завершающие работы:

где: а - цена на подземный ремонт, тенге;

t₁ - время работы бригады, час.

Получаем:

2) Расходы на исследования скважины (до и после переработки):

где: G - цена работы специального агрегата в час, тенге;

t₂ - время работы, час;

P₂ -, тенге; расход на вызов партии и на его возврат к скважине.

Получаем:

Расходы на ГРП:

где: Р_ГР = 14000000 тенге - цена гидроразрыва;

Р_Э -цена на электроэнергию;

Р_М - цена на материалы

Р_А - амортизация установок

ЗПА пескосмеситель 4,6 квт/час

Электроэнергия 5,09 квт/счас

Таблица 3.7. Цены на материалы для ГРП

Название материалов	Расход	Цена в тенге
Песок	3 тонны	2931
Вода	53м3	1219
Нефть	9 м3	141839
Асфальтит	0,5 м3	4672

Получаем:

где: N_a - норма амортизации;

С_ПЕР - стоимость баланса.

Получаем:

В итоге расходы на ГРП равны:

Р_ГРП= 14000000+562+150661+1875=14151410 тенге

3) Расходы по извлечению дополнительной нефти:

где: С_Э - 1 квт*час цена на электроэнергию, тенге

Е_Д -расход электроэнергии на переработку 1 т нефти;

Е_П - расход электроэнергии на закачку 1 т, квт*час.

Получаем:

Основные эксплуатационные затраты использованные при ГРП:

Получаем:

Дополнительная себестоимость переработанной нефти:

Годовая эффективность ГРП:

где: Ц - цена 1т нефти по себестоимости = 6960 тенге.

Получаем:

Таблица 3.8. Годовая экономичечкая эффективность после проведения ГРП за 2013 г.

Показатели
1. Объем добытой нефти за год, тонна	1073,1
2. Прирост объема добытой нефти, тонна	8750,65
3. Капитальные вложения, тенге	29592000
4. Дополнительные капитальные вложения, тыс. Тенге	295,92
5. Эксплуатационные затраты, тенге	22667402
6. Себестоимость добытой нефти, тенге тонна	6960
7. Годовая экономическая эффективность, тенге	38237122
5. Эксплуатационные затраты, тенге	22667402

По полученным данным находим рентабельность и окупаемость проведения ГРП:

(6,5 года)

(для мероприятий повышающих технику безопасности).

По расчетам при проведении ГРП окупаемость составит около 10 лет. Отсюда можно сделать вывод, что если не вводить дополнительных методов и средств, повышающих технику безопасности (т.е. усиленная запорная арматура, муфтовые соединения, усиленные шланги, трубопроводы) то срок окупаемости составит 6,5 лет. Однако если эти факторы учитывать, то срок окупаемости увеличится до 10 лет.



Заключение

Настоящие время все известные нефтегазовые месторождения с значительными запасами открытые в 60-70-е годы XX века близки к истощению и нуждаются в методах и средствах интенсификации притока нефти к добывающим эксплуатационным скважинам. Опыт разработки нефтегазовых месторождений показал что наиболее эффективным методом является метод гидравлического разрыва продуктивного пласта путем попеременного закачивания в пласт специальной жидкости разрыва под высоким давлением (до 40МПа) с последующим нагнетанием в полученные трещины проппанта (на специально изготовленных мелких частиц диаметром до 2 мм) и затем проталкиванием частиц с расширением трещин продавочной жидкостью. Как известно, метод ГРП соответствующим оборудованием успешно применяется на месторождениях Западной Сибири (России) для увеличения притока нефти из призабойной зоны скважины, а также в зарубежной практике. Новым направлением использование ГРП является опыт его применения для разработки нефтяных и газовых месторождений залегающих в сланцевых породах. В работе показано применение метода ГРП для условий месторождения Кумколь, технология процесса соответствующие оборудование и проведены расчеты по определению необходимого числа насосных агрегатов и режимных параметров (напряжением, радиуса трещины). При этом приток нефти в добывающую скважину увеличился на 15 - 20%.

Дано описание экологической обстановки в районе, техника безопасности и охрана труда персонала при работе на нефтяном промысле. Проведен экономический расчет по определению рентабельности, окупаемости производственных процессов при ГРП.

Подводя итог данной дипломной работы можно сказать, что применение ГРП на месторождении Кумколь является рентабельным, что не маловажно для любой нефтяной компании. Экономические расчеты показывают эффективность применение метода ГРП на месторождении Кумколь.



Список использованной литературы:

1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Учебное пособие. - Москва: Недра, 1986 - 165 с.

2. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. Учеб. пособие. - Москва: ООО Недра-Бизнесцентр, 2006 - 565 с.

3. Экономидис М., Олайни Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроазрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой. Перевод: М. Углов. - Москва: ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед, 2004 - 194 с.

4. Женнингс А.Р. Применение гидравлического разрыва пласта. Перевод: Денис Малахов. - Москва: Центр подготовки специалистов нефтегазового дела, 2008 - 168 с.

5. Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. Учеб. практ. пособ. - изд. 3-е, доп. - Москва: Инфра-Инженерия, 2010 - 232 с.

6. Шульга В.Г., Бухаленко Е.И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин. Справочная книга, Москва: Недра, 1978 - 235 с.

7. Кнепель М.Н. Высоцкий В.И. Современное состояние и тенденции развития нефтегазового комплекса Туркменистана и других центральноазиатских стран Ближнего Зарубежья. - Москва: ОАО ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ, 2010 - 286 с.

8. Лесецкий В.А., Ильский А.Л. Буровые машины и механизмы. Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб. И доп. - Москва: Недра, 1980 - 391 с.

9. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и газоконденсатных месторождении - Москва: Недра, 1988 - 302 с.

10. Айдарбаев А.С. Теория и практика разработки нефтяного месторождения Кумколь. Алматы: ?ылым, 1999 - 275 с.

11. Подавалов Ю.А. Экология нефтегазового производства. - Москва: Инфа-Инженерия, 2010 - 416 с.

12. Шарипов А.Х., Плыкин Ю.П. Охрана труда в нефтяной промышленности. Учеб. для учащихся проф. - тех. образования и рабочих на пр-ве. - Москва: Недра, 1991 - 159 с.

13. Аманиязова Г.Д. Джолдасбаева Г.У. Экономика нефтедобывающих предприятий. Учебное пособие. - Алматы: Экономика, 2011 - 302 с.

14. Трудовой кодекса Республики Казахстан от 15.05.07. №251 - Алматы: Бико, 2007. - 141 с.

15. Закон о промышленной безопасности на опасных производственных объектах от 03.04.02. №314 - 23 с.

16. Закон РК О нефти (с изменениями и дополнениями по состоянию на 07.07.2006 г.) №2350 - 45 с.

17. Грушевенко Д., Грушевенко Е. Нефть сланцевых плеев новый вызов энергетическому рынку. - Москва: ИНЭИ РАН, 2012 - 50 с.

18. Украинец А.А., Жариков О.В., Исаев В.В. Пожарная безопасность технологических процессов. Методические указания к решению задач по оценке пожарной опасности технологического оборудования: Учебно-методическое пособие. - Гомель, 2006. - 105 с.

19. Правила устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под давлением, 2008 г. - 96 с.

20. Правила пожарной безопасности в нефтегазодобывающей промышленности (ППБС РК - 10-98). - Атырау, 1998. - 60 с.

Размещено на Allbest.ru