Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения

В суровых природно-климатических условиях при ремонте скважин могут возникнуть следующие чрезвычайные ситуации:

Природного характера

· паводковые наводнения;

· лесные и торфяные пожары;

· ураганы;

· сильные морозы (ниже - 40⁰);

· метели и снежные заносы.

Техногенного характера

· открытые фонтаны;

· пожары;

· взрывы;

· отключение электроэнергии.

ромашкинский скважина ресурсосберегающий технология



4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Характеристика внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи

В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических, микробиологических) быстро растет и становится все более приоритетной.

К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. тонн, а проектная нефтеотдача - до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России.

Инновационному развитию нефтедобычи способствует то обстоятельство, что во многих странах создаются специальные государственные программы промысловых испытаний и освоения современных методов увеличения нефтеотдачи, а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно участвовать в реализации этих программ.

Государственной программы воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи на основе инновационного развития и внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи», в котором должен быть отражен порядок формирования и реализации программы инновационного развития и внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи и ее первого этапа - программы проектов промысловых испытаний и освоения современных методов увеличения нефтеотдачи и необходимых для этого нормативно-правовых документов.

- совместно с заинтересованными ведомствами и нефтяными компаниями организовать:

* работу по разработке организационно-правовых условий, стимулирующих внедрение методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях с трудно-извлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти;

* формирование экономических стимулов и льготных условий инвестирования нефтяными компаниями разработок инновационных проектов методов увеличения нефтеотдачи и их реализации.

Важно подчеркнуть, что эти проекты охватывают практически весь спектр трудноизвлекаемых запасов:

* истощенные высокопродуктивные месторождения;

* низкопроницаемые коллекторы, содержащие легкую нефть;

* сверхтяжелые нефти и битумы.

Успешная реализация первого этапа Программы проектов методов увеличения нефтеотдачи позволит увеличить степень извлечения нефти из нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов в следующих пределах:

* из месторождений Баженовской свиты - с 3 - 5% до 30 - 40%;

* из истощенных месторождений и залежей со сверхтяжелыми нефтями, особенно с глубиной залегания свыше 700 - 800 метров - с 25% до 45 - 55%;

* из месторождений легкой нефти с низкопроницаемыми коллекторами с повышенной начальной пластовой температурой - с 28% до 45 - 50%.

Развитие работ по формированию и реализации Программы проектов методов увеличения нефтеотдачи позволит к 2030 году достичь следующих результатов:

- прирост потенциала извлекаемых запасов углеводородного сырья - не менее 40 млрд. тонн

- увеличение средней проектной нефтеотдачи с 30% до 39- 40%

- увеличение проектной нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов с 27% до 35-37%

- увеличение потенциала дополнительной годовой добычи - 350-450 млн. тонн

- увеличение поступлений в бюджет, благодаря:

1. диверсификации нефтедобычи за счет развития смежных отраслей (машиностроительной, химической, микробиологической, информационной);

2. развитию отечественных наукоемких технологий и сервисных предприятий;

3. кардинальному увеличению добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов в обустроенных регионах;

4. приросту извлекаемых запасов без затрат на разведку.

Стратегические направления и параметры инновационного развития российской нефтедобычи на долгосрочную перспективу, отраженные в Энергетической стратегии на период до 2030 года, в основном согласуются с положениями Концепции программы преодоления падения нефтеотдачи, направленной в 2006 году в Правительство, в том числе в отношении:

- необходимости государственной поддержки в развитии сырьевой базы нефтедобычи;

- разработки новых технологий повышения нефтеотдачи пластов и стимулировании их внедрения;

- увеличения нефтеотдачи:

1. от 30% в 2008 году до 30-32% в 2013 - 2015 году,

2. 32 - 35% в 2020-2022 году

3. 35 - 37% в 2030 году.

4.2 Факторы, осложняющие эксплуатацию

Окончание фонтанного периода работы скважин месторождений Западной Сибири придает особую актуальность проблеме повышения надежности скважинного оборудования.

Это определяет необходимость не только совершенствовать технологии традиционных способов механизированной добычи (установками электрических центробежных насосов и скважинных штанговых насосов), но и внедрять альтернативные способы, такие как применение установок струйных насосов, эксплуатация которых в условиях месторождений Западной Сибири (большая глубина и кривизна ствола скважин, высокая температура и обводненность продукции, гидрато- и солеотложения) может принести хороший технологический и экономический эффект.

Одна из характерных особенностей разработки месторождений Западной Сибири в последние годы - массовый перевод добывающих скважин на механизированный способ эксплуатации. Этот процесс поставил перед производством ряд качественно новых проблем.

Геотермические и технологические условия эксплуатации западносибирских месторождений в значительной степени отличаются от соответствующих условий в промышленно освоенных нефтяных регионах.

Добываемая продукция имеет специфические особенности, осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти.

Одна из самых сложных проблем, требующая нового подхода к ее решению, обусловлена разбуриванием месторождений исключительно кустовыми наклонно-направленными скважинами.

Наклонно-направленный характер профиля в сочетании с рядом фактором, присущим для указанных месторождений, осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти.

К числу факторов следует отнести:

* большую глубину скважин;

* высокую температуру на забое;

* вынос механических примесей из пласта;

* наличие интервала глубин с вечной мерзлотой;

* низкую температуру окружающей среды;

* отложения парафина в насосно-компрессорные трубы и наземных коммуникациях;

* высокий газовый фактор;

* малую минерализацию пластовых вод.

Большая глубина скважин (порядка 3000 метров) является причиной снижения отборов жидкости из пласта, а также малой эффективности технологии освоения скважин после бурения и ремонта.

Низкая температура, в совокупности с малой минерализацией пластовых вод, является причиной замерзания выкидных линий скважин, гидросистем установок "Спутник" и сборных коллекторов в период временного прекращения перекачки или снижения расхода жидкости.

Существенное влияние на работоспособность эксплуатационного фонда оказывает наличие интервала вечной мерзлоты. Охлаждение продукции сопровождается выпадением парафина в стволах скважин и трубопроводах.

4.3 Состав и организация работ по проведению гидроразрыва пласта

Одним из основных методов увеличения дебитов скважин является гидроразрыв пласта.

Сущность гидроразрыва состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование трещин в продуктивном пласте, и при дальнейшей закачке песчанно - жидкостной смеси происходит расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятий избыточного давления.

Процесс гидроразрыва пласта относится к категории сложных ремонтов и проводится с привлечением многообразной и сложной техники и большого количества обслуживающего персонала.

Перед проведением гидроразрыва пласта скважина глушится бригадой глушения, состоящей из оператора 5-го разряда и машиниста. Процесс глушения занимает 7 часов, при этом используется 2 автоцистерны и агрегат ЦА-320.

Процесс проведения гидроразрыва пласта проводит бригада капитального ремонта скважин состоящая из бурильщика 6-го разряда и 2-х помощников бурильщика 5-го разряда, сам процесс гидроразрыва пласта занимает от 100 до 160 часов.

Для спуско-подъемных операций в данном процессе используется подъемник А-50 У. Для промывки и опрессовки скважин используется две автоцистерны и агрегат ЦА-320.

Для смешивания песка используется два пескосмесителя и два агрегата ЦА-320.

Для выполнения гидроразрыва и подачи песчанно-жидкостной смеси используется три агрегата 4АН-700.

Процесс проведения гидроразрыва пласта контролирует машина управления.

Для обвязки всех агрегатов между собой служит блок манифольдов БМ-700.

Для завоза песка используется самосвал

Весь процесс гидроразрыва пласта проводится строго по разработанной программе с соблюдением мер безопасности труда и экологии.

По завершении процесса гидроразрыва пласта, скважина обвязывается в коллектор, промывается нефтью и сдается мастеру цеха нефтедобычи.

Перед сдачей скважины она исследуется на приток на разных режимах, проводится анализ проведенного процесса и делаются выводы об эффективности проведенного процесса.

4.4 Экономическое обоснование эффективности ремонтных работ

Определение увеличения добычи нефти

Определяю:

- прирост дебита скважин в результате внедрения мероприятия:



Д q = q₂ - q₁

где: q₁ -- дебит скважины до внедрения мероприятия;

q₂ - дебит скважины после внедрения мероприятия.

Д q = 16,7 - 1,2 = 15,5 тонн/сутки

- объем добычи нефти до внедрения мероприятия:

Q₁ = q_до * K^до_и * t_К * K_Э * N

где: q_до - среднесуточный дебит скважин до внедрения;

K^до_и - коэффициент изменения дебита до внедрения;

t_К - календарное время работы;

K_Э -- коэффициент эксплуатации;

N - количество скважин.

Q^до_н = 1,5 * 0,912 * 365 * 0,922 * 1 = 460 тонн

- объем добычи нефти после внедрения мероприятия:

Q₂ = q_после * K^после_и * t_К * K_Э * N

где: q_после - среднесуточный дебит скважин после внедрения;

K^после_и - коэффициент изменения дебита после внедрения;

t_К - календарное время работы;

K_Э - коэффициент эксплуатации;

N - количество скважин.

Q^после_н = 6,3 * 0,941 * 365 * 0,949 * 1 = 2053 тонн

- прирост объема добычи нефти:

ДQ = Q₂ - Q₁

где: Q₂ - объем добычи нефти после внедрения;

Q₁ - объем добычи нефти до внедрения.

ДQ =2053 - 460 = 1593 тонн

Определение экономии себестоимости добычи нефти

Условно-переменные затраты - это расходы, которые зависят от изменения объема добычи нефти.

К ним относятся:

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- расходы по сбору и транспортировке нефти и газа;

- расходы по технологической подготовке нефти;

- налог на добычу.

Расчет условно-переменных затрат осуществляется по формулам:

Р₁ = С¹_ед * Q₁

где: Р₁ - расходы по статье до внедрения;

С1_ед - себестоимость одной тонны нефти до внедрения;

Q₁ - объем добычи нефти до внедрения.

Р₂= С¹_ед * Q₂

где: Р₂ - расходы по статье до внедрения;

Q₂ - объем добычи нефти после внедрения.

Условно-постоянные затраты не меняются в зависимости от изменения объема добычи нефти.

К ним относятся:

- зарплата производственных рабочих;

- страховые взносы;

- амортизационные отчисления по скважинам;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

- цеховые расходы;

- прочие производственные расходы;

- управленческие расходы;

- внепроизводственные расходы.

Расчет условно-постоянных затрат осуществляется:

Р₁ = С¹_ед * Q₁

где: Р₁ - расходы по статье до внедрения мероприятия;

С¹_ед - себестоимость одной тонны нефти до внедрения;

Q₁- объем добычи нефти до внедрения.

Р₂ = Р₁ /Q₂

где: Р₂ - расходы по статье после внедрения;

Q₂ - объем добычи нефти после внедрения.

Определяю:

- расход энергии по извлечению нефти:

Р₁ = 560 * 370 = 207,20 тыс. руб.

Р₂ = 560 * 5454 = 3054,24 тыс. руб.

- расходы на искусственное воздействие на пласт:

Р₁ = 290 * 370 = 107,30 тыс. руб.

Р₂ = 290 * 5454 = 1581,66 тыс. руб.

- заработная плата производственных рабочих:

Р₁ = 320 * 370 = 118400 = 118,40 тыс. руб.

Р₂ = 118400/5454 = 21,71 руб.

- страховые взносы:

Р₁ = 96 * 370 = 35520 = 35,52 тыс. руб.

Р₂ = 35520/5454 = 6,51 руб.

- амортизационные отчисления:

Р₁ = 680 * 370 = 251600 = 251,60 тыс. руб.

Р₂ = 251600/5454 = 46,13 руб.

- расходы по сбору и транспортировке нефти и газа:

Р₁ = 880 * 370 = 325,60 тыс. руб.

Р₂ = 880 * 5454 = 4799,52 тыс. руб.

- расходы по технологической подготовке нефти:

Р₁ = 1280 * 370 = 473,60 тыс. руб.

Р₂ = 1280 * 5454 = 6981,12 тыс. руб.

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

Р₁ = 804 * 370 = 297480 = 297,48 тыс. руб.

Р₂ = 297480/5454 = 54,54 руб.

- цеховые расходы:

Р₁ = 360 * 370 = 133200 = 133,20 тыс. руб.

Р₂ = 133200/5454 = 24,42 руб.

- налог на добычу:

Р₁ = 230 * 370 = 85,10 тыс. руб.

Р₂ = 230 * 5454 = 1254,42 тыс. руб.

- прочие производственные расходы:

Р₁ = 150 * 370 = 55500 = 55,50 тыс. руб.

Р₂ = 55500/5454 = 10,18 руб.

- управленческие расходы:

Р₁ = 1620 * 370 = 599400 = 599,40 тыс. руб.

Р₂ = 599400/5454 = 109,90 руб.

- внепроизводственные расходы:

Р₁ = 330 * 370 = 122100 = 122,10 тыс. руб.

Р₂ = 122100/5454 = 22,38 руб.

Результаты расчетов представляю в таблице 3.



Таблица 3

Калькуляция себестоимости добычи нефти

Статьи затрат	До внедрения	После внедрения	Отклонения
	Всего, тыс. руб.	на 1 тонну, руб.	Всего, тыс. руб.	на 1 тонну, руб.	Всего, тыс. руб.	на 1 тонну, руб.
1. Расход энергии по извлечению нефти	207,20	560	305,24	560	2847,04	?
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	107,30	290	1581,66	290	1474,36	?
3. Заработная плата производственных рабочих	118,40	320	118,40	21,71	?	-298,29
4. Страховые взносы	35,52	96	35,52	6,51	?	-89,49
5. Амортизационные отчисления по скважинам	251,60	680	251,60	46,13	?	-633,87
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	325,60	880	4799,52	880	4473,92	?
7. Расходы по технологической подготовке нефти	473,60	1280	6981,12	1280	6507,52	?
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	297,48	804	297,48	54,54	?	-749,46
9. Цеховые расходы	133,20	360	133,20	24,42	?	-335,58
10. Налог на добычу	85,80	230	1254,42	230	1169,32	?
11.Прочие производственные расходы	55,50	150	55,50	10,18	?	-139,82
Производственная себестоимость	2090,50	5650	18562,66	3403,49	16472,16	-2246,51
12.Управленческие расходы	599,40	1620	599,40	109,90	?	-1510,10
13. Внепроизводственные расходы	122,10	330	122,10	22,39	?	-307,61
Полная себестоимость добычи нефти	2812	7600	19284,16	3535,78	4810,86	-4064,22

Определение единовременных затрат на проведение мероприятия

Определяю:

- расходы на проведение мероприятия:



Р = Т_р * С_{бригадо - час}

где: Т_р - время выполнения мероприятия;

С_{бригадо - час} - стоимость бригадо-часа, относимая на затраты по прове-дению ремонтных работ.

- общая сумма прямых затрат на проведение мероприятия:

З_прямые = ЗП_общ + СВ + Р_ВМ + Р_Э + У_ст + А + Р_удц

З_прямые = 170520 + 51156 + 49980 + 15680 + 305760 + 17640 + 109760 =

= 720496 руб.

- цеховые расходы составляют 15% от общей суммы прямых затрат:

Ц_Р = 15% * З_прямые

Ц_Р = 15% * 720496 = 108074,40 руб.

- управленческие расходы составляют 22% от суммы прямых затрат и

цеховых расходов:

У_р = 22% * (З_прямые + Ц_р)

У_р = 22% * (720496 + 108074,40) = 124285,56 руб.

- сумма единовременных затрат на осуществление мероприятия составляет:

Зе = З_прямые + Ц_р+ У_р

Зе = 720496 + 108074,40 + 124285,56 = 952856 руб.

Результаты расчетов представляю в таблице 4.



Таблица 4

Смета единовременных затрат на осуществление мероприятия

Наименование статей затрат	Стоимость бригадо-часа	Время	Сумма, руб.
1. Общая сумма оплаты труда (с учетом премии)	1740	98	170520
2. Страховые взносы		30%	51156
3. Расходы на вспомогательные материалы	510	98	49980
4. Расходы на энергию	160	98	15680
5. Расходы по оплате услуг спец. техники	3120	98	305760
6. Расходы на амортизацию	180	98	17640
7. Расходы по оплате услуг других цехов	1120	98	109760
ИТОГО прямых затрат	*	*	720496
8. Цеховые затраты	*	15%	108074,40
9. Управленческие расходы	*	22%	124285,56
ИТОГО затрат на проведение мероприятия	*	*	952856

Расчет показателей, характеризующих эффективности внедрения мероприятия

Определяю:

- Себестоимость добычи одной тонны нефти с учетом единовременных затрат на проведение мероприятия:

С₂ + Зе

С₂¹ = -----------

Q₂

где: С¹₂ - себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия;

С₂ - полная себестоимость добычи нефти после внедрения мероприятия;

Зе - единовременные затраты на проведение мероприятия;

Q₂ - объем добычи нефти после внедрения.

С₂¹ = (18284160 + 952856)/5454 = 3710,49 руб.

- Условно-годовую экономию:

Э = (С¹₁ - С¹₂) * Q₂

где: С¹₁ - себестоимость одной тонны до внедрения;

С¹₂ -- себестоимость одной тонны после внедрения.

Э = (7600 - 3710,49)*5454 = 21213387,54 руб. = 21,2 млн. руб.

- Удельную условно-годовую экономию:

Э¹ = Э/Q₂

Э¹ = 21213387,54/5454 = 3889,51 руб.

- Прибыль до внедрения мероприятия:

П₁ = (Ц - С¹₁) * Q₁

где: Ц - цена одной тонны нефти;

С¹₁ - себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия;

Q₁ - объем добычи нефти до внедрения.

П₁ = (9300 - 7600)*370 = 629000 руб. =629 тыс. руб.

- Прибыль после внедрения мероприятия:

П₂ = (Ц - С¹₂) * Q₂

где: Ц - цена одной тонны нефти;

С¹₂ - себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия;

Q ₂ - объем добычи нефти после внедрения.

П₂ = (9300 - 3710,49)*5454 = 30485187,54 руб. = 30485,19 тыс. руб.

- Прирост прибыли:

ДП = П₂ - П₁

где: П₂ - сумма прибыли, полученная после внедрения;

П₁ - сумма прибыли, полученная до внедрения

ДП = 30485,19 - 629 = 29856187,54 руб.

- Удельная прибыль:

- до внедрения:

П¹ = П₁ /Q₁

П¹ = 629000/370 = 1700 руб.

- после внедрения:

П² = П₂ /Q₂

П² = 30485187,54/5454 = 5589,51 руб.

- Удельный прирост прибыли:

ДП¹ = ДП/Q₂

ДП¹ = 29856187,54/5454 = 5474,19 руб.

Результаты расчетов представляю в таблице 5.

Таблица 5

Технико-экономические показатели

Показатели	Единицы измерения	До внедрения	После внедрения	Отклонения
1. Дебит скважин	тонн	1,2	16,7	15,5
2. Объем добычи нефти	тонн	370	5454	5084
3. Себестоимость одной тонны нефти	руб.	7600	3710,49	-3889,51
4. Условно-годовая экономия	млн. руб.		21,2	21,2
5. Прибыль	тыс. руб.	629	30485,19	29856,19
6. Удельная прибыль	руб.	1700	5589,51	-3889,51

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно - технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.

В результате проведения мероприятия по повышению продуктивности скважин произошло увеличение дебита скважины на 15,5 тонн. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 5084 тонны.

Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3889,51 руб.

Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно - годовую экономию от внедрения мероприятия по повышению продуктивности скважин в сумме 21,2 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 30485,19 тыс. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 29856,19 тыс. руб.

Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3889,51 руб.

На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения работ по повышению продуктивности скважин.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Усилия ученых отрасли должны быть направлены на разработку приоритетных направлений научно-технического прогресса с целью увеличения эффективности методов повышения нефтеотдачи и новых технологий, усилия производственных организаций на внедрение в промышленных масштабах наиболее эффективных разработок.

Однако в последние годы возникло много осложнений, связанных с внедрением новых методов и технологий, обусловленных тем, что их применение требует дополнительных эксплуатационных затрат на химические реагенты и технические средства. Это отрицательно влияет на конечные экономические показатели производственной деятельности предприятий. Установленные в настоящее время налоги на нефть не дают решать проблему экономического стимулирования добычи нефти новыми методами. В условиях повышенных затрат эти методы для производственных объединений являются нерентабельными.

Необходимо принятие решений, которые позволили бы согласовать экономические интересы народного хозяйства страны и нефтедобывающего предприятия. Механизмы, стимулирующие развитие новых методов, широко применяются во многих нефтедобывающих странах мира. На основании изучения их опыта с учетом экономической ситуации в России представляется целесообразным принять в законодательном порядке ряд эффективных стимулов развития методов увеличения нефтеотдачи и новых технологий (горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта). В основном они сводятся к отмене уплаты таможенных пошлин, платежей на право пользования недрами и акцизного сбора.

Учитывая заинтересованность республик, краев, областей и автономных округов Российской Федерации в рациональном использовании ресурсов нефти и газа, предполагается создание в регионах специализированных организаций для применения в промышленных масштабах новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий.

Очевидно, целесообразно в дальнейшем рассмотреть вопрос о разработке дифференцированной системы налогообложения в зависимости от кондиций месторождений (акцизные сборы, плата за недра, налог на прибыль и другие), обеспечивающей равную по уровню рентабельности добычу нефти за счет описанных методов и технологий.

Эти меры позволили бы осуществлять финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств, развивать материально-техническую базу научно-исследовательских организаций, занимающихся разработкой указанных в работе методов, значительно наращивать добычу нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Акульшин А.И, Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В. - Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, - М.: Недра, 1989г.

Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами М. Недра 1979г.

Гиматудинов Ш.К.- Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974.

Каплин Л.С. Ранетдинов У.З. - Введение в технологию и технику нефтедобычи, - Уфа ПКФ Конкорд- Инвест, 1995г.

Мухаметзянов А.К. Чернышов И.Н. Линерт А.И. - Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра 1993г.

Муравьев В.М. - Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М. Недра, 1978.

Юрчук А.М., Истомин А.З. - Расчеты в добыче нефти, М.: Недра, 1979.

Документация Технологического отдела по добыче нефти и газа, НГДУ "ЛН"

Экологическая безопасность при добыче нефти на юго-востоке РТ. Комплексная программа на 1996-2000гг.

10. Руководство по эксплуатации скважин

11. Волков О.И. Экономика предприятия: Учебник. М.: ИНФРА - М, 2010.

12. Выварец А.Д. Экономика предприятия: Учебник. М.: ЮНИТИ - ДАНА, 2009.

13. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник. - М.: ЦентрЛитНефтегаз, 2008.

14. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник. - М.: Издательство «НЕФТЬ И ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009.

15. Ильин А.И. Экономика предприятия: Учебное пособие. М.: «ООО Новое знание», 2010.

16. Раицкий К.А. Экономика организации: Учебник. М.: Дашков и К, 2010.

17. Сергеев И.В., Веретенникова И.И. Экономика организации (предприятия): Учебник. - М.:ТК Велби, Издательство Проспект, 2011.

18. Пелих А.С. Экономика отрасли: Учебник. Ростов-на-Дону. «Феникс», 2010.

19. Чечевицына Л.Н., Микроэкономика. Учебное пособие. Ростов на Дону. Феникс, 2010.

Размещено на Allbest.ru