Организация работ и пути сокращения затрат времени и средств на ликвидацию осложнений при бурении скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра экономики и управления на предприятии нефтяной и газовой промышленности

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Тема: Организация работ и пути сокращения затрат времени и средств на ликвидацию осложнений при бурении скважин

Выполнил студент

Макаров Е.О.

УФА 2016

Введение

В процессе бурения и испытания нефтяных и газовых скважин вследствие явлений горно-геологического характера возникают нарушения технологического процесса, называемые осложнениями. Это поглощения буровых и тампонажных растворов, нефтегазоводопроявления, выбросы пластовых флюидов с буровым раствором, прихваты бурильных и обсадных колонн, осыпи и обвалы горных пород. В проектах на строительство буровых скважин предусматриваются возможности и условия появления осложнений, разрабатываются мероприятия по их предотвращению и ликвидации. Но эти расчеты не всегда основаны на точной информации о горно-геологических условиях бурения. Проходка разведочных скважин нередко проектируется по информационным данным о горных породах и пластовых флюидах, полученным по соседним площадям. Именно этим объясняется возникновение ситуаций, когда основные технологические параметры становятся несовместимыми с условиями бурения.

Определенная часть осложнений переходит в аварии. Аварией считается нарушение непрерывности технологического процесса строительства скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных проектом.

Основной причиной возникновения аварий является нарушение параметров технологии бурения буровой бригадой, несоблюдение инструкций и требований проектных документов.

В данной курсовой работе рассмотрена производственно-хозяйственная деятельность ОАО «Сургутнефтегаз». Анализ производственно-хозяйственной деятельности является одной из сторон управления производством, т.к. материалы анализа служат основанием для планирования, прогнозирования, стратегией деятельности предприятия, а также представляет собой процесс изучение работы предприятия, как в целом, так и отдельных его структурных подразделений. Конечной целью анализа является выявление причин отклонения производственной деятельности с целью дальнейшей оценки.

Предметом курсовой работы является организационно-экономические отношения, возникающие при осложнениях в процессе бурения скважин.

Целью курсовой работы является изучение аварий, методов их предупреждения и ликвидации.

1. Краткая характеристика геологических и технических факторов - влияющих на технико-экономические показатели бурения

В соответствии с инструкцией по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ все аварии подразделяются на следующие виды:

- аварии с элементами бурильной колонны;

- прихваты бурильных и обсадных колони;

- аварии с долотами;

- аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки;

- аварии из-за неудачного цементирования;

- аварии с забойными двигателями;

- падение в скважину посторонних предметов:

- прочие аварии.

Виды аварий

Аварии с элементами бурильной колонны. Это разрушение труб вследствие воздействия переменных нагрузок и оставление в скважине части бурильной колонны, в том числе:

- сломы и срывы по резьбе,

- поломки по сварному шву,

- сломы по телу трубы,

- падения части бурильной колонны из-за развинчивания по резьбе, или из-за поломок спускоподъемного оборудования.

Прихваты бурильных и обсадных колонн. Непредвиденную потерю подвижности колонны труб при приложении к ней максимально допустимых нагрузок называют прихватом. Причины прихватов следующие:

- прилипание труб к стенке скважины под действием перепада давления,

- заклинивание в местах сужений ствола при спускоподъемных операциях (СПО) и в желобах,

- осыпание и обвалы горных пород, оседание шлама при нарушениях режима промывки, заклинивание колонны посторонними предметами.

- образование сальника на бурильной колонне.

Аварии с долотами. Это оставление в скважине долот, бурильных головок или их элементов и частей.

Аварии с обсадными колоннами включают следующие разновидности:

- разъединение по резьбовым соединениям,

- смятие или разрыв по телу трубы,

- обрыв по сварному шву,

- падение колонны или ее части.

- повреждение обсадной колонны при разбуривании цементного стакана, стоп - кольца, обратного клапана, разделительных пробок.

Аварии из-за неудачного цементирования подразделяются следующим образом.

- прихват бурильной колонны, на которой спускалась секция обсадной колонны или хвостовик, затвердевшим цементным раствором.

- оголение башмака обсадной колонны или недоподъем цементного раствора, если требуются дополнительные работы по устранению нарушений.

Аварии с забойными двигателями. Это оставление на забое гидравлических двигателей, электробуров или их узлов.

Падение в скважину посторонних предметов, например, ключей, кувалд и других ручных инструментов, вкладышей ротора, роторных клиньев, сухарей челюстодержателей автоматического бурового ключа.

Прочие аварии включают:

- аварии при проведении геофизических исследований скважин, например, прихваты и оставление в скважине каротажного кабеля, приборов, грузов, шаблонов, торпед и других устройств,

- аварии 1 и 2 категорий. К 1 категории относят открытые нефтяные и газовые фонтаны, а к 2 - падение или поломки буровых вышек, морских крупноблочных оснований во время строительства скважин или передвижении буровых установок, падения механизмов талевой системы, взрывы и пожары на буровых установках и других объектах, обслуживающих строительство скважин.

Предприятие «Сургутнефтегаз» действует в соответствии с законом Российской Федерации «О предприятии и предпринимательской деятельности» и Уставом предприятия, имеет самостоятельный баланс, уставной фонд, является юридическим лицом, филиалом ДОО "Бургаз", подчиняется РАО «Газпром».

На конец отчетного года в БП «Сургутнефтегаз» входят структурные единицы без прав юридического лица:

- НУНГРЭ;

- УРБ;

- Тампонажное управление;

- Управление «Сервисбургаз»;

- Управление производственно-технологического обеспечения;

- СМУ;

- Ямальское управление теплоэнергоснабжения;

- ЖЭУ;

- Управление социально-бытового обеспечения;

- подсобное хозяйство.

Таблица 1. Классификация осложнений в скважинах, способы их предупреждения и ликвидации

Вид нарушения целостности стенок скважины	Условия возникновения	Последствия	Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений
Раскрытие естественных и образование новых трещин	Бурение пород с естественной трещиноватостью, а также пород любой разновидности при критических значениях гидродинамического давления в скважине	Поглощение, потеря циркуляции жидкости, нарушение устойчивости стенок скважин; осыпи и обвалы при сопутствующих условиях	Тампонирование и цементирование ствола скважины с задавливанием цемента или тампонажной смеси
Образование каверн	Бурение рыхлых слабосвязанных пород, подверженных эрозионному размыву и поверхностному осыпанию ввиду незначительных сил сцепления между частицами и физико-химических процессов, происходящих в условиях контакта ствола с промывочной жидкостью	Снижение скорости продвижения промывочной жидкости, образование застойных зон и скопление шлама в зоне каверн, потеря ствола; некачественность цементирования обсадных колонн и большой расход цемента	Выбор рациональной технологии бурения и крепления стенок скважины; своевременная корректировка технологии по результатам кавернометрии
Образование желобов	Бурение пород любой разновидности в условиях наклонных скважин, искривления ствола и длительного воздействия бурильных труб на стенки скважины при бурении или спуско-подъемных операциях, приводящего к увеличению диаметра ствола в одном определенном продольном направлении	Прихваты вследствие заклинивания бурового снаряда, неполная посадка обсадных колонн	Предупреждение образования резких перегибов ствола скважины; введение в промывочную жидкость смазывающих добавок; смазка бурового снаряда для уменьшения его трения о породу; применение центраторов
Набухание пород	Бурение пород, содержащих монтмориллонит и ему подобные минералы, вступающие в физико-химическое взаимодействие с промывочной жидкостью на водной основе	Уменьшение диаметра ствола; заклинивание инструмента; невозможность спуска обсадных колонн	Применение промывочных жидкостей, инертных по отношению к горным породам, с пониженной водоотдачей и рациональной плотностью; расхаживание снаряда при интенсивной промывке
Сужение ствола (коркообразование на стенках скважины)	Бурение высокопроницаемых пород, способствующих интенсивной и глубокой фильтрации жидкой фазы раствора, приводящей к нарастанию глинистой корки большой толщины	Уменьшение диаметра ствола, затяжки и посадки бурового снаряда, заклинивание его и обсадных колонн; прихват бурильных труб	Рациональный подбор промывочной жидкости по виду и параметрам; обеспечение большой скорости восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве; бурение без длительных остановок
Осыпание пород	Бурение слабосвязанных и агрегатированных пород, разрушающихся и выпадающих в скважину в условиях их физико-химического взаимодействия; колебания противодавления и перепада температуры; газопроявления; поглощения; воздействие режущих и изогнутых частей бурового снаряда	Прихваты бурильных труб, обсадных колонн и спускаемых в скважину приборов и устройств; невозможность постановки бурового снаряда на забой; коронка достигает забоя частично изношенной; рост каверн; увеличение непроизводительных затрат и снижение скорости бурения	Своевременное проведение кавернометрии и крепления ствола скважины
Обваливание пород	Бурение перемятых, в сильной степени трещиноватых пород, в особенности с крутым углом залегания в условиях, способствующих осыпанию	Пробкообразование и потеря циркуляции промывочной жидкости (прихваты носят тяжелый характер); образование опасных сводов и зависаний породы; потеря и отклонение ствола	Предупреждение катастрофических уходов промывочной жидкости (т. е. резкого снижения противодавления на стенки скважины); свое- временное крепление ствола скважины
Обрушение пород	Бурение пород любой разновидности, за исключением очень твердых и монолитных, в условиях образования глубоких каверн и опасных сводов с крутыми углами залегания пород (до 75- 90°), при непрекращающихся осыпях, обвалах, газопроявлениях, миграциях пластовых вод, при катастрофических поглощениях промывочной жидкости под действием тектонических сил, при аномально высоких давлениях флюида, при горных ударах	То же

Кроме того, в состав предприятия «Сургутнефтегаз» входят следующие службы, цеха, участки:

- ЦИТС;

- УБР-1,2,3;

- автоматизированная служба управления;

- служба «Здоровье»;

- участок вахтово-транспортных перевозок;

- участок организации обслуживания и ремонта связи;

- сервисный центр горизонтального бурения;

- НТЦ;

- цех пароводоснабжения.

В настоящее время весь парк буровых установок в ОАО «Сургутнефтегаз» оснащен установками отечественного производства. Основными производителями являются -- ООО «ВЗБТ», г. Волгоград и ЗАО «Уралмаш -- буровое оборудование», г. Екатеринбург. Конструктивно установки выполнены по техническим требованиям ОАО «Сургутнефтегаз» и соответствуют требованиям к бурению в Западной Сибири и в экстремальных климатических условиях Якутии. Все установки -- грузоподъемностью от 175 до 225 тонн.

Посредством закупок, а также на оборудовании, созданном совместно с ООО «ВЗБТ», созданы буровые установки БУ 2900/175 ДЭП-1,2,5,7,8,11,12 -- для разведочного бурения в Западной Сибири; БУ 2900/200 ЭПК-БМ и БУ 3900/225 ЭПК-БМ -- для эксплуатационного бурения в Западной Сибири; БУ 2900/175 ДЭП-14 -- для разведочного бурения в Республике Саха (Якутия); БУ 2900/175 ЭПК-БМ и БУ 3900/225 ЭПК-БМ -- для эксплуатационного бурения в Республике Саха (Якутия).За счет финансирования, посредством закупок и оборудования, создаваемого совместно с ЗАО «Уралмаш -- буровое оборудование», созданы буровые установки БУ 3900/220(225) ЭК-БМ -- для эксплуатационного бурения в Западной Сибири.

ОАО «Сургутнефтегаз» производится большой объем закупок отечественных винтовых забойных двигателей всех типоразмеров для бурения как наклонно-направленных, так и горизонтальных скважин. По своему межремонтному периоду (ресурсу) и технико-технологическим показателям они находятся на уровне импортных аналогов. По всем типам двигателей отечественными производителями («Радиус Сервис», «ВНИИБТ-Буровой инструмент») осуществляется сервисное обслуживание по ремонту и сопровождению.

Совместно с фирмой ООО «Радиус Сервис» созданы специальные забойные двигатели для горизонтального бурения ДРУ2-172РС, ДРУ3-127РС, ДРУ1-195РС; совместно с ООО НПП «Буринтех» разработаны керноотборные снаряды для отбора изолированного керна СКИ-178 и СКИ-127

В 2006 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» проведены совместная разработка и успешные испытания опытного образца отечественного верхнего силового привода ПВЭГ-225 производства ЗАО «ПромТехИнвест». Оборудование смонтировано и эксплуатируется на буровой установке БУ 3900/225 ЭК БМ производства ЗАО «Уралмаш -- Буровое оборудование». В настоящее время принято решение о вводе в эксплуатацию в Западной Сибири 9 комплектов указанного оборудования.

В 2007 -- 2008 гг. на Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) планируется оснащение новых буровых установок БУ 2900/175 ЭПК БМ верхними силовыми приводами ПВГ-1600 производства ЗАО «ПромТехИнвест».

Проводится регулярная работа по созданию и доработке образцов нового оборудования совместно с российскими предприятиями в формате совещаний, презентаций, рабочих встреч, в том числе с выездом специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» на отечественные заводы-изготовители.

Все технические средства, применяемые в компоновке обсадных колонн при креплении наклонно-направленных и горизонтальных скважин (пакеры, муфты ступенчатого цементирования, комплексы по спуску и расстыковке хвостовиков, технологическая оснастка) отечественного производства. По своим технико-технологическим показателям оборудование находится на уровне импортного.

После проведения промысловых испытаний на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» успешно применяется новая муфта ступенчатого цементирования МЦП 2-168С2 с внутренним проходным диаметром, равным 150 мм (производитель ОАО «Тяжпрессмаш», г. Рязань), разработанная специалистами ОАО НПО «Буровая техника», г. Москва по заданию ОАО «Сургутнефтегаз». Увеличение внутреннего диаметра этих муфт позволяет, наряду с возможностью проведения двухступенчатого цементирования эксплуатационных колонн в скважинах, пробуренных в сложных горно-геологических условиях, вести дальнейшее бурение под хвостовик, крепление хвостовика диаметром 114 мм с применением стандартного оборудования, проводить в дальнейшем на этапе освоения и эксплуатации скважин, операции по гидроразрыву пластов, применяя при этом стандартное оборудование.

2. Основные технико-экономические показатели, характеризующие деятельность УБР за последние года, их анализ

Таблица 2

Показатели	2014 год, факт	2015 год, факт	Отклонение
				от 2014, %
1. Сдано скважин	187	163	-24	87,1
2. Капитальные вложения с НДС, млн. руб.	2412118	2545658	+133540	105,5
в том числе: - эксплуатация	1762635	1749152	-13483	99,2
- разведка	386211	700203	+313992	181,3
- прочее	171096	96303	-74793	56,2
3. Проходка	273491	201628	-71863	73,7
в том числе: - эксплуатация	233861	154707
- разведка	36144	45776
- восстановительные	421	915
- параметрическое	3065	140
4. Коммерческая скорость, м/с. мес.	1709	1256	-453	73,4
в том числе: - эксплуатация	1893	1784
- разведка	997	738
- восстановление	0	173
5. Среднесписочная численность, чел.	9756	10055	+299	103
6. Производительность труда, м/чел.	28,03	20,05	-7,98	11,5
7. Механическая скорость, м/час.	13,8	9,71	-4,09	10,3
8. Проходка на 1 долото, м	165,3	131,8	-33,5	19,1
9. Продолжительность бурения 1 скважины, сут/скв.	28,6	33,2	+4,6	116
10. Себестоимость проходки 1 метра, млн. руб.	8,819	12,625	+3,806	143
11. Коэффициент занятости	0,25	0,138
12. ФОТ, млн. руб.	572232	588348	+16116	102,8
13. Среднемесячная оплата, млн. руб.	4,888	4,876	-0,012	99,7
14. Цикл строительства скважин, сут/скв.	114,4	239,3	+124,9
15. Проходка на 1 бур.бригаду, м	14572	12268	-2304	84,1
16. Станко-месяцев в бурении, ст. мес.	160	160,5	+0,5	100,3

3. Анализ технико-экономических показателей по факторам

Н_общ=201628-273491=-71863 м.

Изменение проходки за счет изменения коммерческой скорости бурения:

Н_V=VТ₁₅=-453160,5=-72717,5 м.

Изменение проходки за счет времени бурения:

Н_Т=ТV₁₄=0,51709=854,5 м

а) определим число БУ в хозяйстве:

- на 2014 г.: БУ ¹⁴_ХОЗ = БУ¹⁴_БУР К_ОБ=; БУ ¹⁴_ХОЗ =.

- на 2015 г.: БУ ¹⁵_ХОЗ =БУ¹⁵_БУР К_ОБ=; БУ ¹⁵_ХОЗ=.

Изменение проходки за счет изменения количества БУ в хозяйстве:

Н_БУ=К¹⁵_ЗАНБУ_ХОЗ12,17V¹⁴_КОМ

Н_БУ=

Изменения проходки за счет изменения коэффициента занятости:

Н_{К ЗАН}=К_ЗАНБУ ¹⁴_ХОЗ12,17V¹⁴_КОМ

Н_Т=Н_БУ+Н_{К ЗАН} =122635,7(-121720,9)=914,8 м

Н=Н_V+Н_Т=-72717,5+854,5=-71863 м

Н_{К ЗАН}=

б) Выясним, каким образом произошло изменение за счет факторов, формирующих время бурения:

определим количество БУ, находящихся в бурении:

- за 2015 год: БУ₁₅=

- за 2014 год: БУ₁₄=

Определим время нахождения 1 БУ в бурении:

- за 2015 год: t₁₅=

- за 2014 год: t₁₄=

Изменение проходки за счет времени бурения:

Н_Т=Н_БУ+Н_Т¹:

Н_БУ=(БУ₁₅-БУ₁₄) V₁₅t₁₄;

Н_Т¹=(t₁₅-t₁₄)V₁₅БУ₁₅;

Н_ОБЩ=Н_У+Н_БУ+Н_Т¹

Н_БУ=(96,4-53,3)12563,002=162846,3 м

Н_Т¹=(1,655-3,002)125696,4=-161991,8 м

Н_ОБЩ=-72717,5+162846,3-161991,8=-71863 м

Проанализируем пункт а):

- в результате увеличения БУ в хозяйстве за 2014-2015 гг. на 42,5 станков (в 1,81 раза) проходка увеличилась на 122635,7 м.;

- уменьшение коэффициента занятости с 0,25 до 0,138 (в 1,81 раза) привело к уменьшению проходки на 10001,72 м.;

- в результате воздействия обоих факторов проходка увеличилась на 112633,68 м.

Проанализируем пункт б):

- также на время бурения с другой стороны повлияли и такие факторы:

1) увеличение буровых установок в бурении в 1,81 раза привело к увеличению проходки на 162509, 1 м.;

2) но уменьшилось время нахождения одной БУ в бурении в 1,8 раза, что привело к потере проходки на 161881,8 м.

С учетом этих факторов общая проходка, зависящая от времени бурения увеличилась на 854,5 метра.

Проходка, зависящая от скорости бурения, изменяется из-за увеличения или уменьшения коммерческой скорости. За 2014-2015 гг. V_КОМ уменьшилась, за счет чего уменьшилась и проходка на 72706,5 м.

Из анализа проходки видно, что в результате воздействия всех факторов, проходка за 2014-2015 гг. уменьшилась на 71863,2 метра.

3.1 Анализ производительности труда

Изменение производительности труда:

П^Т₌

П^Т=

По факторам:

а) П^Т_V- по изменению коммерческой скорости:

П^Т_V=

б) П^Т_Т - по изменению времени;

П^Т_Т=

в) П^Т_Ч - по изменению численности:

П^Т_Ч=

П^Т=П^Т_V+П^Т_T+П^Т_Ч

П=-7,43+0,06-0,6=-7,97 м/чел.

За период 2014-2015 гг. произошло уменьшение производительности труда на 7,98 м/чел. Проанализируем, в результате каких факторов произошел такой спад.

В результате изменения коммерческой скорости на 453 м/ст.мес. производительность труда уменьшилась на 7,43 м/чел.

Увеличение времени нахождения буровых станков в бурении на 0,5 ст.мес. привело к увеличению производительности труда на 0,06 м/чел.

Из-за увеличения численности на предприятии на 299 чел. произошел спад производительности труда на 0,6 м/чел.

3.2 Анализ ФОТ

Изменение ФОТ:

ФОТ=ЗП¹³_СРЧ₁₃-ЗП¹³_срЧ₁₂=4,87610055-4,8889756=1340,8 млн. руб.

По факторам:

а) по изменению заработной платы:

ФОТ_ЗП=ЗПЧ₁₂= -0,0129756= -111,072 млн. руб.

б) по изменению численности работников:

ФОТ_Ч== Ч ЗП₁₃=2994,876=1457,9 млн. руб.

ФОТ=ФОТ_ЗП+ФОТ_Ч

ФОТ= -117,072+1457,9=1340,8 млн. руб.

В результате уменьшения среднемесячной заработной платы в период 2014-2015 гг. на 0,012 млн. руб., фонд оплаты труда уменьшился на 117,072 млн. руб.

Увеличение же численности работников на 299 человек привело к увеличению фонда оплаты труда на 1457,9 млн. руб.

В целом по предприятию ФОТ увеличился на 1340,8 млн. руб.

3.3 Анализ изменения численности

Ч_абс=Ч₁₅ -Ч₁₄=10055-9756=299 чел.;

Ч_ОТН=Ч₁₅ - Ч₁₄К_ТР,

К_ТР=

Ч_ОТН=10055-97560,737=2864,8 чел.

Численность работников увеличилась на 299 человек.

Рассчитаем относительное изменение численности следующим образом:

Ч_ОТН=Ч₁₅-Ч₁₄

Ч_ОТН=10055-9756

Как видно, невыполнение объемов бурения по сравнению с базовым 2014 годом требует увеличения числа рабочих, что указывает на низкую производительность труда.

3.4 Анализ использования ФЗП

Определим абсолютное изменение ФЗП:

ФЗП_АБС=ФЗП₁₅-ФЗП₁₄

ФЗП_АБС=588348-572232=16116 млн. руб.

Определим относительное изменение ФЗП:

ФЗП_ОТН=ФЗП₉₇-ФЗП₉₆(1-

где n =100- это перевыполнение производственной программы.

n=

ФЗП_ОТН=588348-572232(1-,

т.е. разница между ФЗП₉₇ и ФЗП₉₆, пересчитанный на выполненный объем работ в 2014 г. составила 74100,4 млн. руб.

3.5 Анализ продолжительности строительства скважин

Определим изменение времени механического бурения:

t_МЕХ=Н

t_МЕХ=201628

Определим изменение времени в зависимости от проходки на долото:

t_n=(

где t¹⁵_СПО - время, затрачиваемое на 1 СПО в 2015 г.

t_п=(,9,3513=2899,21 ч.

Общее отклонение: t=t_МЕХ+t_п,

t=2899,21+6154,26=9053,5 ч.

Находим изменение в проходке:

Н=

За счет уменьшения V_МЕХ на 30% время механического бурения увеличилось на 6154,26 часов.

С уменьшением проходки на долото на 20% время механического бурения увеличилось на 2899,21 часа.

В итоге время механического бурения увеличилось на 9053,5, в результате чего проходка увеличилась на 15793,3 м., а

БУ=

3.6 Анализ себестоимости строительства скважин

Изменение себестоимости: С_С=С_С¹³-С¹²_С

С_С=12,625-8,819=3,806 млн. руб.

Вычислим % выполнения плана:

n_c=.

За период 2014-2015 гг. себестоимость общая увеличилась на 43,2%.

4. Баланс времени бурения и строительства скважин

4.1 Баланс времени бурения, его анализ

Таблица 3. Баланс времени бурения

Показатели, час на 1000 м/%	Годы	Отклонение
	2014	2015		97/98, %
	Ч/1000 м	%	Ч/1000 м	%
1	2	3	4	5	6	7
1. Календарное время (всего), Т	421,5	100	573,1	100	+151,7	26,5
2. Работа по проходке:	124,5	29,5	199,6	34,8	+75,1	37,6
- долбление	72,5	17,2	103	18	+30,5	29,6
- СПО	51,4	12,2	95,2	16,6	+43,8	46
- наращивание	9,6	1,8	12,5	2,2	+2,9	30,2
3. Крепление	154,2	36,6	157,7	27,5	+3,5	2,2
4. Вспомогательные работы	73,9	17,5	134,2	23,5	+60,3	44,9
5. Ремонт	10,6	2,5	13,1	2,3	2,5	19,1
6. Осложнения	20	4,8	5,9	1	-14,1	-239
Итого производительное время, ТПР	383,2	90,9	510,5	89,2	127,3	24,9
7. Аварии	13,7	3,3	16,3	2,8	2,6	15,9
8. Брак	2	0,5	3,6	0,6	1,6	44,4
9. Простои	2,5	5,3	42,7	7,4	20,2	47,3
Итого непроизводительного времени, ТНЕПР	38,2	9,1	62,6	10,8	24,4	38,9

Рассчитывая затраты времени по 1000м проходки, можно сказать, что в 2015 г. общие затраты календарного времени бурения увеличилось на 26,5%. Время на долбление увеличилось на 30,5%, на СПО увеличилось на 46%, а на наращивание возросло на 30,2%. Итого работа по проходке в 2015 году увеличилась на 30,5 ч/1000м по сравнению с 2014 годом.

По другим элементам затрат по производительному времени (Т_ПР) в 2015 г. увеличены затраты времени и в общем составили Т_ПР¹³=510,5 ч/1000м.

По непроизводительному времени (Т_НЕПР) в 2015 г. по сравнению с 2014 г. произошло увеличение затрат времени на 38,9% и составило Т_НЕПР¹³=62,6 ч/1000м.

Изменение календарного времени:

Т= Т_ПР+ Т_НЕПР;

Т=Т¹³-Т¹²;

Т=573,1-421,4=151,7 ч/1000м;

Т=127,3+24,4=151,7 ч/1000м;

т.е. из таблицы 5.1 видно, что в 2015 г. произошел рост затрат времени на 1000м проходки на 151,7 часов.

Коммерческая скорость бурения определяет величину проходки, приходящуюся на станко-месяц. Этот показатель отражает достигнутый уровень техники, технологии и организации производства буровых работ

Таблица 4

Показатели	Годы	% перевыполнения
	2014	2015
1. Количество сданных скважин	187	163	-12,9
2. Проходка, м	273491	201628	-26,3
3. Станко-месяцы бурения, ст.мес.	160	160,5	0,3
4. Коммерческая скорость, м/ст.мес.	1709	1256	-76,6
5. Механическая скорость, м/час.	13,8	9,71	-29,7
6. Производительность труда,/чел.	28,03	20,05	-28,5
7. Проходка на долото	165,3	131,8	-20,3
8. Продолжительность бурения 1 скважины, сут.	28,6	33,2	+16
9. Себестоимость проходки 1 метра, млн. руб.	8,819	12,625	+43
10. Цикл строительства скважин, сут.	114,4	239,3	+52,2
11. Проходка на 1 бур.бригаду, м	14572	12268	-18,8

По уровню коммерческой скорости бурения финансируются буровые работы, планируются кап. вложения, трудовые, материальные ресурсы на строительство скважин. По сравнению с 2014г. в 2015 г. коммерческая скорость уменьшилась на -26,6%.

Механическая скорость бурения характеризует скорость разрушения горных пород в течение работы долота на забое. Механическая скорость проходки зависит от многих факторов: от физико-механических свойств буримых пород, способа бурения, типоразмера и конструкции долот, параметров режима бурения. В результате изменения этих факторов механическая скорость проходки в 2015 г. уменьшилась на 29,7% по сравнению с 2014 годом.

С увеличением БУ в хозяйстве на 43 станков с 2014 г. по 2015 г, а также с уменьшением коммерческой скорости на 29,7%, произошел спад проходки в 1997 г. на 26,3% по сравнению с 2014 г. В связи с этим уменьшилась сдача скважин НГДУ в 1997 на 12,9% (табл. 6.1).

Снижение проходки на долото можно объяснить тем, что в 2015 году началось освоение новых месторождение, поэтому происходил подбор оптимальных типов долот по каждому интервалу. Также увеличилось время на вспомогательные работы, на ремонт и на осложнения. Таким образом, производительное время увеличилось на 127,3 ч/1000 м (таблица).

Аварии, возникающие в процессе бурения скважин, оказывают отрицательное влияние на темп буровых работ. В таблице 5 приведены виды аварий и их число за 2015 и за 2014 г.г.

Таблица 5

Вид аварий	2014	2015
1. Прихват бурового инструмента	1	1
2. Газопроявление	-	1
3 Прихват обсадной колонны	1	2
4. Сужение и обвалы в ММП	-	1
5. С элементами бурильной колонны	3	5
6. Поглощение бурового раствора	1	2
7. С элементами обсадной колонны	2	-
8. Прихват геофизического кабеля	1	1
9. Отворот долота при СПО	-	1
10. ИТОГО	9	14

Итак, из таблицы 5 видно, что количество аварий увеличилось на 35,7%. Из таблицы 5.1 время на аварии возросло в 2015 г. на 2,6 ч/1000 м, т.е. на 15.9% по сравнению с 2014 г.

5. Анализ влияния затрат времени и средств на ликвидацию осложнений, на технико-экономические показатели бурения

Анализ затрат календарного времени на ликвидацию осложнений показывает, что оптимальным все же остается способ изоляции зон поглощения с помощью тампонажных смесей. Однако в целях дальнейшего сокращения затрат времени на борьбу с высокоинтенсивными поглощениями бурового раствора необходимо повышение качества изоляционных работ. Многообразие геолого-технических условий проводки скважин в нефтегазодобывающих районах России и постоянные поиски более эффективных способов изоляции поглощающих пластов привели к разработке значительного числа тампонажных составов, которые могут включать в себя несколько компонентов. В состав различных композиций нередко наряду с отличающимися по своей природе входят и одинаковые вещества. В наименовании используемых смесей нет определенной системы. Одни из них названы, исходя из характерного свойства (например, быстросхватывающиеся смеси, вязкоупругие составы и т.д.), другие - по наименованию компонентов (например, цементобентонитовая смесь, метасоцементная смесь и т.д.). Анализ компонентного состава смесей, применяющихся для изоляции зон поглощений, и результатов их промыслового внедрения в различных нефтяных регионах России позволил нам разделить их на два больших класса: высокоподвижные (низковязкие) и малоподвижные (высоковязкие) тампонажные смеси.

В качестве дисперсионной среды высокоподвижных тампонажных смесей может быть использована вода или раствор полимера (смола). Известные малоподвижные тампонажные смеси готовятся как на водной, так и на углеводородной основе. Внутри каждого класса тампонажные композиции делятся на три группы, исходя из базового вещества: - композиции на основе вяжущих материалов; - композиции на основе глин; - композиции на основе полимеров (смол). В ряде композиций могут содержаться вещества, являющиеся базовыми в различных группах (например, цементобентонитовая смесь). Это не нарушает предлагаемой схемы распределения составов. В такой смеси определяющим должен являться тот компонент, который содержится в наибольшем количестве. Он признается базовым для включения в ту или иную из указанных групп. Каждая группа делится на две подгруппы: твердеющие и нетвердеющие тампонажные смеси. Для быстросхватывающихся смесей (БСС), гипсовых (ГР), гипсоглиноземистоцементных (ГГЗЦР) и гипсоцементных (ГЦР) растворов характерна высокая скорость структурообразования даже при значительном содержании воды, поэтому они в меньшей степени, чем смеси на основе портландцемента, поддаются размыванию пластовыми водами, но требуют тщательного соблюдения технологии их применения во избежание возникновения осложнений при продавливании. В общем объеме изоляционных работ, выполняемых в среднетрещиноватых породах, примерно в 15% случаев применяют цементобентонитовые смеси (ЦБС). Наличие в растворе глинистых частиц способствует быстрому структурообразованию.

Непроизводительное время увеличилось на 38,9%.

Анализ распределения аварий по видам показывает, что наиболее часто возникают прихваты бурильных и обсадных колони (35 - 45% общего числа аварий). По нашей оценке, главной причиной роста этого вида аварий является недостаточная профессиональная подготовленность значительной части буровых мастеров, технологов и бурильщиков. Следует напомнить, что за период с 2011 г. до 2015 г. объемы бурения эксплуатационных скважин увеличились в 5 раз, главным образом за счет организации новых буровых бригад и привлечения на работу в Тюменскую область буровых бригад из других регионов страны, не имеющих опыта работы на месторождениях Западной Сибири. Много допускается аварий с обсадными колоннами (30,5 - 26,3%), с элементами бурильных колонн (14,9 - 9%) и прочих аварий (10,3 - 7,6%).

6. Организация работ по ликвидации осложнений

Возникновение аварии в буровой скважине является чрезвычайным событием, поэтому при обнаружении первых признаков опасной ситуации бурильщик обязан немедленно принять меры по предотвращению аварии и приступить к первоочередным работам по ее ликвидации, если предотвратить аварию не удалось. Бурильщик должен известить об аварийной ситуации бурового мастера или руководителей МТС, УБР, НГРЭ, не прекращая выполнение срочных работ и не оставляя своего рабочего места.

Первоочередные работы по ликвидации аварий, выполняемые бурильщиком и буровой вахтой, состоят из простых операций, выполнение которых не может привести к осложнению аварии. Например, при возникновении прихвата бурильной колонны из-за прилипания последней к стенке скважины под действием перепада давления или из-за ее заклинки при спуске, а также при прихвате колонны обвалившимися породами, бурильщик обязан выполнять расхаживание колонны с нагрузками, не превышающими 80%от предела текучести материала труб, и отбивку инструмента ротором. Число оборотов колонны также регламентируется. При обрыве бурильной колонны необходимо немедленно приступить к ловильным работам, не допуская возникновения прихвата аварийной части колонны, что может значительно осложнить ликвидацию обрыва.

В случае если проведение первоочередных работ не дало эффекта, ликвидация аварии проводится по плану, утвержденному главным инженером организации. В плане работ по ликвидации аварии указываются и определяются следующие основные разделы:

- последовательность конкретных мер с указанием сроков исполнения и ответственных исполнителей по каждому подразделу мероприятий;

- назначается ответственный за выполнение плана работы. Обычно это начальник РИТС или старший мастер по сложным буровым работам или буровой мастер или ведущий специалист предприятия;

- определяется необходимая помощь для безусловного выполнения плана со стороны отделов и цехов организации.

Общее руководство и ответственность за выполнение мер по ликвидации аварии остаются за главным инженером. Все распоряжения по плану аварийных работ, включая необходимые изменения и дополнения, согласуются с главным инженером и передаются ответственному за выполнение плана в письменном виде. В случае нахождения буровой в отдаленном районе и при необходимости срочного выполнения работ приказом по объединению разрешается передача распоряжений по аварии по рации или телефону с обязательной регистрацией радиограмм или телефонограмм в соответствующем журнале. Инструкция требует обязательного последующего письменного утверждения распоряжения.

Ход ликвидации аварии, включая перечень выполненных работ в последовательности, ловильный инструмент и параметры режима работы им, фиксируются буровым мастером в буровом журнале и суточном рапорте.

В случае, если авария не ликвидирована в течение 10 суток, план ее ликвидации утверждается главным инженером объединения.

Для борьбы с поглощениями при бурении интервалов под направление, кондуктор и техническую колонну в компании применяются кольматационные добавки в буровой раствор (резиновая крошка, опилки, целлофановая стружка, слюда и «квик силл» разных фракций). Бурение ведется роторными КНБК с ограничением механической скорости бурения и расхода промывочной жидкости. Также для ликвидации поглощений приходится ограничивать скорость СПО и производить установку цементных мостов.

Однако данные меры требуют дополнительных затрат времени и материалов, в связи с чем было принято решение об увеличении глубины спуска направления до 70 м. Это позволило, во-первых, снизить вероятность возникновения грифонов при бурении из-под направления. Во-вторых, добиться свободного хождения КНБК при бурении интервала под кондуктор в условиях полного поглощения за счет перекрытия четвертичных отложений. И, в-третьих, осуществлять бурение скважин под кондуктор на технической воде без выхода циркуляции.

Для повышения устойчивости девонских отложений при бурении наклонно-направленных скважин под эксплуатационную колонну в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется хлоркалиевая система бурового раствора высокой минерализации с содержанием KCl до 200 кг/м³. Кроме этого, используются различные виды ингибиторов, такие как полигликоль и силикат калия. Все это увеличивает плотность бурового раствора для обеспечения устойчивости горных пород и минимизирует его фильтрацию.

Применение данной системы бурового раствора позволяет бурить на Кыртаельском месторождении наклонно-направленные скважины с зенитными углами до 30° без осложнений. Также в отличие от пресных растворов и растворов малой минерализации система обеспечивает устойчивость мергелейфаменского яруса. Именно поэтому она применяется в том числе при строительстве горизонтальных скважин.

Несмотря на описанные выше меры, при бурении горизонтальных скважин № 341, 253 и 222 с использованием хлор калиевого раствора возникли определенные проблемы. В частности, стали осыпаться стенки скважин в интервале залегания кыновско-саргаевского горизонта. Кроме этого, увеличились количество и продолжительность проработок и промывок скважин для вымыва шлама обвального характера. Начали про-и сходить прихваты бурильного инструмента в пашийском горизонте, а также поглощение промывочной жидкости при увеличении плотности бурового раствора (более 1,56 г/см³). Выполнение гидравлической программы промывки скважин стало невозможным.

Основными причинами возникновения данных проблем стали: недостаточная ингибирующая способность бурового раствора; необходимость поддержания высокой плотности раствора до 1,56 г/см; высокая изношенность насосного оборудования бурового подрядчика. В результате выполнить строительство горизонтальных скважин по проектной конструкции не удалось.

Для решения данных проблем в компании был разработан комплекс операционно-технологических мероприятий. Так, вскрытие кыновско-саргаевских отложений было решено осуществлять с зенитным углом не более 40°. Была изменена конструкция скважин (спуск эксплуатационных колонн диаметром 178 мм в пашийский горизонт с перекрытием верхнего газоносного пласта). Плотность бурового раствора при бурении пашийского и старооскольского горизонтов под хвостовик (127 мм) была снижена до 1,20 г/см³ (с последующим снижением до 1,12 г/см³).

Также стали внедряться новые технологии буровых растворов, например, буровой раствор на основе минерального масла типа Versaclean и MegaDrill (производство компании «ЭкоАрктика») и буровой раствор на водной основе типа Perfomadrill (Halliburton).

Наконец, было принято решение о внедрении интегрированного комплекса услуг компании Halliburton, включающего наклонно-направленное бурение, геонавигацию, долотный сервис, инженерное сопровождение буровых растворов, цементирование, использование оснастки для обсадных колонн.

Применение растворов Versaclean и MegaDrill при бурении горизонтальных скважин № 427, 110, 311,369 позволило добиться ряда положительных результатов. Существенно сократились сроки строительства горизонтальных скважин по сравнению со скважинами, пробуренными с использованием хлор калиевого бурового раствора (более 50 сут). Была обеспечена устойчивость стенок скважин в процессе бурения, приближение кавернозности стволов к номиналу (что подтверждается результатами ГИС). За счет высоких смазочных свойств раствора существенно улучшились показатели работы пары ВЗД+долото.

При бурении отсутствовали прихваты в продуктивной части стволов скважин достигнуто свободное хождение бурильной колонны при СПО. Появилась возможность бурения горизонтальных участков скважины без применения осциллятора, что было невозможно на первых горизонтальных скважинах. Наконец, благодаря низкой водоотдаче и прочим свойствам раствора на углеводородной основе (РУО), близким к коллоидным свойствам пластового флюида, улучшилось качество вскрытия продуктивных интервалов.

Буровой раствор Perfomadrill использовался при бурении горизонтальных скважин №346, 342 куста №12 Кыртаельского месторождения. В результате недостаточной первоначальной минерализации раствора во время строительства скважины №346 было получено осложнение ствола скважины, связанное с обрушением мергелей фаменских отложений и аргиллитов кыновско-саргаевского горизонта. После увеличения минерализации раствора KCl до 200 кг/м3 была достигнута устойчивость ствола скважины в интервале залегания мергелей фаменского горизонта.

Осложнение ствола скважины ликвидировано установкой цементного моста и перебуриванием части ствола с увеличением концентрации ингибитора Perfomadrillдо 70 л/м³.

Опыт бурения скважины №346 позволил осуществить строительство скважины №342 без значительных осложнений. После вскрытия кыновско-саргаевского горизонта наблюдался выход шлама обвального характера. После проработки ствола скважины и вымыва частично обвального шлама был произведен спуск обсадной колонны (178 мм). Стоит отметить, что использование бурового раствора наводной основе не гарантирует устойчивости стенок скважины в кыновско-саргаевском горизонте и требует поддержания большей плотности бурового раствора при бурении.

7. Планирование мероприятий по профилактике осложнений и сокращению затрат времени и средств на ликвидацию осложнений. Определение экономической эффективности этих мероприятий

Горные породы, вскрываемые в процессе бурения, неустойчивы, легко осыпаются, особенно в верхних интервалах разреза скважины. Укрепление ствола скважины и разобщение продуктивных и водоносных пластов достигается посредством спуска в скважину обсадных колонн и цементирования кольцевого пространства между колонной и стенками скважины.

Для цементирования скважин используют специальные тампонажные материалы, образующие при затворении водой или относительно легко прокачиваемую суспензию, способную со временем превращаться в скважине в прочный, слабопроницаемый камень. В ОАО «Сургутнефтегаз» в качестве тампонажного материала используется портландцементы чистые (ПЦТ-1-50, ПЦТ-1-100 по ГОСТ 1581-96, либо цемент «G» по стандарту АНИ) либо с добавками (облегченный гельцемент ПЦТ-50 с добавкой глины 14-20 %).

Изменение и регулирование свойств цементных растворов и камня достигается применением различных добавок: ускорителей схватывания (хлориды натрия и кальция, кальцинированная и каустическая сода и т.д.), замедлителей схватывания (КССБ, КМЦ, КАМЦЕЛЛ, НТФ), для повышения подвижности (сульфонол, пластификатор), снижения плотности (бентонитовыеглино порошки).

Процесс цементирования скважин состоит из трех основных этапов: подготовительно-заключительных операций, затворения и закачки тампонажного раствора в скважину и продавки его глинистым раствором в затрубное пространство.

Подготовительные работы включают в себя расстановку цементировочного оборудования в рабочей зоне, сборку трубопроводов для набора воды и продавочной жидкости в мерные емкости агрегатов, установку цементировочной головки на устье скважины, сборку нагнетательных трубопроводов от цементировочных агрегатов до блока манифольдов и от него до цементировочной головки, обвязку водоподающих насосов цементировочных, или цементно-смесительных машин со смесительными устройствами, приготовление химических реагентов (добавок, регулирующих свойстватампонажных растворов), опрессовку нагнетательных трубопроводов и опробование оборудования.

Основными работами, выполняемыми этими службами в процессе бурения и эксплуатации скважин, являются цементирование направлений, кондукторов, технических и эксплуатационных колонн; установка цементных мостов при бурении; установка нефтяных и кислотных ванн; восстановление циркуляции в скважине; испытание колонн на герметичность; закачка и продавкабыстро-схватывающихся смесей при ликвидации поглощений.

Определим экономическую эффективность вскрытия продуктивных платов методом отрицательного дифференциального давления, позволяющего увеличить проходку на долото в 2 - 2,5 раза, повысить механическую скорость бурения в 1,5 - 2 раза и сократить материалы для приготовления бурового раствора.

Таблица 6 - Исходные данные для расчета

Показатель	Вариант
	Вскрытие пласта обычным методом	Вскрытие методом отрицательного дифференц. давления
1. Глубина скважины, м	1575	1575
2. Интервал бурения на воде, м	1351-1575	1351-1575
3. Коммерческая скорость, м/ст.мес.	2201	2201
4. Механическая скорость, м/ч	5,71	9,7
5. Проходка на долото, м	46,9	107,8
6. Время намыва, ч/скв.	30,25	30,25
7. Цена 1 тонны, руб. глинопорошка бентонита УЩР ПАВ соды кальцинированной серогеля	2526 3128 8691 115362 757,9 179999	2526 3128 8691 115362 757,9 179999
8. Цена долота с учетом наценки снаба и накладных расходов, т.руб.	39,33	55,92
9. Стоимость компрессора КПУ-16/250, т. руб.		6183,32
10. Содержание компрессора без амортизационных отчислений, руб./ч		552
11. Общая норма амортизационных отчислений на компрессор, %		19,2
12. Расход материалов на скважину: глинопорошка, т бентонита, т УЩР, т ПАВ, т соды кальцинированной, т серогеля, т	40,9 21,5 1,7 0,1 0,45 0,125	25,3 6,8 0,2 0,1 0,4 0,03
13. Стоимость перевозки 1 т груза, руб.т	491	491
14. Время пребывания компрессора в работе на буровой, ч		63,4
15. Цена бур. Установки с наценкой снаба и коэффициента оборачиваемости, т. руб.	25224,91	26021,84
16. Цена комплекта забойных двигателей с учетом наценки снаба, т. руб.	26229,7	26229,7
17. Цена комплекта бурильных труб с учетом коэффициента запаса, т. руб.	22162,2	22162,2
18. Цена внедрения, скважин		25

Таблица 7. Расчет удельных капитальных вложений

Цена дополнительного оборудования, т. руб
Удельные капиталовложения, руб/м.

Расчет экономического эффекта

геологический бурение строительство скважина

Показатели для учета в отчетах объединения

1. Объем внедрения

A₂=25скважин (или 5600м)

2. Изменение объема капиталовложений

ДК=1104,1*5600=+6183,32 тыс. руб

3. Прирост или уменьшение прибыли

ДП=929,5*5600=5205200руб

4. Изменение эксплуатационных затрат

ДС=-5205200руб

5. Удельный экономический эффект на метр проходки

4277756/5600=763,88руб/м

6. Снижение себестоимости метра проходки

132,2руб

Заключение

В данной курсовой работе рассмотрена производственно-хозяйственная деятельность ОАО «Сургутнефтегаз».

Анализ распределения аварий по видам показывает, что наиболее часто возникают прихваты бурильных и обсадных колони (35-45% общего числа аварий). По нашей оценке, главной причиной роста этого вида аварий является недостаточная профессиональная подготовленность значительной части буровых мастеров, технологов и бурильщиков. Следует напомнить, что за период с 2011 г. до 2015 г. объемы бурения эксплуатационных скважин увеличились в 5 раз, главным образом за счет организации новых буровых бригад и привлечения на работу в Тюменскую область буровых бригад из других регионов страны, не имеющих опыта работы на месторождениях Западной Сибири. Много допускается аварий с обсадными колоннами (30,5 - 26,3%), с элементами бурильных колонн (14,9 - 9%) и прочих аварий (10,3 - 7,6%).

За период 2014-2015 гг. произошло увеличение непроизводительного времени на 38,9%, уменьшение производительности труда на 7,98 м/чел.

В результате изменения коммерческой скорости на 453 м/ст.мес. производительность труда уменьшилась на 7,43 м/чел.

Увеличение времени нахождения буровых станков в бурении на 0,5 ст.мес. привело к увеличению производительности труда на 0,06 м/чел.

Из-за увеличения численности на предприятии на 299 чел. произошел спад производительности труда на 0,6 м/чел.

За период 2014-2015 гг. себестоимость общая увеличилась на 43,2%.

В 2015 г. общие затраты календарного времени бурения увеличилось на 26,5%. Время на долбление увеличилось на 30,5%, на СПО увеличилось на 46%, а на наращивание возросло на 30,2%. Итого работа по проходке в 2015 году увеличилась на 30,5 ч/1000м по сравнению с 2014 годом.

Снижение проходки на долото можно объяснить тем, что в 2015 году началось освоение новых месторождение, поэтому происходил подбор оптимальных типов долот по каждому интервалу. Также увеличилось время на вспомогательные работы, на ремонт и на осложнения. Таким образом, производительное время увеличилось на 127,3 ч/1000 м.

Удельный экономический эффект на метр проходки от применения метода отрицательного дифференциального давления составил 763,88руб/м.

Список литературы

1. Методическое указание к курсовой работе для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин». - УНИ, 1985.

2. Шаповалов А.Г. Анализ производственно-хозяйственной деятельности бурового предприятия. - М.: Недра, 1984.

3. Шеремет А.Д. Анализ экономики промышленных предприятий: Учебник. - Изд. 2-е, перераб и доп. - М., 1976.

4. Шматов В.Ф., Тищенко В.Е и др. Экономика, организация и планирование буровых и нефтегазодобывающих предприятий. - М.: Недра, 1975.

Размещено на Allbest.ru