· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов;

· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб;

· ИНПАР; СЭВА-28.

Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

4. Методы теплового воздействия борьбы с АСПО.

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

- горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

Повышение эффективности очистки НКТ от отложений парафина может быть достигнуто ранее применявшейся, но к настоящему времени повсеместно утраченной технологией. Улучшение процесса очистки происходит за счет совмещения операции промывки горячей жидкостью со спуском поршня. Последний обеспечивает направленное движение теплоносителя вдоль внутренней поверхности НКТ и более рациональное использование тепла.

- острого пара;

- электропечей наземного и скважинного исполнения;

- электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

5. Вибрационные методы

Методы основаны на создании в области парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках труб.

Полимерное покрытие НКТ Poly Plex как метод борьбы с коррозией, отложениями АСПО и солеотложением.

На ВКЕ против солеотложения, коррозии и отложений АСПО, активно применяют полимерное покрытие НКТ Poly Plex.

Для защиты внутренней поверхности НКТ разработано полимерное покрытие нового поколения PolyPlex. Покрытие обладает уникальным комплексом свойств, необходимым для качественной защиты НКТ в самых жестких условиях. PolyPlex надежно защищает НКТ от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, солевых и асфальто-смолопарафиновых отложений. При этом PolyPlex практически лишено недостатков, свойственных другим покрытиям (силикатно-эмалевым, эпоксидным, полиэтиленовым и др.), применяемых для защиты НКТ. Цена покрытия PolyPlex на порядок ниже чем Super Stainless, что делает его очень доступным и быстро окупаемым.

PolyPlex обладает высокой химической стойкостью, в том числе к сероводороду, хлору, нефти, пластовой жидкости, светлым и темным нефтепродуктам, природному газу, газовому конденсату, воде, минеральным и органическим кислотам и т.д. Покрытие имеет гладкую глянцевую поверхность с высокими антиадгезионными свойствами. Благодаря этому PolyPlex обеспечивает защиту от отложения солей и АСПО, а также существенно понижает гидравлическое сопротивление потоку перекачиваемой среды и, как следствие, снижает удельные энергозатраты и повышает пропускную способность НКТ.

Покрытие предназначено для длительной эксплуатации при температурном режиме от минус 60 до плюс 150 ^оС. При ремонте НКТ PolyPlex допускает кратковременную (до 1000 часов) обработку паром с температурой плюс 200^оС, либо кислотную промывку.

Характерным свойством предлагаемого покрытия является очень высокая его эластичность. После полимеризации покрытие практически не чувствительно к любым деформациям НКТ, в том числе к изгибу на любой угол и кручению. PolyPlex не склонен к трещинообразованию и сколам. Это обеспечивает сплошность покрытия в наиболее проблемных местах - в зоне резьбового соединения НКТ с муфтой. Покрытие обладает высокой стойкостью к задирам и другим механическим повреждениям. Абразивная и гидроабразивная стойкость покрытия в несколько раз превышает стойкость нержавеющей стали. Материал покрытия сохраняет свою работоспособность при давлениях рабочей среды до 105 МПа.

PolyPlex обладает исключительно высокой адгезией к стали (не более 1 балла) и отличной гидрофобностью. Материал покрытия прекрасно смачивает металл и за счет капиллярного эффекта проникает глубоко в поры. Тем самым обеспечивается качественная окраска всей поверхности. PolyPlex может также наноситься и на поверхность с остатками свежей, не шелушащейся ржавчины. Это только дополнительно повышает адгезию и существенно снижает требования к подготовке поверхности. PolyPlex является однокомпонентным полиуретановым покрытием, отверждаемым за счет реакции с влагой воздуха. В процессе полимеризации материал покрытия реагирует с влагой, содержащейся в атмосфере, в остатках ржавчины на поверхности НКТ и в порах. В результате вся остаточная влага, находящаяся под пленкой вступает в реакцию полимеризации полиуретана и тем самым устраняется сама причина вспучивания покрытия при эксплуатации. PolyPlex имеет высокий сухой остаток, не содержит растворителей и является экологически чистым материалом. Покрытие имеет длительный срок службы. Свойства покрытия стабильны на протяжении всего срока эксплуатации.

Важнейшим достоинством предлагаемого покрытия является возможность его использования для защиты от коррозии и герметизации резьбы НКТ. Для этого покрытие наноситься непосредственно на наружную резьбу НКТ и внутреннюю резьбу муфты. PolyPlex предотвращает коррозию, а также за счет высокой его эластичности повышает герметичность резьбового соединения. Толщина покрытия на резьбе варьируется в пределах 20…150 мкм. Утолщенное покрытие наносится на нерабочем участке резьбы. При этом покрытие надежно защищает резьбу от механического повреждения. В то же время, в случае повреждения покрытия резьбы в процессе многократного свинчивания-завинчивания PolyPlex позволяет производить его ремонт в условиях нефтепромысла.

Стандартное покрытие наносится на всю внутреннюю поверхность НКТ и резьбу муфты, обеспечивая сплошную защиту всей внутренней поверхности колонны НКТ. Толщина покрытия составляет 100…150 мкм.

Основная цель ОАО «Варьеганнефтегаз»: разведка новых месторождений, снижение аварийности, повышение объема добычи, увеличение наработки на отказ, сведение к минимуму число бездействующих скважин. В процессе эксплуатации возникают осложнения, задачей персонала промысла является в короткие сроки качественно, решить возникшие проблемы. В последние годы наблюдается заметная тенденция увеличения наработки на отказ, этому способствует применение новых технологий (ЭЦН+паккер, полимерное покрытие POLY PLEX, ингибитор солеотложения АЗОЛ и т.д.), применение более надежного оборудования (5 группа ЭЦН, 5 группа ПЭД, более термостойкий кабель и т.д.), интеллектуализация промысла (современные станции управления, датчики ТМС и т.д.).



5. Экономическая часть

5.1 Расчет показателей эффективности при переводе бездействующих скважин под добычу струйными насосами

В данном разделе дипломного проекта производится оценка с экономической точки зрения эффективности добычи нефти струйными насосами. Расчет показателей производится на основе оптимизационного расчета насосного оборудования, с использованием предложенной методики и применением программы «OpenOffice Calc».

Таблица 5.1. Исходные данные для расчета

Показатель	Значение	Ед. изм.	Обозн.
Цена 1 т. Нефти	9000	руб.	Цн
Себестоимость добычи 1 т. Нефти	6540	руб.	Сн
Стоимость ПРС	380 000	руб.	Цпрс
Дебит нефти до установки АНС	0,00	т/сут	Qн1
Дебит нефти после установки АНС	15,70	т/сут	Qн2
Коэффициент эксплуатации	0,98	д. ед.	Kэксп
Количество скважин	5	шт.	Nскв
Стоимость АНС 1	180000	руб.	Цанс
Стоимость FHH	160000	руб.	Цпакер
Стоимость СГН	10000000	руб.	Цсгн
Доля условно переменных затрат	0,65	д. ед.	Уз
Количество ревизий в год	15	шт.	Nрев
Цена 1 ревизии	12000	руб.	Црев

1. Годовой прирост добычи нефти.

(5.1)

где: Qн₁ - Дебит нефти до оптимизации, т/сут

Qн₂ - Дебит нефти после оптимизации, т/сут

К - коэффициент эксплуатации

б(t) - коэффициент падения добычи (равен коэффициенту дисконтирования на данный год)

?Q₂₀₁₁ = 27518 тонн

?Q₂₀₁₂ = 23929 тонн

?Q₂₀₁₃ = 20807 тонн

2. Выручка от реализации.

?В _t= ?Q_t · Ц_н (5.2)

где: ?Q_t - годовой прирост, т/год

Ц_н - цена нефти.

?В₂₀₁₁ = 2476,6 млн. р.

?В₂₀₁₂ = 2153,5 млн. р.

?В₂₀₁₃ = 1872,6 млн. р.

3. Затраты на подземный ремонт скважины.

З_р = n_скв· Ц_прс (5.3)

где: Ц_прс - цена подземного ремонта.

n_скв - количество скважин.

З_р = 1900,0 млн. р.

4. Затраты на дополнительную добычу нефти.

З_{доп.доб}(t) = ?Q· C_н· У_з (5.4)

где: У_з - доля условно-переменных затрат.

С_н - себестоимость нефти.

З_{доп.доб.2011} = 7798,5 млн. р.

З_{доп.доб.2012} = 6781,3 млн. р.

З_{доп.доб.2013} = 5896,8 млн. р.

5. Капитальные затраты.

(5.5)

где: Ц_анс - цена АНС

Ц_пакер - цена НКТ

Ц_сгн - цена СГН

К_з = 1170,0 млн. р.

6. Текущие затраты.

T_з (t) = N_рев· Ц_рев + З_{доп.доб.} (5.6)

где: N_рев - количество ревизий

Ц_рев - цена одной ревизии

T_{з 2011} = 4012,2 млн. р.

T_{з 2012} = 3408,6 млн. р.

T_{з 2013} = 2966,4 млн. р.

7. Прибыль.

(5.7)

Пр₂₀₁₁ = 2075,3 млн. р.

Пр₂₀₁₂ = 1812,7 млн. р.

Пр₂₀₁₃ = 1576,0 млн. р.

8. Налог на прибыль 20%.

(5.8)



Нпр ₂₀₁₁ = 4150,7 млн. р.

Нпр ₂₀₁₂ = 3625,7 млн. р.

Нпр ₂₀₁₃ = 3152,0 млн. р.

9. Налог на имущество 2,2%

(5.9)

Ам = 33%

Ним₂₀₁₁ = 171608,58 рублей

Ним₂₀₁₂ = 85817,16 рублей

Ним₂₀₁₃ = 25,74 рублей

10. Поток денежной наличности.

ПДН = Прt - Н (5.10)

где: Прt - прибыль руб./год.

Н - налог руб./год.

ПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ПДН₂₀₁₂ = 1451,0 млн. р.

ПДН₂₀₁₃ = 1260,8 млн. р.

11. Коэффициент дисконтирования.

^-t (5.11)

где: Е - норма дисконта, показывает процент доходности на капитал. В стабильных условиях принимается равным 0,15.

Th - расчетный год.

T - текущий год.

Б₂₀₁₁ = 1

Б₂₀₁₂ = 0,87

Б₂₀₁₃ = 0,756

12. Накопленный поток денежной наличности.

(5.12)

НПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

НПДН₂₀₁₂ = 3109,6 млн. р.

НПДН₂₀₁₃ =4370,4 млн. р.

13. Дисконтированный поток денежной наличности.

(5.13)

где: ПДНt - поток денежной наличности руб./год.

ДПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ДПДН₂₀₁₂ = 1262,3 млн. р.

ДПДН₂₀₁₃ = 9531,8 млн. р.

14. Чистая текущая стоимость.

(5.14)

ЧТС₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ЧТС₂₀₁₂ = 2920,9 млн. р.

ЧТС₂₀₁₃ = 3874,1 млн. р.

15. Коэффициент отдачи капитала



где: КОК = 6,82 рублей / рубль

Таблица 5.2. Расчет ЧТС

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	41 679,12	36 339,9	31 520,62
Поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	145 102,13	126 082,33
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	310 960,87	437 043,2
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	126 238,85	95 318,24
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	165 858,75	292 097,6	387 415,84

5.2 Анализ чувствительности проекта к риску

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

· годовая добыча (-30%; +10%);

· цены на нефть (- 25%; +25%);

· текущие затраты (-10%; +10%);

· капитальные затраты (-20%; +20%);

· налоги (-15%; +15%).

Для каждого фактора определяем ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(К); ЧТС(Н) и результаты заносим в таблицы 5.3 - 5.12.



Таблица 5.3. Расчет ЧТС при снижении объемов добычи нефти на 30%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	19 262,50	16 750,00	14 565,22
Выручка от реализации	тыс. руб.	173 362,53	150 750,02	131 086,97
Текущие затраты	тыс. руб.	28 085,97	23 860,75	20 764,92
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	29 175,39	25 437,93	22 064,43
Поток денежной наличности	тыс. руб.	116 101,125	101 571,5	88 257,63
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	116 101,125	217 672,61	305 930,24
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	116 101,125	88 367,2	66 722,77
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	116 101,125	204 468,32	271 191,08

Таблица 5.4. Расчет ЧТС при увеличении объемов добычи на 10%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	30 269,65	26 321,43	22 888,20
Выручка от реализации	тыс. руб.	272 426,75	236 892,87	205 993,8
Текущие затраты	тыс. руб.	44 135,01	37 477,47	32 612,58
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	45 847,02	39 973,8	34 672,62
Поток денежной наличности	тыс. руб.	182 444,55	159 612,13	138 690,53
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	182 444,55	342 056,87	480 747,5
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	182 444,55	138 862,65	104 850,04
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	182 444,55	321 307,3	426 157,3

Таблица 5.5. Расчет ЧТС при падении цен на нефть на 25%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	161 517,88	140 450,33
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	41 679,12	27 255	23 640,465
Поток денежной наличности	тыс. руб.	124 394,15	108 826,63	94 561,83
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	124 394,15	233 220,67	327 782,4
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	124 394,15	94 679,15	71 488,65
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	124 394,15	219 073,2	290 561,94

Таблица 5.6. Расчет ЧТС при увеличении цен на нефть на 25%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	269 196,46	234 083,87
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	41 679,12	45 424,8	39 400,775
Поток денежной наличности	тыс. руб.	207 323,35	181 377,66	157 602,9
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	207 323,35	388 701,08	546 304
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	207 323,35	157 798,56	119 147,8
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	207 323,35	365 122	484 269,8

Таблица 5.7. Расчет ЧТС при уменьшении текущих затрат на 10%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	36 110,61	30 678,19	26 697,77
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	45 847,02	39 973,8	34672,62
Поток денежной наличности	тыс. руб.	182 444,55	159 612,33	138 690,53
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	182 444,55	342 056,87	480 747,5
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	182 444,55	138 862,65	104 850,04
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	182 444,55	321 307,3	487 415,84



Таблица 5.8. Расчет ЧТС при увеличении текущих затрат на 10%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	44 135,01	37 495,39	32 630,57
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	37 511,22	32 706	28 368,62
Поток денежной наличности	тыс. руб.	149 272.95	130 591,93	113 474,13
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	149 272,95	279 864,87	393338,9
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	149 272,95	113 615,05	85786,44
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	149 272,95	262 887,9	348 674,34

Таблица 5.9. Расчет ЧТС при уменьшении капитальных затрат на 20%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	9 360,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	50 014,94	43 607,88	37 824,74
Поток денежной наличности	тыс. руб.	199 030,5	174122,55	151 298,796
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	199 030,5	373 153,044	524 451,84
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	199 030,5	151 486,62	114 381,88
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	199 030,5	350 517,12	464 899

Таблица 5.10. Расчет ЧТС при увеличении капитальных затрат на 20%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	14 040,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	33 343,92	29 072	25 216,52
Поток денежной наличности	тыс. руб.	132 687,05	116 081,73	100 865,93
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	132 687,05	248 768,77	349 634,56
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	132 687,05	100 991,08	76 254,64
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	132 687,05	233 678,08	309 932,67

Таблица 5.11. Расчет ЧТС при уменьшении налогов на 15%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	35 427,32	30 889	26 791,72
Поток денежной наличности	тыс. руб.	190 737,56	166 867,4	144 994,67
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	190 737,56	357 605	502599,68
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	190 737,56	145 174.67	109615,9
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	190 737,56	335 912,24	445 528,2

Таблица 5.12. Расчет ЧТС при увеличении налогов на 15%

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	47 930,98	41 790,8	36 248,7
Поток денежной наличности	тыс. руб.	140 979,95	123 336,8	107170,03
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	140 979,95	264 316,74	371 486,8
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	140 979,95	107 303,05	81020,54
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	140 979,95	248 283	329 303,54



Как показал расчет экономической эффективности внедрения гидроструйных насосов, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведения мероприятия проект окупается в течение первого года. На расчетный счет предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 78,352 млн. рублей, а с учетом фактора времени, то есть дисконтирования, - 68,039 млн. рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.

По полученным данным после экономического расчета видно, что возможное проведение этих мероприятий дает прибыль, при условии качественного исполнения насосов и проведения своевременных ревизий. Поэтому проведение работ по переводу бездействующего фонда скважин под добычу нефти струйными насосами - эффективно.



Список использованных источников

1. Технологическая схема разработки Вехнеколик-Еганское месторождения Тюмень НИПИнефть 1990 г.;

2. Проект разработки Верхнеколик-Еганского месторождения - 1995,

т. 1, т. 2.

3. Подсчёт запасов нефти Верхнеколик-еганского месторождения

по состоянию 1.01.92, т. 1.

4. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти - М: Недра 1968 г.;

5. Отчёт о работе механизированного фонда скважин УПН ОАО «Варьеганнефтегаз»

6. К.Р. Уразаков, Ю.В. Алексеев, Р.С. Калимуллин, Н.В. Ларюшкин, Т.А. Родионова Оптимизация режима эксплуатации механизированного фонда скважин // Нефтепромысловое дело, 1997 №6-7 - С. 16;

7. Каплан, Добыча нефти в осложненных условиях, - М: Недра 1987 г.

8. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений, - М: Недра, 1982 г.

9. Политика предприятия в области промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды2012 г.

10. Богданов А.А. Погружные центробежные насосы для добычи нефти - М: Недра 1968 г.

Размещено на Allbest.ru