Разработка Красноленинского нефтегазового месторождения

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин оборудование устья скважин должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

На нефтяных месторождения содержащих сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и нефтяного газа должны выполняться требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.

Постоянный контроль за состоянием атмосферного воздуха осуществляется промышленно-санитарной лабораторией управления.

Охрана почв в районе нефтедобычи.

При разливе нефти на поверхности земли с возможным попаданием её в водоисточники, работниками нефтепромыслов должны быть приняты срочные меры, обеспечивающие прекращение дальнейшего распространения загрязнения. Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть убрана техническими средствами и утилизирована. На загрязненном участке земли должно быть проведены работы по сбору или нейтрализации загрязнений с последующей рекультивацией земли.

Эксплуатация дефектных нефтяных и нагнетательных скважин не допускается. В районе дефектных скважин необходимо осуществлять постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.

Проводится большая работа, направленная на снижение порывов водоводов и нефтепроводов, которая осуществляется за счет внедрения металлопластиковых труб и электрохимической защиты. При проведении работ по восстановлению плодородия, делается упор на экологически чистый агротехнический метод с применением природных компонентов: торфа, перегноя, специальных сельскохозяйственных культур.

В случае разлива реагентов через соединения трубопроводов необходимо немедленно остановить дальнейшие работы по закачке их в скважину, снизить давление до атмосферного, принять меры по предотвращению утечек реагента, произвести повторную опрессовку нагнетательных трубопроводов агрегата и возобновить закачку.

Охрана поверхностных и подземных вод.

Поверхностный и подземный стоки тесно взаимосвязаны. Большую часть года реки питаются подземными водами (родниковый сток), лишь в период весеннего снеготаяния (апрель - май) расходы рек резко возрастают за счет поверхностного стока, составляющего 60% годового. Дождевой сток в теплое время года увеличивает расходы рек незначительно(9% общего годового). В холодный период года реки получают исключительно подземное питание, отражая загрязненность подземных вод (родников).

Поверхностные источники загрязнения рек вполне очевидны: аварийные порывы трубопроводов, разливы нефти и соленных вод в результате нарушений герметичности нефтепромысловых сооружений, стоки промышленных объектов, объектов сельскохозяйственного назначения, стоки городов и населенных пунктов.

Источники загрязнения подземных вод скрыты. Это фильтрация загрязненных вод с поверхности (из амбаров, трубопроводов, обвалования скважин и др., при отсутствии поверхностного стока, с мест утилизации отходов жизнедеятельности населения, и т.д.) или снизу, из негерметичной скважины за счет заколонных перетоков жидкости. Выявление очагов и источников загрязнения пресных подземных вод требует системы специальных исследований.



4. Экономическая часть

4.1 Состав и организация работ по текущему ремонту скважин

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин, которые исходя из вида ремонта подразделяются на текущий и капитальный.

Объем и последовательность ремонтов скважин, особенно капитальных, определяются на основании исследований скважин, которые в полном объеме могут быть проведены только после подъема скважинного оборудования.

Основа плана текущих ремонтов скважин - плановые величины межремонтного периода работы скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению заданий по добыче нефти, осуществляемые путем оптимизации технологических режимов работы скважин, плана ввода скважин после бурения и эксплуатации.

Текущий ремонт скважин - это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважинного и устьевого оборудования, изменению режима эксплуатации скважины, очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок.

Подготовительный комплекс работ при текущем ремонте скважин включает работы по передислокации ремонтного оборудования, планировке территории рабочей зоны, глушению скважины, монтажу подъемных установок и разборке устьевого оборудования.

К основным видам работ относят спуск и подъем скважинного оборудования, спуск и подъем колонны НКТ для промывки скважины, шаблонирование скважин, очистку устьевой арматуры, труб и штанг от парафино-смолистых и солевых отложений, смену труб и штанг, монтаж и демонтаж устьевого оборудования ШСН и ЭЦН, работы по ремонту оборудования устья скважины.

Работы по текущему ремонту скважин выполняются бригадой, возглавляемой мастером. Бригады по текущему ремонту скважин работают в две или три смены. В состав вахты входят три человека: двое - оператор с помощником работают у устья, третий - машинист управляет лебедкой подъемного механизма.

Работы по ремонту выполняются по предварительно составленному плану, в котором указываются виды работ, характеристика ремонтируемой скважины и мероприятия, обеспечивающие безопасность их проведения. План работ составляется технологическими службами нефтедобывающего предприятия и утверждается главным инженером.

Мастер по ремонту организует проведение работ в соответствии с планом, обеспечивает безопасность проводимых работ, соблюдение условий охраны недр и окружающей среды, ведет учет выполненных бригадой работ.

Полный цикл операций текущего ремонта скважин включает:

-переезд бригады и доставку оборудования к скважине;

-подготовительные работы по установке у скважины подъемного оборудования, агрегатов и емкостей с растворами для глушения скважин;

-спускоподъемные операции, связанные с ремонтом скважинного оборудования;

-заключительные операции, ставящие своей целью демонтаж оборудования и подготовку его к транспортированию на новую скважину.

4.2 Экономическое обоснование эффективности ремонтных работ

Определение увеличения добычи нефти

Определяю:

- прирост дебита скважин в результате внедрения мероприятия:



? q = q 2 - q1

где: q1 - дебит скважины до внедрения мероприятия;

q 2 - дебит скважины после внедрения мероприятия.

? q = 18,4 - 12,2 = 6,2 тонн / сутки

- объем добычи нефти до внедрения мероприятия:

Qдон = qдо * Kдои * tк * KЭ * N

где: qдо - среднесуточный дебит скважин до внедрения;

Kдои - коэффициент изменения дебита до внедрения;

tк - календарное время (365 дней);

KЭ - коэффициент эксплуатации;

N - количество скважин.

Qдон = 12,2 * 0,934 * 365 * 0,978 * 1 = 4068 тонн

- объем добычи нефти после внедрения мероприятия:

Qпослен = qпосле * Kпослеи * tк * KЭ * N

где: qпосле - среднесуточный дебит скважин после внедрения;

Kпослеи - коэффициент изменения дебита после внедрения;

tк - календарное время (365 дней);

KЭ - коэффициент эксплуатации;

N - количество скважин.

Qпослен = 18,4 * 0,965 * 365 * 0,986 * 1 = 6390 тонн

- прирост объема добычи нефти:

?Q = Q2 - Q1

где: Q2 - объем добычи нефти после внедрения;

Q1 - объем добычи нефти до внедрения.

?Q = 6390 - 4068 = 2322 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 = С1ед * Q1

где: Р1 - расходы по статье до внедрения;

С1ед - себестоимость одной тонны нефти до внедрения;

Q1 - объем добычи нефти до внедрения.

Р2= С1ед * 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 = С1ед * Q1

где: Р1 - расходы по статье до внедрения мероприятия;

С1ед - 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 = 680 * 4068 = 2766,24 тыс. рублей

Р2 = 680 * 6390 = 4345,2 тыс. рублей

- расходы на искусственное воздействие на пласт:

Р1 = 1480 * 4068 = 6020,64 тыс. рублей

Р2 = 1480 * 6390 = 9457,2 тыс. рублей

- заработная плата производственных рабочих:

Р1 = 720 * 4068 = 2928,96 тыс. рублей

Р2 = 2928960 / 6390 = 458,37 рублей

- страховые взносы:

Р1 = 245 * 4068 = 996,66 тыс. рублей

Р2 = 996660 / 6390 = 155,97 рублей

- амортизационные отчисления:

Р1 = 930 * 4068 = 3783,24 тыс. рублей

Р2 = 3783240 / 6309 = 592,06 рублей

- расходы по сбору и транспортировке нефти и газа:

Р1 = 1280 * 4068 = 5207,04 тыс. рублей

Р2 = 1280 * 6390 = 8179,2 тыс. рублей

- расходы по технологической подготовке нефти:

Р1 = 2160 * 4068 = 8786,88 тыс. рублей

Р2 = 2160 * 6390 = 13802,4 тыс. рублей

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

Р1 = 840 * 4068 = 3417,12 тыс. рублей

Р2 = 3417120 / 6390 = 534,76 рублей

- цеховые расходы:

Р1 = 275 * 4068 = 1118,7 тыс. рублей

Р2 = 1118700 / 6390 = 175,07 рублей

- налог на добычу:

Р1 = 160 * 4068 = 650,88 тыс. рублей

Р2 = 160 * 6390 = 1022,4 тыс. рублей

- прочие производственные расходы:

Р1 = 130 * 4068 = 528,84 тыс. рублей

Р2 = 528840 / 6390 = 82,76 рублей

- управленческие расходы:

Р1 = 1100 * 4068 = 4474,8 тыс. рублей

Р2 = 4474800 / 6390 = 700,28 рублей

- внепроизводственные расходы:

Р1 = 320 * 4068 = 1301,76 тыс. рублей

Р2 = 1301760 / 6390 = 203,72 рублей

Результаты расчетов представляю в таблице 4.1.

таблица 4.1. 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	2766,24	680	4345,2	680	1578,96	---
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	6020,64	1480	9457,2	1480	3436,56	---
3. Заработная плата производственных рабочих	2928,96	720	2928,96	458,37	---	- 261,7
4. Страховые взносы	996,66	245	996,66	155,97	---	- 89,03
5.Амортизационные отчисления по скважинам	3783,24	930	3783,24	592,06	---	-337,94
6. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	5207,04	1280	8179,2	1280	2972,16	---
7. Расходы по технологической подготовке нефти	8786,88	2160	13802,4	2160	5015,52	---
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	3417,12	840	3417,12	534,76	---	- 305,24
9. Цеховые расходы	1118,7	275	1118,7	175,07	---	- 99,93
10. Налог на добычу	650,88	160	1022,4	160	371,52	---
11.Прочие производственные расходы	528,84	130	528,84	82,76	---	- 47,24
Производственная себестоимость	36205,2	8900	49579,92	7758,99	13374,72	- 1141,08
12.Управленческие расходы	4474,8	1100	4474,8	700,28	---	- 399,72
13. Внепроизводственные расходы	1301,76	320	1301,76	203,72	---	- 116,28
Полная себестоимость добычи нефти	41981,76	10320	55356,48	8662,99	13374,72	-1657,07

Определение единовременных затрат на проведение мероприятия

Определяю:

- расходы на проведение мероприятия:

Р = Тр * Сбригадо - час

где: Тр - время выполнения мероприятия;

Сбригадо - час - стоимость бригадо-часа, относимая на затраты по проведению ремонтных работ.

- общая сумма прямых затрат на проведение мероприятия:

Зпрямые = ЗПобщ + СВ + РВМ + РТ + РЭ + Уст + А + Рудц

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

Ц Р = 15 % * Зпрямые

Ц Р = 15% * 80424,8 = 12063,72 рублей

- управленческие расходы составляют 30 % от суммы прямых затрат и

цеховых расходов:

Ур = 30% * (Зпрямые + Цр)

У р = 30% * ( 80424,8 + 12063,72 ) = 27746,56

- сумма единовременных затрат на осуществление мероприятия составляет:

З е = З прямые + Ц р+ Ур

З е = 80424,8 + 12063,72 + 27746,556 = 120235,08 рублей

Результаты расчетов представляю в таблице 4.2.

Расчет показателей, характеризующих эффективности внедрения мероприятия

Определяю:

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

С 2 + З е

С 21 = ----------------

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.

С 21 = 55356480 + 120235,08 / 6390 = 8681,80 рублей

- Условно-годовую экономию

Э = ( С11 - С12 ) * Q2

Таблица 4.2 Смета единовременных затрат на осуществление мероприятия

Наименование статей затрат	Стоимость бригадо-часа	Время	Сумма, руб.
1. Общая сумма оплаты труда (с учетом премии)	860	8	6880
2. Страховые взносы		34 %	2339,2
3. Расходы на вспомогательные материалы	4630	8	37040
4. Расходы на энергию	145,20	8	1161,6
5. Расходы по оплате услуг спец. техники	2480	8	19840
6. Расходы на амортизацию	45,50	8	364
7. Расходы по оплате услуг других цехов	1600	8	12800
ИТОГО прямых затрат			80424,8
8. Цеховые затраты		15%	12063,72
9. Управленческие расходы		30%	27746,56
ИТОГО затрат на проведение мероприятия			120235,08

где: С11 - себестоимость одной тонны до внедрения;

С12 - себестоимость одной тонны после внедрения.

Э = ( 10320 - 8681,80 ) * 6390 = 10468,10 тыс. рублей

- Удельную условно-годовую экономию:

Э1 = Э / Q2

Э1 = 10468100 / 6390 = 1638,20 рублей

- Прибыль до внедрения мероприятия:

П1 = ( Ц - С11 ) * Q1

П1 = ( 13400 - 10320 ) * 4068 = 12529,44 тыс. рублей

- Прибыль после внедрения мероприятия:

П2 = ( Ц - С12 ) * Q2

П2 = ( 13400 - 8681,80 ) * 6390 = 30149,3 тыс. рублей

- Прирост прибыли:

?П = П2 - П1

где: П2 - прибыль, полученная после внедрения;

П1 - прибыль, до внедрения

?П = 30149,3 - 12529,44 = 17619,86 тыс. рублей

- Удельная прибыль:

- до внедрения:

П1 = П1 / Q1

П1 = 12529440 / 4068 = 3080 рублей

- после внедрения

П2 = П2 / Q2

П2 = 30149300 / 6390 = 4718,20 рублей

- Удельный прирост прибыли:

?П1 = ?П / Q2



?П1 =17619860 / 6390 = 2757,41 рублей

Результаты расчетов представляю в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Технико - экономические показатели

Показатели	Единицы измерения	До внедрения	После внедрения	Отклонения
1. Дебит скважин	Тонн	12,2	18,4	6,2
2. Объем добычи нефти	Тонн	4068	6390	2322
3. Себестоимость одной тонны нефти	руб.	10320	8681,80	-1638,20
4. Условно-годовая экономия	тыс. руб.		10468,10	10468,10
5. Прибыль	тыс. руб.	12529,44	30149,3	17619,86
6. Удельная прибыль	руб.	3080	4718,20	1638,20

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

В результате применения технологии борьбы с асфальто-смолистыми парафинистыми отложениями произошло увеличение дебита скважины на 6,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 2322 тонну.

Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1638,20 руб.

Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно - годовую экономию от внедрения мероприятия в сумме 10468,10 тыс. руб. Фактическая сумма прибыли составила 30149,3 тыс. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 17619,86 тыс. руб.

Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1638,20руб.

На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии борьбы с асфальто - смолистыми парафинистыми отложениями.



Заключение

В процессе работы с фондом скважин необходимо использовать как можно больше разнообразных методов борьбы с АСПО. Предполагается, что поскольку каждая скважина имеет свои индивидуальные особенности работы, то и способы борьбы с осложнениями в процессе добычи должны быть разными.

В процессе текущей работы должен определиться тот или иной фонд скважин в которых наиболее эффективно применение определенных методов борьбы с АСПО (превентивной защиты от образования отложений или ликвидации уже образовавшихся).

В данном проекте, в первую очередь рассматривались и применялись такие методы, которые не требовали больших экономических затрат и приносили максимальный технологический эффект.

Исследованы геолого-промысловые особенности и условия эксплуатации Красноленинского месторождения, при которых в добывающих скважинах происходит образование отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ. Образование отложений происходит более интенсивно при большом перепаде температур и давления.

Произведены лабораторные исследования состава асфальтосмолистых парафиновых отложений, сформировавшихся при разных температурах и отобранных с разных глубин лифта. Выявлены лабораторным путем эффективные растворители асфальтосмолистых и парафиновых веществ. Показано, что лучшим растворителем является бензиновая фракция местного производства.

Проведен анализ влияния термобарических особенностей в скважинах на показатели и условия добычи нефти. Разработана и апробирована методика расчета распределения температуры по глубине скважины.

Исследовано влияние различных факторов на образование и локализацию отложений. Разработана методика выбора диаметра подъемных труб добывающих скважин для уменьшения возможностей образования в них отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ.

Проведены промысловые работы по испытанию и применению недефицитной бензиновой фракции для удаления отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ из скважин Красноленинского месторождения.



Список используемой литературы

1. Желтов Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений» 1984г.

2. Донцов К.М. «Разработка нефтяных месторождений» 1977г.

3. Гавур В.Е. «Геология и разработка крупных месторождений России» 1996г.

4. Отраслевой стандарт 39.022-76 «Опасные и вредные факторы в нефтегазовой промышленности».

5. Экономика и планирование производства в нефтяной и газовой промышленности (том-1,3).

6. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. РД 39-01/06-000-89, Москва, 1989 год.

7.Ревенко В.М. Гузеев В.В. и др. «Технико - экономическое обоснование разработки Краснолениского месторождения ОАО «ТНК - Нягань» на условиях соглашения о разделе продукции», Тюмень, 1999 .

8.Оценка добычи нефти ПО ОАО «ТНК - Нягань» на период 2003 - 2007 годы, Нягань, 2002.

9. РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Москва, НПО ОБТ, 1998.

10. РД 153-39. 0-088-01 «Классификатор ремонтных работ на скважинах», Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.

11. РД 39-1-1190-84 «Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин».

12. РД 39-3934356-007-98 «Технологический регламент по увеличению коэффициента нефтеизвлечения физико-химическими методами, составами на основе щелочных стоков производства капролактана, водорастворимых полимеров и солей поливавалентных металлов», Тюмень, 1998.

13. «Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш.К. Гиматудинова», Москва, Недра, 1974.

14. Хавкин А.Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов. М., «Нефтяное хозяйство», 1993, № 3.

15. Гаттенбергер К.П., Блох С.С. Геологическое строение и анализ разработки Талинского и других месторождений Красноленинского свода. Отчет по теме 532. ВНИИнефть. М.,1987, 113 с.

16. Гузеев В.В., Белеет Г. К. Отчет по теме «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинской площади Красноленинского месторождения», СибНИИНП, Тюмень, 1987, 120 с.

17. Палий В.О., Горбунов А. Т., Гуменюк В.А., Матвеев К.Л. Применение гидрофибизирующих веществ для обработок призабойных зон скважин. М., «Нефтяное хозяйство», 1993, № 10, с. 64-65.

18. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Асмолоевский В.С. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от темпа заводнения песчаных коллекторов. М., «Нефтяное хозяйство», 1993, №11, с. 16-18.

19. Цынкоева О.В., Мясникова П.А., Егурцов Н.Н. Исследование эффективности различных видов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты. М., «Нефтяное хозяйство», 1990, № 6, с. 45-49.

20. Гузеев Я А и др. Технологическая схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения. Т. 1-4. Отчет о НИР, Тюмень, 1990.

21. Гузеев В.В., Белеет Г.К, Адамчук Д.О. Влияние особенностей геологического строения пласта ЮК10 Талинской площади на динамику обводнения скважин. Сборник: «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1988, с. 25-30.

22. Зайцев С.И. Исследования пластов с экспоненциальной зависимостью фильтрационных свойств от давления «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», 1993, №9. с. 37-39.

23. Огай Е.К. Исследование изменения фильтрационной характеристики пластов при изменении давления. НТС «Разработка нефтегазовых месторождений», ВНИИОЭНГ, 1993, вып. 3. с. 36-42.

24. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975. с. 534.

25. Шатров Х.Г., Темное Г.Н. Численное исследование процесса нефтеизвлечения на режимах истощения для условий обводненных пластов ЮК10-11 Талинской площади, РНТС «Нефтепромысловое дело», 1993, №11-12, с. 12-20.

26. Викторин В.Д., Стадникова Н.Е. Некоторые особенности разработки залежей нефти при давлениях ниже давления насыщения, РНТС «Нефтепромысловое дело», 1975, №5, с. 10-12.

27. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М., Недра, 1971, с. 231.

28. Мартыгцив О.Ф., Парахин Б.Г. Экспериментальные исследования вопросов разработки заводненных нефтяных пластов на режиме истощения РНТС «Нефтепромысловое дело», 1982, № 8, с. 12-13.

29. Шатров. Х.Г., Усенко В.Ф. Об эффективности водогазового воздействия на обводненные пласты ЮК-10-11 Талинской площади РНТС «Нефте-промысловое дело», 1994, № 5, с. 17-20.

30. Обоснование и разработка технологии рациональной эксплуатации добывающих скважин АО «Красноленинскнефтегаз» в различных горно-геологических ситуациях. Отчеты ГАНГ им. И.М.Губкина . Научн, рук. акад. АЕН РФ И.Т.Мищенко. Москва, 1990, 1991, 1992, 1993.1994, 1995.

31. Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе. Том 1, Том 2, Тюмень, 2008.

Размещено на Allbest.ru