Проектирование технологии бурения наклонно–направленной скважины глубиной 1815 метров на пашийский горизонт со смещением забоя относительно устья на 527 метра на Карамалинской площади

Для выполнения производственной программы РТ, по созданию подземного газового хранилища, пробурено 2 903 м.

Объем выполненных работ по БС и БГС за 2007 год силами ООО "Татнефть-Бурение" составил 5 117 м, сдано в эксплуатацию 16 скважин.

Проходка на буровую бригаду за 2007 год составила 15 882 метра

За базу сравнения приняты скважины Ромашкинского месторождения, пробуренные в соответствии с требованиями технического проекта на строительство скважин.

Основные технико-экономические показатели и объемы безметражных работ по АУБР
за 12 месяцев 2005 года.
Таблица16.1
№ п/п	ПОКАЗАТЕЛИ	Единица изм-ия	Альметьевское УБР
			За 12 мес.	За 12 мес.	2005 г. к 2004 г.
			2004 г. факт	2005 г. факт	%	+,-
1	2	3	4	5	6	7
1	Проходка		х	х	х	х
	план	м	240 913	236 908	98,3	-4 005
	факт	м	245 300	238 144	97,1	-7 156
	%	%	101,8	100,5	х	х
2	Сдача скважин		х	х	х	х
	план	скв	161	161	100,0	0
	факт	скв	161	172	106,8	+11
	%	%	100,0	106,8	х	х
3	Коммерческая скорость		х	х	х	х
	план	м/ст.мес.	1 402	1 190	84,9	-212
	факт	м/ст.мес.	1 190	1 193	100,3	+3
	%	%	84,9	100,3	х	х
4	Механическая скорость	м/час	7,18	7,63	106,3	+0,45
5	Проходка на 1 долбление	м	94,8	89,6	94,5	-5,2
6	Проходка на 1 долото	м	191,9	205,1	106,9	13,2
7	Среднеспис. численность ППП	чел.	1336	1071	80,2	-265
8	Производительность труда	т.руб./чел	1013,34	1519,46	149,9	+506,12
9	Производительность труда	м/чел	183,61	222,36	121,1	38,75
10	Среднемесячная зарплата	руб.	11 712	14 824	126,6	+3112
11	Фонд скважин - всего	скв	50	35	70,0	-15
	в т.ч. а) в ожид. бурения	скв	7	3	42,9	-4
	б) в бурении	скв	18	17	94,4	-1
	в) в освоении	скв	25	15	60,0	-10
12	Цикл строительства скв.	сут.скв.	67,1	63,9	95,2	-3,2
	в т.ч.а) ВМР	сут.скв.	3,4	4,2	123,5	+0,8
	б) бурение	сут.скв.	36	34,7	96,4	-1,3
	в) освоение	сут.скв.	27,7	25	90,3	-2,7
13	Баланс календарного вр-и, всего	ч/1000м	605,2	603,9	99,8	-1,3
	Работа по проходке	ч/1000м	179,5	173	96,4	-6,5
	в т.ч.а) мех. бурение	ч/1000м	139,2	131,1	94,2	-8,1
1	2	3	4	5	6	7
	в) проработка	ч/1000м	0,9	0,9	100,0	0
	г) вхождение в режим бурения	ч/1000м	1,8	2,2	122,2	+0,4
	Крепление	ч/1000м	86,1	85	98,7	-1,1
	Вспомогат. работы	ч/1000м	233,2	231,6	99,3	-1,6
	Ремонт	ч/1000м	18,6	23,9	128,5	+5,3
	Осложнения	ч/1000м	63,5	68,9	108,5	+5,4
	Итого производ-ое время	ч/1000м	580,9	582,4	100,3	+1,5
	Аварии	ч/1000м	15,3	13,7	89,5	-1,6
	Брак		5,4	3,4	63,0	-2
	Организац. простои	ч/1000м	3,6	4,4	122,2	+0,8
14	Пробурено с отбором керна	м	733,2	733,5	100,0	0,3
15	Отбор керна с СКО-8	образ.	697	292	41,9	-405
16	Испытание пластов КИИ	объект	28	15	53,6	-13
17	Бурение оценочных скважин	скв	0	12	0,0	+12
18	Бурение накл. скв.	скв	171	165	96,5	-6,0
19	Закончено скв. бурением	скв	175	167	95,4	-8,0
	в т.ч. а) девонских	скв	54	49	90,7	-5
	б) угленосных	скв	121	118	97,5	-3,0
20	Ср. глубина закон. бур. скв.	м	1 446	1 433	99,1	-13
21	Закончено скв. бурением	скв	177	167	94,4	-10
	1) на чист. воде, с обр. ПАВ, ПР	скв	71	25	35,2	-46
	2) на СВС	скв	0	0	0,0	0
	3) на нефти		0	7	0,0	0
	4) на глинистом растворе	скв	106	135	127,4	+29
	в т.ч. -удельный вес до 1,3	скв	104	134	128,8	+30
	-удельный вес 1,31 и выше	скв	2	1	50,0	-1
22	Пробурено на растворе	м	44522	37775	84,8	-6747
	в т.ч. на нижние гориз.	м	34186	29825	87,2	-4361
23	Ср.расход гл. р-ра на 1 скв.	руб	5 360	4 374	81,6	-986
24	Ср.расход гл. р-ра на 1 скв.	м3	351	343	97,7	-8
	а) девонские	м3	591	622	105,2	+31
	б) угленосные	м3	248	227	91,5	-21
25	Ср. удельный вес раствора	г/см3	1,186	1,187	100,1	0,001
26	Нарушение сетки разбуривания	случаи	0	0	х	0
27	Негерметичность колонны	случаи	2	4	х	+2
28	Выс. подъема цем.от уст.за кол.	м	61,9	51,4	83,0	-11
29	Вынос керна	%	85	88	103,5	+3
30	Недохождение приборов	случаи	1	3	х	+2
1	2	3	4	5	6	7
31	Недопод.цемента до башм.конд.	случаи	1	2	х	+1
32	Повторный каротаж	случаи	0	18	х	+18
33	Сметная стоимость метра прох-ки (без НДС) и (без №20009)	руб/м	5 519	6 792	123,1	+1273
34	Факт.стоимость м. проходки	руб/м	5 568	6 693	120,2	+1125
35	Расход электроэнергии	квт.ч/м	149,7	124,6	83,2	-25,13
36	Чистая прибыль	т.руб.	-31 239	-13 188	42,2	+18051
37	Количество буровых бригад	бр.	18	17	94,4	-1
	в т.ч . в работе	бр.	17,87	18,09	101,2	101,2
38	Проходка на 1 бур. бригаду	м	13 727	13 164	95,9	-563

16.2 Методика определения ожидаемого экономического эффекта

Расчет экономического эффекта производится согласно требованиям РД 39-01/06-000-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности», который проводится с обязательным использование приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов моменту времени - расчетному году t_p.

(16.1)

где Э_t - экономический эффект мероприятий за расчетный период;

Р_t - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за

расчетный период;

З_t - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за

расчетный период.

Стоимостная оценка результатов.

(16.2)

где Р_t - стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода, т.р.

а_t - коэффициент приведения по фактору времени;

t_н, t_к - начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Р_t) определяется как сумма основных и сопутствующих результатов.

Затраты (З_t) на реализацию мероприятия за расчетный период включают затраты при производстве и при использовании продукции без учета затрат на приобретение.

(16.3.)

Затраты на производство (использование) продукции:

(16.4)

где - величина затрат всех ресурсов в году t, включая затраты на

получение сопутствующих результатов;

- текущие издержки при производстве (использовании) продукции

в году t (без учета амортизационных отчислений на реновацию);

- единовременные затраты при производстве (использовании)

продукции в году t;

- остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.

На основании формулы (16.1) стоимостная оценка результата осуществления мероприятия полученной от реализации дополнительной добычи нефти рассчитывается по формуле:

 (16.5.)

где Ц - средневзвешенная цена предприятия за 1 т нефти, руб.;

ДQ_Н - дополнительная добыча нефти от внедрения мероприятия определяться по фактически отработанному времени, т.т. ;

3_у.пер. - условно-переменная часть себестоимости добычи 1 т. нефти, руб.

Таким образом, формула (16.1) примет вид:

(16.6)

где З_t - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия, складывающаяся из затрат на приобретение, установку устройств манжетного цементирования и затрат на НИОКР.

Чистая прибыль (ЧП), остающаяся в распоряжении предприятия определяется как разность между экономическим эффектом (Э_t) ( экономией эксплуатационных затрат ) и налога на прибыль (Н):

ЧП= Э_t - Н (16.7)

Налог на прибыль составляет 24%:

Н= Э_t *0,24 (16.8)

Основными показателями экономической эффективности внедрения мероприятий по развитию техники, технологии и организации производства в бурении являются:

· сокращение продолжительности строительства скважин и рост скорости бурения скважин;

· снижение себестоимости 1 метра проходки;

· рост производительности труда;

· снижение удельных капитальных вложений.

Рассмотрим методику расчета каждого из этих показателей.

1. Первый показатель - изменение времени и скорости бурения скважин.

В бурении большая часть затрат , составляющих себестоимость строительства скважин, зависит от времени бурения.

При оценке эффективности новой буровой техники необходимо учитывать дополнительный эффект, полученный за счет досрочного окончания строительства скважины:

Э= k*S_см*E_н*?T, (16.9)

где k - коэффициент, учитывающий разновременность капитальных вложений в строительство скважины

S_см - сметная стоимость строительства скважины, тыс.руб.

E_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

?T - сокращение продолжительности строительства скважины за счет внедрения новой техники, час.

В свою очередь, изменение времени строительства отдельной скважины определяет

?T = ?T_в + ?T_б + ?T_и, (16.10)

где ?T_в, ?T_б, ?T_и - изменение продолжительности вышкомонтажных работ, бурения и крепления, испытания скважины, час.

Изменение различных слагаемых времени бурения отразится на коммерческой скорости бурения V_k, которая определяется как отношение проходки Н (по скважине) к календарному времени бурения Т:

(16.11)

Величина изменения коммерческой скорости бурения ?V_k равна

(16.12)

Сокращение продолжительности строительства отдельных скважин обеспечивает: снижение их себестоимости; сокращение капитальных вложений на бурение; уменьшение капитальных вложений, находящихся в незавершенном производстве; сокращение стоимости производственных фондов буровых предприятий.

2. Второй показатель эффективности мероприятий - снижение себестоимости 1 м проходки.

Если для внедрения новой техники не требуются дополнительные капитальные вложения, а экономический эффект формируется за счет снижения затрат, то необходимо использовать следующую формулу:

Э = (С₁ - С₂)* А₂ (16.13.)

где С₁ и С₂ - себестоимость проходки по законченной строительством скважине соответственно до и после внедрения новой техники, т.р.;

А₂ - годовой объем проходки по законченным строительством скважинам в метрах после начала внедрения мероприятия.

Одним из основных источников снижения себестоимости строительства скважин является снижение расхода материалов, топлива и электроэнергии на 1 скважину. Это обусловлено тем, что в себестоимости строительства скважин эти затраты составляют почти половину всех затрат.

При расчете экономической эффективности затраты по базовой и вновь внедряемой технике определяются, исходя из сметной стоимости фактически выполненного объема работ, по всем статьям расходов сметы.

Так, если в результате внедрения мероприятия сокращаются затраты на сырье и материалы, то экономия определяется по формуле:

Э = З₁ - З₂ (16.14)

З₁ - З₂ - затраты на сырье и материалы до и после внедрения мероприятия, тыс. руб.

Затраты на сырье, материалы и покупные полуфабрикаты определяются на основе данных технических проектов, исходя из норм расхода на единицу продукции, цен и годового объема:

З_м= Н_{м *} Ц_м* К_тр * В_, (16.15)

где Н_м - норма расхода материалов;

Ц_м - оптовая цена единицы материала, тыс.руб.;

К_тр - процент транспортно - заготовительных расходов;

В - объем использования.

Изменение затрат, связанных с промывочными жидкостями (глинопорошками, химическими реагентами, утяжелителями), определяется по формулам:

; (16.16)

(16.17)

где З_ч1 З_ч2 - сметная стоимость глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам на 1 час работы буровой установки, тыс.руб;

Q₁ и Q₂ - количество глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам, т;

Ц - цена глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей, руб;

З_тр - транспортные затраты по доставке до буровой этих материалов, руб/т;

Р_н Р_пл - коэффициенты, учитывающие накладные расходы и плановые накопления;

Т₁ Т₂ - время бурения скважины (интервала) по базовому и новому вариантам, сут.

Расходы на обсадные трубы устанавливаются умножением количества метров обсадных труб определенного диаметра, марки и толщины стенок на соответствующую отпускную цену 1 м обсадных труб.

Затраты на тампонажный цемент определяются умножением количества тонн цемента, необходимого для крепления стенок скважин в плановом году, на отпускную цену 1 т цемента соответствующего качества. Количество и качество цемента определяются по данным технических проектов на строительство скважин.

Такие статьи затрат, как «Глинистый раствор или глина», «Материалы для обработки глинистого раствора», рассчитывают умножением потребного количества, установленного в техническом проекте, на стоимость единицы.

Затраты на техническую воду определяют, исходя из норм суточного ее расхода (Н_в), продолжительности бурения (Т_б) и стоимости 1 м³ воды (Ц_в):

З_в= Н_в*Т_б*Ц_в (16.18)

Топливо используется в двигателях внутреннего сгорания, применяемых в качестве силовых приводов, в моторах заливочных агрегатов и др.

Так, затраты (З_т) на топливо для двигателей внутреннего сгорания определяют по следующей формуле:

З_т= Н_р* t * Ц (16.19)

Н_р - норма расхода горючего на станко-сутки бурения и испытания;

t - продолжительность работ, сут;

Ц - цена горючего, руб.

Расходы по электроэнергии включают в себя затраты на оплату потребляемой электроэнергии, оплату подключенной мощности электродвигателей и оплату за содержание высоковольтных сетей.

Так, стоимость потребляемой электроэнергии (З_э) рассчитывают исходя из расхода электроэнергии на сутки бурения (Р_э), продолжительности бурения (Т_б) и стоимости 1 квт/ч (Ц_э):

З_э= Р_{э *} Т_{б *} Ц_э (16.20)

Расход электроэнергии определятся по формуле:

(16.21)

где Н - глубина скважины, м.;

а - норма расхода электроэнергии на 1 м проходки, квт/ч

Т_б и Т_к - время бурения и крепления, сут.

Оплата подключенной мощности (З_пм) определяется умножением величины подключенной мощности (М_п) в ква на продолжительность бурения (Т_б) в сутках и на стоимость содержания 1 ква в сутки (С_ква):

З_пм= М_п*Т_б*С_ква. (16.22)

Расчет расходов на транспортировку грузов (З_тр) производится, исходя из расценок (тарифов) перевозки 1 т груза на 1 км (Р) , руб, расстояния на которое перевозятся грузы (L), км и веса перевозимых грузов (N), т:

З_тр= Р*L*N (16.23)

При расчете затрат на транспортировку глины, химических реагентов, утяжелителей, бурильных труб необходимо в определенных случаях учесть поправочные коэффициенты на бездорожье. Некоторые затраты, зависящие от времени бурения определяются умножением суточного норматива этих расходов (Н_р), руб. на продолжительность бурения (Т_б), сут:

З_t = Н_р*Т_б (16.24)

К таким статьям затрат относятся: прокат бурильных труб; содержание бурового оборудования; амортизация бурового оборудования, крупных блоков, вышки; износ инструментов; спецтранспорт и др. Например, затраты по статье «Содержание бурового оборудования» определяются умножением стоимости содержания буровой установки в сутки на продолжительность бурения под эксплуатационную колонну.

Стоимость 1 часа работы буровой установки (З_ч) изменяется в зависимости от скорости бурения. Поэтому эту стоимость необходимо корректировать для базовой и новой техники. Корректировка стоимости часа проводится по формуле:

(16.25)

где К_ч - коэффициент, учитывающий изменение стоимости часа работы буровой установки в зависимости от скорости бурения;

- стоимость часа (суток) работы буровой установки по затратам, зависящим от времени для средних условий бурения, руб.

Увеличение межремонтного периода работы забойных двигателей также влияет на стоимость 1 ч работы буровой установки (она снижается) по затратам, зависящим от времени, за счет изменения затрат на их содержание. Изменение этих затрат определяется по формуле:

(16.26)

где З_ч2 - уточненная сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб;

З_ч1 - сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб;

З_т - затраты на содержание забойных двигателей по статьям, зависящим от межремонтного периода работы, руб/ч;

t_p1 t_p2 - межремонтный период работы базовых и новых забойных двигателей (средний по буровому предприятию), ч.

В тех случаях, когда для отдельных объектов новой техники (оборудование, механизмы) требуются дополнительные затраты на их приобретение, необходимо учесть дополнительные амортизационные отчисления (А_доп), включаемые в стоимость 1 ч работы:

, (16.27)

где Ц - цена оборудования, механизмов, приборов, руб;

Н_а - норма амортизации, %;

К_о - коэффициент оборачиваемости.

Мероприятия, применяемые в процессе бурения скважин, увеличивают затраты на их строительство, но обеспечивают эффект в нефтеотдаче. В таком случае при расчете экономического эффекта необходимо учесть прирост добычи нефти:

Э= [(q₁ - q₂)*k_э *Т*Ц - ?С]*N, (16.28)

где q₁ и q₂ - среднесуточный дебит скважины до и после проведения

мероприятия, т;

k - коэффициент эксплуатации скважины;

Т - среднее время работы скважины в течение года, сут;

Ц - цена нефти, руб;

?С - удорожание строительства скважины за счет применения

специальных материалов,руб;

N - годовое число скважин, заканчиваемых с применением

новой технологии.

3. Третий показатель экономической эффективности мероприятий по внедрению новой техники и технологии в бурении - рост производительности труда

Повышение производительности труда означает сокращение времени бурения скважины, а значит и уменьшение затрат зависящих от времени. При ускорении цикла строительства скважин и увеличении количества заканчиваемых бурением скважин снижаются и накладные расходы на одну скважину. Рост производительности труда, опережая рост средней заработной платы, обусловливает уменьшение расходов по заработной плате на 1 м проходки. Рост производительности труда влияет и на увеличение скорости бурения.

В качестве показателей оценки уровня производительности труда используются:

· показатель объема работ (выработки) в стоимостном выражении на одного работника определяется по формуле:

(16.29)

где S - сметная стоимость объема работ по строительству скважин в руб.;

- среднесписочная численность работников производственного

персонала, чел;

· показатели объема работ (выработки) в натуральном выражении на одного работника; определяются по формуле:

или , (16.30-16.31)

где H - объем проходки , м;

v - скорость бурения м/ст.-мес;

р - удельная численность работников на 1 станко-месяц,

чел/ст.-мес.

Прирост производительности труда в результате внедрения новой техники определяется (%):

, (16.32)

где ПТ₁ и ПТ₂- производительность труда до и после проведения

мероприятия, т.р.

4. Четвертый показатель - снижение удельных капвложений

Если затраты на проведение мероприятия покрываются за счет капитальных вложений, то рассчитываются также удельные капвложения и срок окупаемости дополнительных капвложений. Удельные капитальные вложения определяются путем отношения дополнительных капитальных вложений (в рублях) к годовому приросту продукции или в расчете на весь годовой выпуск продукции (в натуральных единицах).

Величина их определяется:

, (16.33)

где К_уд - удельные капитальные вложения на 1 м проходки в год, руб;

Ц_бу - цена комплектной буровой установки, руб;

К_об - коэффициент оборачиваемости бурового оборудования;

Ц_зд - цена комплекта забойных двигателей, руб;

Ц_бт - цена комплекта бурильных труб, руб;

К_з - коэффициент запаса бурильных труб.

Капитальные вложения в бурении направляются на расширение, техническое перевооружение производства, на приобретение машин, оборудования, инструмента и др.

16.3 Расчёт годового экономического эффекта от внедрения МСЦ - Б

Аннотация

В настоящее время для снижения депрессии на продуктивные пласты, повышения качества цементирования, а так же для подъёма тампонажного раствора до проектной глубины используются различные типы муфт ступенчатого цементирования.

В Азнакаевском УБР разработана и внедрена муфта ступенчатого цементирования типа МСЦ - Б, имеющая простую конструкцию.

Преимуществом данной муфты по сравнению с другими известными конструкциями являются:

обеспечение полного прохода обсадной колонны без уменьшения внутреннего диаметра;

независимость работы от зенитного угла ствола скважины;

высокая точность открытия циркуляционных отверстий при заданном давлении;

надёжность закрытия циркуляционных отверстий;

малый объём разбуриваемых элементов;

сокращение затрат времени на цементирование второй ступени;

дешевизна;

цементирование второй ступени без разрыва во времени.

Муфта изготавливается в условиях мастерских бурового предприятия, не требует применения специального оборудования и специальных материалов.

С изобретением МСЦ - Б заметно уменьшился перечень работ, выполняемых при цементировании, также уменьшились и затраты материалов.

В данном расчёте экономического эффекта сравниваются затраты при работах с использованием муфты нового образца МСЦ - 146 Б с затратами при использовании муфты старого образца МСЦ - 146.

Расчет эффективности
использования муфты ступенчатого цементирования.
			Варианты
№№	Показатели	Ед.	Базовый без МСЦ	Новый с использ.МСЦ
п/п		изм.	кол-во	цена	ст-ть	кол-во	цена	ст-ть
				руб	т.руб		руб	т.руб
1	Расход материалов
	- цемент	т	19,9	2564,00	51,0	5,9	2564,00	15,1
	- гл.раствор 1,12	м3	2	804,6	1,6
	- ПВС	кг	6	48,6	0,3
	-вода	м3	19,7	38,6	0,8	21,6	38,6	0,8
	- МСЦ-146	шт	1	55800	55,8	1	47000	47,0
	Итого	т.р.			109,5			63,0
2	Транспортные затраты
	- кол-во перевозимого груза	т	42,6	617	26,3	30,6	617	18,9
	- стоимость перевозки 1 т			617			617
	Итого	т.р.			26,3			18,9
3	Затраты на тампонажные
	работы:
	3.1.Работа тампон.техники	т.р.			9,2			3,5
	- ЦА-320	час	3,4	1715,5	5,8	1,9	1715,5	3,3
	- СМН-20	час	1,6	2076,8	3,3	0,1	2076,8	0,2
	3.2.Пробег тампон.техники	т.р.			21,5			8,6
	Кол-во техники
	- ЦА-320	ед.	3,4	33,1	14,6	1,9	33,1	8,2
	- СМН-20	ед.	1,6	33,1	6,9	0,1	33,1	0,4
	Ср.расстояние до буровой	км	65			65
	Итого	т.р.			30,7			12,1
4	Затраты, зависящие от
	времени
	4.1.Время работы БУ-75 БРЭ	час	137,7			72,3
	4.2.Стоимость 1 часа экспл.	руб		4781,5			4781,5
	Итого	т.р.			658,4			345,7
	Всего затрат	т.р.			824,9			439,6
	Экономия: 824,9-439,6 =385,3т.руб
	Эконом.эффект от внедрения на 30 скважинах: 385,3 * 30 = 11559,0 т.руб.
	Налог на прибыль: 385,3*0,24 = 92,47 т.руб.
	Чистая прибыль: 385,3-92,47 = 292,83 т.руб.

Список использованных источников

1. Р.С. Хисамов. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Учебное пособие для подготовки дипломированных специалистов по специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» г. Альметьевск - 2005 - 173с.

2. Годовые отчеты Татнефть 1995-2005 г.г.

3. Зозуля Н.Е. Соловьева Н.В., Голубь С.И., Красникова С.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебно-методическое пособие для прохождения учебной, производственной и преддипломной практик студентами, обучающими по специальности 130504.65 - «Бурение нефтяных и газовых скважин». - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт , 2005. - 32 с.

4. Зозуля Н.Е. Дипломное проектирование: Учебное пособие - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2004. - 80 с.

5. Групповой рабочий проект № 906.21.99 для строительства эксплуатационных и нагнетательных скважин на Зай - Каратайской площади Ромашкинского месторождения.

6. Соловьёва Н.В., Зозуля Н.Е. Учебная научно - исследовательская работа студентов: Учебное пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2004. - 79с.

7. РД 39-0147585-214-00. Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии.

8. Гилязов Р. М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002 - 255 с.; ил.

9. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2/2007.

10. Инструкция по технологии приготовления полимерглинисто-мелового бурового раствора для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Татарстана.

11. Соловьева Н.В. «Заканчивание скважин». Учебно-методическое пособие для выполнения курсового проекта. - Альметьевск: АГНИ, 2005г.

12. Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В. Природоохраняемые мероприятия при строительстве скважин: Учебное пособие, - Альметьевск: АГНИ, 2002-60с.

13. Зозуля Н.Е., Фатхуллин Р.Х., Соловьева Н.В. Заканчивание скважин строительством АГНИ, 2003-124с.

14. Зозуля Н.Е., Голубь С.И. «Лабораторный практикум». Учебно-методическое пособие - Альметьевск: АГНИ. 2003г.

15. Л.В.Борисенко «Выбор промывочной жидкости для бурения скважин», 2003г.

16. Студенский М.Н., Соловьева Н.В. «Технология качественного вскрытия продуктивного пласта».-Альметьевск: АГНИ, 2004 - 188 с.

17. Соловьева Н.В., Зозуля Н.Е. Безопасность производственной деятельности: Учебное пособие для дипломного проектирования - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2004. - 56 с.

18. Булатов А.И., Аветисов А.Г.Справочник инженера по бурению: В 4 кн. Кн.3 - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Недра, 1995. - 320с.:ил.

19. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. - 255с.:ил.

20. Гусман А.М., Порожский К.П. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование: Научное издание. - Екатеринбург: УГГГА, 2002. - 592с.:ил.

21. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам: - М.: Недра, 1979. - 215с.

22. Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 509с.: ил.

23. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии: - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 160с.: ил.

24. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1999. - 424с.: ил.

Размещено на Allbest.ru