Дипломная (вкр): Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

-10%

Базовый

10%

Цена на нефть, руб/т

ЧДД, тыс. руб.

-10,3

0

10,3

Объем дополнительно добытой нефти, тыс. т

ЧДД, тыс. руб.

-14

0

14

Текущие производственные затраты, тыс. руб.

ЧДД, тыс. руб.

0,3

0

-0,3

Единовременные затраты на проведение метода, тыс. руб.

ЧДД, тыс. руб.

2

0

-2

Ставка налога на добычу полезных ископаемых, %

ЧДД, тыс. руб.

5,1

0

-5,1

Вывозная таможенная пошлина, тыс. руб.

ЧДД, тыс. руб.

3,2

0

-3,2

Курс доллара, руб/долл.

 

-8,9

0

8,9

Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, руб/т

 

0,7

0

-0,7

На рисунке 5.4 представлен график нормированной чувствительности ЧДД разработанного плана.

Рисунок 5.4 - Нормированная чувствительность ЧДД плана к исследуемым факторам

Таким образом, в данной главе произведен расчет и анализ экономических показателей эффективности по скважинам переходящего фонда с прогнозом на 4 года. Получено, что срок окупаемости затрат на проведение ГРП составляет около четырех месяцев, а чистый дисконтированный доход проекта за 4 года составит - 2,329 млрд. руб. Также выполнен анализ чувствительности проекта при изменении на ± 10% основных экономических факторов. Получено, что проект наиболее чувствителен к изменению дополнительной добычи нефти (ЧДД изменяется на 14%), цены на нефть (ЧДД изменяется на 10,3%), курса доллара (ЧДД изменяется на 8,9%) и ставки налога на добычу полезных ископаемых (ЧДД изменяется на 5,2%).

6. Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей

Процесс ГРП характеризуется повышенной опасностью из-за наличия большого количества техники, нахождения людей в опасной зоне, высокого давления, применения в качестве рабочего агента горючих жидкостей, шума от спецтехники. Кроме того, все работы по ГРП ведутся на больших скоростях закачки жидкости [28].

Жидкости гидроразрыва, как и углеводородное сырье, на котором они готовятся, по степени воздействия на организм человека относятся к IV классу опасности. При попадании жидкости на кожу и другие части тела ее следует удалить с помощью ветоши, а загрязненные участки промыть водой с мылом [29].

Все эти факторы требуют от всех участников процесса предельного внимания, осторожности, соблюдения техники безопасности, пожарной безопасности.

Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности принимаются в соответствии с таблицей 6.1 по НПБ 105-03.

Таблица 6.1 - Категория помещения по взрывобезопасности

Категория помещения	Характеристика веществ и материалов, находящихся (обращающихся) в помещении
Б взрывопожароопасная	Горючие пыли или волокна, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки более 280С, горючие жидкости в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа
В1 - В4 пожароопасные	Горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть, при условии, что помещения, в которых они имеются в наличии или обращаются, не относятся к категориям А или Б

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются опасные различные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей. Показатели пожароопасности и токсичности сырья сведены в таблицу 6.2. Категории молниезащиты и тип зоны защиты для рассматриваемого объекта по РД 34.21.122-87 представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Категории молниезащиты и типы зоны защиты

Здания и сооружения	Местоположение	Тип зоны защиты при использовании стержневых и тросовых молниеотводов	Категория молниезащиты
Здания и сооружения или их части, помещения которых согласно ПУЭ относятся к зонам классов В - I и  В - II	На всей территории	Зона А	I
То же классов В - Iа, В - Iб, В - IIа	В местностях со средней продолжительностью гроз 10 ч в год и более	При ожидаемом количестве поражений молнией в год здания или сооружения N > 1 - зона А; при N £ 1 - зона Б	II

.2 Мероприятия по технике безопасности

Рассмотрим сначала мероприятия по электробезопасности. На объектах нефтедобычи существует опасность поражения электрическим током. Приводные двигатели станков - качалок, дизель - генераторы, линии электропередач (ЛЭП), трансформаторы, ТЭНы (трубчатые - электронагреватели) - вот возможные источники поражения электротоком. Напряжение промысловой сети 380В. Напряжение трансформаторов ТМП и ТМПН (применяемых для повышения напряжения для УЭЦН) до 6000 В.

В качестве мер для защиты от высокого напряжения на промысле широкое применение получили: защитное заземление, защитное зануление, защитное отключение по ГОСТ 12.1.030-81.

Устранение опасностей достигается, если токопроводящие части достаточно изолированы или защищены от прикосновения.

При выходе горячей воды, в случае негерметичности или повреждения, может быть оказано отрицательное влияние на работоспособность приборов КИПиА, вследствие этого необходимо регулярно производить контрольные обходы с проверкой герметичности труб отопления.

Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные металлические экраны, костюмы из металлизированной ткани, снабженные гибким проводом для заземления. При работе в зоне воздействия электрического поля необходимо соблюдать нормы пребывания работающих в зоне влияния. На скважинах должны быть предусмотрены штепсельные розетки для подключения электрооборудования агрегатов при производстве ремонтных работ. Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только после полного снятия напряжения.

При дистанционном управлении электродвигателями в наружных установках обслуживающий персонал должен пользоваться диэлектрическими перчатками как основным защитным средством. В качестве дополнительного защитного средства в этих условиях должны применяться резиновые боты [33, 31].

На месторождениях используется электрооборудование класса II (для внутренней и наружной установки). Потребители электроэнергии центральный пульт управления, дозаторы, смесители, имеют контур заземления, подключаемый к заземлению кустового оборудования для исключения поражения персонала электрическим током. Данные точки оснащены порошковыми или углекислотными огнетушителями, которые могут тушить объекты под напряжением.

Операция по ГРП относятся к категории опасных, для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности используют целый комплекс мероприятий.

Установленный пакер и НКТ проверяют на герметичность давлением Р = 30 МПа для предупреждения выбросов при ГРП, так же проверяют превентор при давлении Р = 10 МПа. Закончив работы в скважине, проводят подготовительные работы на поверхности: очищают от нефти и грязи устье скважины, мостки буровой, технологическое оборудование. Площадку для размещения техники и оборудования, в случае ее замазученности, засыпают песком и профилируют (выравнивают). Автомобили располагают в соответствии с требованиями техники безопасности по утвержденной схеме.

Емкости на пневмоходу для приготовления и хранения жидкостей разрыва (сырая нефть, дизельное топливо, гелеобразное дизтопливо и так далее), учитывая их повышенную пожароопасность, располагают на некотором удалении от агрегатов. Емкости с большим объемом устанавливают (до 60 м) на специальные «лапы», имеющие жесткую связь и большую площадь опоры для предотвращения потери устойчивости при наполнении.

В целях пожарной безопасности все емкости сверху облиты теплоотражающим материалом, имеют защитное заземление связанное с контуром заземления кустового оборудования. Помимо этого они оборудуются: герметичной крышкой с предохранительным клапаном для регулирования давления внутри резервуара; пожарным щитом с оборудованием; ящиком с песком; противоупорами; лестницей и площадкой с перилами для исключения падения обслуживающего персонала во время контроля за уровнем заполнения. Перед гидроразрывом линию от резервуаров к смесителям и скважине проверяют на отсутствие утечек [31].

В целях противопожарной защиты выхлопные трубы работающих двигателей и установок оборудуются искрогасителями. Если данных мер недостаточно (ветер, близость расположения емкостей с горючими веществами и так далее), монтируют специальные выкидные линии для отвода выхлопных газов за пределы опасной зоны. В процессе работы насосов необходимо постоянно контролировать параметры работы двигателей (температуру, давление, число оборотов и так далее). Все контрольные приборы установлены непосредственно на силовой установке.

Во время подготовки и самого процесса ГРП на кустовой площадке постоянно дежурит пожарная машина, готовая в любой момент приступить к тушению пожара. В частности при проведении ГРП можно встретить 2 класса зон: зона класса В-1А - замерное устройство «Спутник» и зона класса В-1Г - устье скважины, пространство у предохранительных и дыхательных клапанов, емкостей и технологических аппаратов с легковоспламеняющимися жидкостями. Работники пользуются только исправными инструментами, приспособлениями, и приборами, не дающими искр. Нельзя отогревать нефтяное оборудование открытым огнем. Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости хранятся в специально отведенном месте. При организации ремонтных работ следует строго придерживаться Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности по ППБО-0137085.

Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения» [28]. В качестве огнегасящих средств на предприятии используется вода, химическая и воздушно-механическая пены, песок и другие материалы. Многие объекты добычи, сепарации и транспортирования нефти и газа обеспечиваются углекислотными огнетушителями и набором простейшего противопожарного инвентаря. Огнетушители, получившие распространение на объектах нефтяной и газовой промышленности:

·   ОХП-10 (огнетушитель химической пенный);

·   ОВП-5, ОВП-10 (воздушно-пенные огнетушители);

·   ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8 (ручные углекислотные огнетушители);

·   ОА-1, ОА-3 (аэрозольные огнетушители);

·   ОУБ-3, ОУБ-7 (углекислотно-бромэтиловые огнетушители);

·   ОПС-6 и ОПС-10 (порошковые огнетушители).

Используемые средства индивидуальной защиты для оператора по исследованию скважин, оператора по добыче нефти и газа, слесаря КИПиА, помощника бурильщика, бурильщика ПКРС, машиниста А-50 и ИТР следующие: костюм хлопчатобумажный (летний) по ГОСТ 17222-1 (тн), комбинезон по ГОСТ 12.4.039-78, сапоги кирзовые (пробитые медными заклепками) по ГОСТ 5394-74 (3), очки защитные; костюм ватный (зимний) по ГОСТ 18235-2 (тн), рукавицы меховые, валенки на резиновой подошве по ТУ 17 РСФСР 11-39-20 (МВ), шапка меховая, рукавицы хлопчатобумажные по ГОСТ 12.4.010-75, пуховик по ГОСТ 4432-71, подшлемник по ТУ 17-08-149-81, каска защитная по ОСТ 39-124-82, респиратор фильтрующий «лепесток» ГОСТ 12.4.010, аптечка медицинская.

При проведении ГРП должны применяется следующие правила техники безопасности. В соответствии с правилами проведения работ к работе допускаются лица, достигшие 18 лет, прошедшие медицинское обслуживание, инструктаж, производственное обучение, стажировку, проверку знаний комиссией, назначенной для данного подразделения приказом по предприятию. Рабочие перед проведением ГРП должны пройти инструктаж по технике безопасности и электробезопасности.

Агрегаты, применяемые на ГРП, рассчитаны на давления, превышающие максимальные рабочие. Механизмы, устройства и измерительные приборы должны иметь удобный и безопасный доступ. Все движущиеся части механизмов агрегата обеспечиваются металлическими ограждениями. Площадки агрегатов, с которых обслуживается оборудование, ограждаются на высоту не менее одного метра. Для подъема на платформу агрегата предусматривается лестница с перилами или подножки.

Обвязка из труб должна быть рассчитана на высокое давление. Запорная аппаратура на трубопроводах обвязки должна быть легко управляемой усилием одного человека. Вблизи гидравлической части насоса на нагнетательном трубопроводе размещают предохранительный клапан с отводной трубкой для сброса жидкости. Отвод от предохранительного устройства установленного на насосе, закрывается кожухом и выводится под агрегат. Агрегаты для ГРП устанавливаются на расстоянии не менее десяти метров от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее одного метра, а кабины не были обращены к устью скважины. На насосных скважинах отключают привод, затормаживают редуктор и вывешивают плакат «Не включать! Работают люди» [32].

Использование импульсных трубок позволит расположить манометры на расстоянии, безопасном для наблюдения за их показаниями. Если при ГРП есть возможность повышения давления выше допустимого для эксплуатационной колонны данной скважины, то проводится пакерование колонны. Нагнетательные трубопроводы подвергаются опрессовке на давление, в 1,5 раза больше ожидаемого максимального давления при гидроразрыве. При опрессовке люди должны быть удалены за пределы опасной зоны.

Клапанные коробки гидравлической части насоса должны ограждаться кожухами. Люки бункеров и цистерн должны закрываться откидными крышками и решетками [33].

Приемный и нагнетательный трубопроводы надежно закрепляются на агрегатах с применением резиновых или деревянных «подушек». Выхлопные трубы двигателей агрегатов и других машин обеспечиваются глушителями с искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов и выводятся на высоту не менее двух метров от платформы агрегатов. ГРП осуществляют под руководством ИТР по утвержденному плану. Необходимо предусмотреть надежную связь между руководителями работ и персоналом, обслуживающим агрегаты. Агрегаты включают только после удаления людей, не связанных непосредственно с выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны.

Во время закачки и продавки жидкости при ГРП нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

При работе агрегатов запрещается ремонтировать их, крепить обвязку или устранять пропуски в запорной арматуре. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой аппаратуры, на ней закрывают краны. Основное условие безопасности при производстве ГРП на скважинах - соблюдение трудовой и производственной дисциплины работающими [31].

.3 Мероприятия по промышленной санитарии

Основные рамы боксов под комплектными машинами, агрегатами выполнены так, чтобы исходящая от машин вибрация улавливалась, и усилия были безопасно отведены от фундаментов. Вследствие установки воздушных компрессоров и сооружений в виде бокса, по всей вероятности недопустимых вибраций ожидать не следует.

Источниками шума и вибрации на нефтепромысле являются: лебедка (до 96 дБ); двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели (до 100 дБ); элементы вентиляционных установок, трубопроводы для перекачки нефти и газа (более 120 дБ). Для снижения шума до предельно допустимого уровня рекомендуется применять индивидуальные средства защиты - антифоны, наушники [28].

Работы по проведению ГРП производятся на открытом воздухе. Это говорит о воздействии на работников широкого диапазона метеорологических условий, которые подвержены сезонным и суточным колебаниям. Поэтому параметры микроклимата могут являться как опасными, так и вредными производственными факторами.

Запрещается начинать процесс ГРП при температуре воздуха - 28 ⁰С и ниже, или же когда температура с учетом ветрового фактора составляет - 28 ⁰С и ниже. ГРП производится на открытом воздухе, только в дневное время при естественном освещении.

При проведении данного мероприятия следует учитывать следующие требования: световой поток должен достаточно ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей [31].

.4 Мероприятия по охране окружающей среды

Основными источниками выделения в атмосферу загрязняющих веществ являются скважины с замерными устройствами (их задвижки и фланцевые соединения), сепараторы различных типов, а также дренажные емкости и насосы. На территории кустовой насосной станции расположены свеча рассеивания и факел сжигания газа.

Различаются следующие группы источников выбросов загрязняющих веществ: неорганизованные (кусты скважин, сепараторы, дренажные емкости, открытые насосы, насосные, сварочные посты, склады ГСМ и другие; организованные (факельная установка, свечи рассеивания газа) [34].

В настоящее время при эксплуатации производственных объектов на Мало-Балыкском месторождении выбрасывается 14 наименований загрязняющих веществ: диоксид азота; оксид азота; оксид углерода; ангидрид сернистый; метан; углеводороды предельные С₁ - С₁₀; сажа; сероводород; железа оксид; марганец и его соединения; пыль неорганическая (SiO₂ 70 - 20%); фтористые соединения; плохорастворимые неорганические фториды; бенз/а/пирен. Их суммарный выброс составляет - 10360,05 тонн в год.

Мероприятия по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта нефти; стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов; защита оборудования от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов под давлением»; испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа; перед остановкой оборудования на ремонт предусмотрен сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость; проектирование объектов с высокой степенью автоматизации.

Также необходимо: наличие плана действий в аварийных и нештатных ситуациях; автоматизация технологических процессов; безрезервуарная откачка нефти; установка конденсатосборников на факелах газопроводов.

Контроль за состоянием атмосферы на объектах предприятия рекомендуется согласно ОНД-90 вести по двум основным направлениям: контроль за выбросами загрязняющих веществ на источниках; контроль за соблюдением норм допустимых выбросов вредных веществ [35].

На территории Мало-Балыкского месторождения на основании проведенных расчетов и инвентаризации на 2002 год выявлено отходов производства и потребления в объеме 73,663 т/год: I класса опасности (лампы люминесцентные, ртутьсодержащие) - 0,035 т; II класса опасности (масла моторные, гидравлические, трансмиссионные, отработанные) - 0,627 т; III класса опасности (остатки нефтедобычи, загрязненные нефтью) - 25,895 т; IV класса опасности (пищевые отходы столовых, отходы бумаги, картона и изделий из них, лом, стружка черных металлов (металлолом огарки сварочных электродов стеклянные и керамические электро-, радиодетали (электро-, радиолампы, кинескопы и так далее (лампы накаливания), резиноасбестовые изделия (паронит), одежда старая, ветошь, спецодежда незагрязненная, мусор бытовой от предприятий (ТБО) не загрязненный, отходы кухонь и столовых) - 47,106 т [30].

Для обеспечения экологической безопасности при проектировании строительства скважин согласно РД 39-0148070-003/1-98 «Производство буровых работ и охрана окружающей природной среды при эксплуатационном и разведочном бурении на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» предусмотрены дополнительные природоохранные мероприятия: применение безамбарного метода бурения с использованием установки по очистке буровых растворов, обезвоживанию и очистке бурового шлама; устройство вторичной дамбы обвалования; повторное использование воды, необходимой для строительства скважин; устройство площадки для хранения загрязненных почв, снега; применение малотоксичных буровых растворов.

Жидкие отходы помещаются во временную гидроизолированную земляную емкость для последующей откачки в нефтесборный коллектор [36].

Все технологические площадки и устье скважины необходимо оборудовать лотками, поддонами и устройствами дренажа для сбора аварийных утечек и буровых сточных вод с последующим их использованием.

Перевозка материалов и химических реагентов должна производиться специализированным автотранспортом и в таре, исключающей их попадание в окружающую среду [36].

Жидкости для обработки скважин должны быть отфильтрованы и регенерированы, а отработанные кислоты и жидкости для ремонта скважин - химически нейтрализованы перед сбросом в разрешенных или подходящих местах за пределами площадки.

Лом черных металлов, металлическую стружку, металлическую пыль следует собирать на площадке с твердым покрытием. Промасленную ветошь, промышленный мусор необходимо накапливать в отдельных контейнерах.

Сбор, размещение и утилизацию ТБО следует проводить в соответствии с требованиями, предусмотренными СанПиН 42-128-4690-88 «Санитарные правила содержания территории населенных мест» [31, 33].

Таким образом, в данном разделе затронуты вопросы по обеспечению безопасности работающих и соблюдение требований по охране окружающей среды при производстве работ ГРП, выданы рекомендации по уменьшению и снижению вредных производственных факторов. Рассмотрены организационные мероприятия по созданию безопасных условий труда при процессе ГРП.

Проанализирована экологическая ситуация на объектах добычи ООО «РН-Юганскнефтегаз», приведены основные мероприятия, проведенные по направлению повышения экологической безопасности при добыче нефти и при проведении работ ГРП на кустовых площадках.

Соблюдение и использование всех перечисленных мероприятий в дипломном проекте является гарантом надежной и безопасной работы оборудования и персонала производящего столь сложные операции по гидроразрыву.

Заключение

Изучение геологического строения Мало-Балыкского месторождения свидетельствует, что основные продуктивные пласты имеют аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0.004 мкм²) и высокую пластовую температуру (86 ^оС), пористость в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС_16-22 относятся - к V классу. Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС_16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП.

Анализ показал, что применение технологии ГРП для разработки ачимовской толщи является успешным. При этом падение текущей обводненности сразу после проведения гидроразрыва говорит об эффективности ГРП не только как метода интенсификации, но и как метода увеличения области дренирования добывающих скважин.

На объекте БС_16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита скважины по нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности на 3% в год.

В дипломном проекте произведен анализ ГРП по основному эксплуатационному объекту БС_16-22 и выработаны следующие основные рекомендации по повышению эффективности его дальнейшего применения: для дальнейшего внедрения на месторождении рекомендуется проведение повторных ГРП; при планировании ГРП необходимо осуществлять опережающее увеличение закачки воды вблизи скважин претендентов (особое внимание стоит уделить скважинам вертикальных рядов); наибольший установившийся прирост дебита жидкости и нефти достигается при числе проппанта, лежащего в интервале 1 - 5; наиболее эффективными, с точки зрения прироста дебита нефти и продолжительности эффекта, являются ГРП на скважинах, вскрывающих от 15 до 20 пропластков; рекомендовано закачивать от 2 до 4 тонн проппанта на 1 метр высоты трещины; получен оптимальный интервал полудлины для Ачимовских пластов (полудлина трещины 80-120 м).

Произведен анализ экономической эффективности по скважинам переходящего фонда и произведен прогноз на 4 года. Получено, что срок окупаемости затрат на ГРП составляет около четырех месяцев, индекс доходности - 6,1, а ЧЧД проекта составляет - 2,329 млрд.руб.

Выполнен анализ чувствительности проекта при изменении на ± 10% таких основных экономических факторов. Получено, что проект наиболее чувствителен к изменению дополнительной добычи нефти (ЧДД изменяется на 14%), цены на нефть (ЧДД изменяется на 10,3%), курса доллара (ЧДД изменяется на 8,9%) и ставки налога на добычу полезных ископаемых (ЧДД изменяется на 5,2%).

Также рассмотрены и предложены меры по охране труда и окружающей среды. Наибольшая опасность при проведении ГРП связана с применением в скважине технологии высокого давления.

нефть балыкский гидравлический пласт

Список использованных источников

1      Подсчет запасов нефти и растворенного газа Малобалыкского месторождения Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 01.01.1988 г. Тюмень, 1988

2       Малярова Т.Н. Отчет по созданию геологических моделей Западно-Малобалыкского, Малобалыкского и южной части Среднебалыкского месторождений /Т.Н. Малярова, В.Е. Копылов. - Москва, 2003.

         Дьяконова Т.Ф. Разработка алгоритмов оценки подсчетных параметров коллекторов продуктивных отложений Малобалыкского месторождения /Дьяконова Т.Ф. - ОАО «ЦГЭ», Москва, 1998.

         Технологическая схема разработки Малобалыкского месторождения. Отчет о НИР (Д.11.89.89.81.19.00) / ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Тюмень, 1990.

         Справочник по геологии нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - 214 с.

6      ГОСТ 9965-76. Общие правила и нормы. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий.

7     Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога /И.П. Чоловский. - Справочник под ред. - М.: Недра, 1989. - 14 с.

8      Анализ разработки Малобалыкского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 2002 г.

9       Economides M., Oligney R., Valko P. “Unified Fracture Design: Bridging the Gap Between Theory and Practice” /M. Economides, R. Oligney, P. Valko. - Orsa Press, Alvin, Texas, 2002.

10    Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учебник для ВУЗов /В.С. Бойко - М.: Недра, 1990 г.

11     Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти /В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983 г.

         Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин /В.Г. Уметбаев. - М.: Недра, 1989 г.

         Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий /Л.С. Каплан, А.В. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998 г.

         Каневская Р.Д. «Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта» /Р.Д. Каневская.- М.: Недра, 1999 г.

15    Инструкция по безопасному ведению технологического процесса ГРП техникой комплекта «Катконефть». Нефтеюганск, управление КРС «Интрас», 1993 г.

16     РД39-0148070-003/11-97. Технологический регламент на проведение работ по интенсификации притока нефти путем ГРП в процессе строительства и КРС на месторождениях ОАО «ЮНГ». СибНИИНП, Тюмень 1997 г.

         Могучев А.И. Оборудование для эксплуатации и подземного ремонта скважин: Учеб. пособие /А.И. Могучев. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - 74 с.

         Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов /И.Т. Мищенко. - М.: Недра, 1989. - 245 с.

         Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: Учебное пособие /П.М. Усачев. - М.: Недра, 1986. - 165 с.

         Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для вузов /И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

         Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. и доп. /А. М. Юрчук, А.3. Истомин.- М.: Недра, 1979. - 271 с.

         Cinco-Ley H., Samaniego-V., F. and Dominguez, N.: “Transient Pressure Behavior for a Well With a Finite Conductivity Vertical Fracture” /H. Cinco-Ley, F. Samaniego-V., N. Dominguez. - Soc. Pet. Eng. J. (Aug., 1978).

23     Курамшин Р.М.: «Методика технико-экономического прогнозирования эффективности проведения ГРП», «Нефтепромысловое дело» 4, 1999.

24    Методические рекомендации ОАО НК «Лукойл» «Методика расчета показателей оценки экономической эффективности ГТМ на добывающих скважинах» МУ-001-05, 2005 год.

25     Коссов В.В. Методические положения по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) /В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. - М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика», 2000. - 421 с.

         Инструкция по распределению затрат на добычу нефти на условно-переменные и условно-постоянные. Нефтеюганск - Уфа, 2000 год. - 12 с.

         Виленский П.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учеб. Пособие. - 2-е изд., перераб. и доп. /П.Л. Виленский, В.Н. Ливщиц, С.А. Смоляк. - М.: Дело, 2002. - 888 с.

28    Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М., НПО «ОБТ», 1993 г.

29     Руководство по приготовлению и применению высокоэффективных жидкостей для проведения процесса ГГРП. - РД 39-082- 91, Краснодар, НПО «Бурение» - ВНИИКРнефть, 1991 г.

         РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах, НПО «Бурение», 1997.

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

         Сухов М.Н. Инструкция по безопасности труда при проведении гидравлического разрыва пластов /М.Н.Сухов. - СП «Катконефть», 1999 г.

         Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода, 1989 г. Утверждена постановлением коллегии Госгортехнадзора СССР № 17 от 12.10.89 г.

         Роев Г.А. Очистные сооружения. Охрана окружающей среды /Г.А. Роев - М.: Недра, 1993. - 281 с.

         РД 39-133-94 Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше - М., Роснефть, НПО "Буровая техника", 1994.

         Тронов В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД /В.П. Тронов, А.В. Тронов. - Казань: Фэн, 2001. - 560 с.