Пути увеличения межремонтного периода работы скважины, оборудованной УЭЦН на примере НГДУ "Джалильнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Отложения солей являются одной из самых серьезных проблем при разработке нефтяных месторождений, которые возникают в процессе закачки воды и смешения двух несовместимых вод. Пластовые воды называются несовместимыми, если они взаимодействуют между собой химически и при смешивании соли выпадают в осадок.

Решением этой проблемой стало использование в НГДУ Джалильнефть клапана распылителя и капиллярного трубопровода для ввода ингибитора солеотложения на прием насоса ЭЦН.

В данной курсовой работе проводится анализ эффективности проведения технологии применения ингибиторов солеотложений для увеличения межремонтного периода работы скважины, нефтяные, газовые, водяные и добывающие скважины, эксплуатируемые, УЭЦН, винтовыми насосами, фонтанным способом Ташлиярского месторождения НГДУ «Джалильнефть», для добычи нефти и увеличения продуктивности добывающих скважин.

Цель данной курсовой работы - оценить организация и планирование производственных работ по проведению технологического процесса применения ингибиторов солеотложений для увеличения межремонтного периода работы скважины, оборудованной УЭЦН на примере НГДУ «Джалильнефть»

Основные задачи курсовой работы:

1. Охарактеризовать деятельность НГДУ «Джалильнефть».

2. Произвести расчеты стоимости работ по проведению технологического процесса применения ингибиторов солеотложений для увеличения межремонтного периода работы скважины, оборудованной УЭЦН.

3. Произвести расчеты эффективности внедрения процесса применения ингибиторов солеотложений для увеличения межремонтного периода работы скважины, оборудованной УЭЦН.



1. Краткая характеристика НГДУ «Джалильнефть»

1.1 Краткая характеристика деятельности НГДУ «Джалильнефть»

Территория деятельности НГДУ «Джалильнефть» составляет 1370 кмІ и охватывает четыре административных района Республики Татарстан (Сармановский, Альметьевский, Азнакаевский и Заинский), в том числе земли Государственного Лесного фонда (ГБУ «Альметьевское лесничество» и ГБУ «Азнакаевское лесничество»), 79 населенных пункта в пределах 28 сельских поселений, 54 землевладельца.

В настоящее время НГДУ имеет на своем балансе 6963 скважины. Эксплуатационный фонд насчитывает 5126 скважин, в том числе 3398 добывающих и 1728 нагнетательных.

Управление объединяет в своем составе:

· 6 цехов добычи нефти и газа;

· цех поддержания пластового давления;

· 2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;

· цех подземного ремонта скважин;

· участок производственного обслуживания.

1.2 Организационная структура НГДУ «Джалильнефть». Характеристика его подразделений

Производственные звенья, подразделения, осуществляющие управление предприятием и обслуживание его работников, количество таких звеньев и подразделений, их величина и соотношения между ними по размеру занятых площадей, численности работников и другим характеристикам представляют собой общую структуру предприятия.

Состав производственных подразделений предприятия, их взаимодействие в процессе изготовления продукции, соотношение по численности занятых, стоимости фондов, занимаемой площади и их территориальное размещение образуют производственную структуру, которая является частью общей структуры предприятия.

Совокупность возникающих в процессе управления взаимосвязей и взаимоотношений между подразделениями предприятий, включая взаимоотношения, права и ответственность работников за выполнение конкретных видов деятельности в процессе управления предприятием, представляет собой организационную структуру. Главная функция организационной структуры - обеспечение контроля и координации деятельности подразделений предприятия.

Организационная структура предприятия отражает уровень полномочий, делегированных различным функциональным и линейным подразделениям предприятия.

Исходной базой для реализации управленческих воздействий и основой для проектирования организационной структуры выступают рационально распределенные и взаимосвязанные во времени и пространстве функции управления. Они характеризуют разделение и специализацию труда в сфере управления и определяют основные стадии реализации управленческих воздействий на отношения людей в процессе производственно-хозяйственной деятельности.

Чтобы каждый работник в любой отрезок времени делал именно то, что необходимо остальным и всему предприятию в целом, нужны управляющие органы. На эти органы возлагается задача определения долгосрочной стратегии, координация и контроль текущей деятельности персонала, а также наем, оформление и расстановка кадров. Все структурные звенья предприятия, таким образом, связаны между собой с помощью системы управления, которая становится его головным органом.

Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Джалильнефть» является крупнейшим структурным подразделением ПАО «Татнефть». НГДУ действует на принципах хозяйственного расчета, осуществляет первичный бухгалтерский учет финансово-хозяйственных операций.

Нефтяной сектор России - это мощный и конкурентоспособный производственный комплекс, полностью обеспечивающий современные потребности страны в топливе и других нефтепродуктах и располагающий всеми признаками для устойчивой и эффективной деятельности.

НГДУ «Джалильнефть» является одним из крупнейших предприятий ПАО «Татнефть». НГДУ «Джалильнефть» было создано в июле 1959 года для разработки нефтеносных площадей в северо-восточной части Ромашкинского месторождения и вошло в состав Акционерного общества «Татнефть» в качестве структурной единицы на базе управления «Алькеевнефть», своим происхождением обязано НГДУ «Альметьевнефть».

Основу деятельности НГДУ составляет добыча и подготовка нефти и газа, а также разработка нефтяных месторождений, торгово-коммерческая деятельность, ремонтно-строительные работы.

В НГДУ «Джалильнефть» трудится более двух тысяч человек. Во главе НГДУ стоит начальник управления, он назначается генеральным директором ПАО «Татнефть» и действует от имени ПАО «Татнефть» как полномочный представитель на основе доверенности.



Рисунок 1 Организационная структура НГДУ «Джалильнефть»

Руководство и контроль начальник управления осуществляет через подчиненных ему заместителей. Первым заместителем начальника управления является главный инженер. Он руководит работой всех подразделений, возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу, отвечает за проведение правильной технической политики и, как первый заместитель начальника управления, наравне несет ответственность за правильное техническое руководство. Главный инженер осуществляет руководство через отделы, которые ему непосредственно подчинены.

Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ) - осуществляют управление технологическим процессом добычи нефти на закрепленных за ним районе. ЦДНГ производят разработку нефтяных месторождений, залежей или части их в строгом соответствии с технологическим проектом разработки.

Цеха по поддержанию пластового давления (ЦППД) - осуществляют технологический процесс закачки воды в продуктивные горизонты в соответствии с технологическими проектами разработки.

Цеха комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) - осуществляют своевременную, качественную подготовку нефти и сдачу ее нефтепроводному управлению, а также качественную очистку нефтепромысловых сточных вод для закачки в систему поддержания пластового давления.

Цеха подземного ремонта скважин (ЦПРС) осуществляют своевременный и качественный подземный ремонт скважин, с целью их бесперебойной работы, проводят мероприятия по интенсификации добычи нефти, испытание новых образцов глубинного оборудования.

Цех автоматизации производства (ЦАП) - обеспечивают надежную работу контрольно-измерительных приборов, средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов.

Отдел материально-технического снабжения и комплектации оборудованием (ОМТиКО) и центральный склад - своевременное обеспечение производственных, строящихся и реконструируемых объектов и подразделений НГДУ материалами, сырьем, оборудованием и другими материальными ресурсами.

Основное производство НГДУ «Джалильнефть» включает: цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ - 1,2,3,4,5,6,7), некоторые из которых не уступают размерами и объемом добычи целому предприятию; цех поддержания пластового давления (ЦППД - 1,2), цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН - 1,2), цех подземного ремонта скважин (ЦПРС - 1,2). Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного течения основного производственного процесса - добычи нефти.

К началу 2009 года в состав вспомогательного производства НГДУ «Джалильнефть» входят: база материально-технического снабжения и комплектации оборудованием (БМТС и КО), участок производственного обслуживания (УПО), цех вспомогательного производства (ЦВП), цех антикоррозийной защиты и технической диагностики (ЦАКЗ и ТД).

1.3 Основные технико-экономические показатели НГДУ «Джалильнефть»

Технико-экономические показатели - система измерителей, характеризующая материально-производственную базу предприятий (производственных объединений) и комплексное использование ресурсов. Они применяются для планирования и анализа организации производства и труда, уровня техники, качества продукции, использования основных и оборотных фондов, трудовых ресурсов.

Показатели эффективности деятельности организации - это абсолютные и относительные данные. Основной из них - прибыль - конечная цель и основной критерий деятельности организации.

Технико-экономические показатели отражают результаты хозяйственной деятельности предприятий за определенный период, а их сравнение с предыдущими годами показывает эффективность работы организаций.

Основная задача экономического анализа технико-экономических показателей - изыскание резервов для повышения эффективности производства.

Анализ представляет собой сравнивание результатов с планом или оценку деятельности предприятия методом сравнения достигнутых показателей с показателями предшествующих периодов. Разность между фактическими показателями различных периодов определяет их отклонения, величина которых складывается под воздействием различных факторов.

Показатели сравниваются по динамике за несколько лет или периодов, что позволяет сделать вывод о положительных или отрицательных изменениях в деятельности предприятия. Технико-экономические показатели представляют в табличном виде. После таблицы следует анализ показателей по строкам таблицы. Затем делается общий вывод о положительном или отрицательном векторе развития предприятия за рассматриваемый период.

Технико-экономические показатели работы предприятия во многом зависят от квалификационного уровня и эффективности использования кадров, от уровня их знаний, профессиональной подготовки и творческой активности.

В таблице 1 представлены основные технико-экономические показатели НГДУ «Джалильнефть».

Таблица 1. Технико-экономические показатели НГДУ «Джалильнефть»

Наименование показатели	Ед. изм.	2015 г.	2016 г.	+, -	%
Добыча нефти по НГДУ:
- факт	тн.	134 786	136 101	1 315	101,0
Cдача нефти УСЗМН
Нефть товарная	тн.	134 779,218	136 094,282	1 315	101,0
Добыча жидкости	тыс. т.	238,131	243,492	5,36	102,3
Обводненность	%	43,4	44,1	0,71	101,6
Закачка воды в пласт	т.м3	146,692	436,044	289,35	297,3
Среднесуточный дебит
- по нефти	т\сут	3,23	3,43	0,20	106,2
- по жидкости	т\сут	5,71	6,14	0,43	107,5
Эксплуатационный фонд скв.	скв.	2 092	2 043	-49	97,7
- нефтяных	скв.	1 631	1 587	-44	97,3
Показатели	Ед. изм.	2015 г.	2016 г.	+, -	%
- нагнетательных	скв.	461	456	-5	98,9
Действующий фонд скважин	скв.	1 946	1 919	-27	98,6
- нефтяных	скв.	1 519	1 474	-45	97,0
- нагнетательных	скв.	427	445	18	104,2
Коэф-т эксплуатации скважин	коэф.	0,948	0,965	0,017	101,8
Коэф-т использования скважин	коэф.	0,883	0,894	0,011	101,2
Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию	скв.	4	2	-2	-
- из бурения и освоения	скв.	4	2	-2
Ввод нефтяных скважин из бездействия	скв.	1	4	3	400,0
Ввод скважин под закачку	скв.	0	1	1	-
Ввод нагнетательных скв. из бездействия	скв.	0	0	0	-

Вывод:

1. Добыча нефти с 2015 г. по 2016 г. увеличилась на 1315 тн.

2. Сдача нефти УСЗМН успешно выполнила план на этот год.

3. Нефть товарная увеличилась на 1315 тн.

4. Добыча жидкости на 2016 составила 243,492 тыс. т.

5. Обводненность по сравнению с 2016 г. увеличилась на 0,71%



2. Сущность предлагаемых мероприятий и организация их выполнения

2.1Сущность технологии

Для предотвращения отложения солей традиционно применяют ингибиторы, подаваемые в затрубное пространство скважины посредством устьевых дозирующих устройств.

Данная технология приводит к большим потерям реагента, который расходуется на насыщение столба нефти в затрубном пространстве скважины, адсорбцию его на поверхности обсадной колонны и наружной поверхности НКТ.

Оптимальным же для подачи реагента в скважину является непосредственно интервал до начала кристаллизации. Для этого разработана эффективная система подачи химического реагента с устья скважины по капиллярному трубопроводу, проходящему по внешней поверхности НКТ. По сравнению с подачей химических реагентов в затруб, в капиллярной системе до 60% уменьшается расход ингибиторов парафино и солеотложений.

Отработана подача реагентов из емкости в капиллярный трубопровод и далее в требуемый интервал скважины с помощью насоса-дозатора, а также безнасосная, за счет перепада давления в колонне НКТ и затрубном пространстве.

Данные трубопроводы обеспечивают подачу до 250 л/час химического реагента в скважину. Конструкция позволяет оснащать капиллярными системами подачи химических реагентов нефтяные, газовые, водяные и добывающие скважины, эксплуатируемые, УЭЦН, винтовыми насосами, фонтанным способом.



2.2 Организация труда в бригаде по проведению технологии

Работы, связанные с проведением мероприятий по борьбе с солеотложениями осуществляет бригада подземного ремонта скважин.

Бригада по подземному ремонту скважин является основным, производственным подразделением цеха ПРС и первичным звеном управления предприятия.

Непосредственно руководство бригадой осуществляет мастер, назначаемый и освобождаемый от занимаемой должности приказом начальника нефтегазодобывающего управления по представлению начальника цеха.

Бригада активно участвует в разработке и внедрении передовых и безопасных методов и приёмов труда, автоматизации и механизации производственных процессов, внедрении мероприятий НОТ и, в том числе, расширения зон обслуживания, применении типовых проектов организации рабочих мест, повышения эстетики и культуры труда.

Бригада принимает активное участие в разработке своих производственных планов, также организационно-технических мероприятий по повышению эффективности производства и качества работы, добивается улучшения коэффициента использования рабочего времени, укрепления производственной и трудовой дисциплины.

Количественный и квалификационный состав бригад зависит от видов выполняемых ими ремонтов, категории сложности ремонтов и режима работы бригады (сменности работы). Устанавливается следующий квалификационный состав смены бригады ПРС, представленный в таблице 2

Таблица 2. Квалификационный состав смены

Профессия	Категория сложности ремонта
	Численность	Разряд	Численность	Разряд
Оператор по текущему ремонту скважин	1	5	1	6
Оператор по текущему ремонту скважин	1	4	1	4
Машинист подъемника	1	5	1	6

Для вахты по ремонту скважин ежемесячно перед началом работы мастером выдается наряд-задание на ремонт скважины. В конце смены мастер проставляет в наряде фактическое выполнение задания и сдает его инженеру по нормированию. По окончании ремонта каждой скважины определяется нормативная и фактическая продолжительность ремонта по наряд-заданиям.

Рабочие бригад (вахт) по ремонту скважин оплачиваются по повременно-премиальной системе с выдачей нормированного задания. Данная система оплаты труда основана на единых нормах времени на подземный ремонт скважин, выполненный объем работ.

Оплата труда работников производственной бригады осуществляется в соответствии с действующими тарифными ставками (окладами), нормами труда, сдельными расценками и положениями об оплате труда и премировании.

В целях усиления материальной заинтересованности членов бригады в общих итогах работы начисление им заработной платы должно осуществляться на основе единого наряда по конечным (коллективным) результатам работы бригады.

Распределение коллективного заработка между членами бригады производится в соответствии с присвоенными тарифными разрядами и фактически отработанным временем.

В целях более полного учета индивидуального вклада каждого работника в результаты коллективного труда бригады, по решению общего собрания при распределении тарифной части заработка (приработок, премия и др.) применяются коэффициенты трудового участия (КТУ). При распределении в бригаде с применением коэффициента трудового участия общей суммы премиального фонда размер премий отдельным рабочим и инженерно-техническим работникам, которым увеличены КТУ, может превышать предельный размер, предусмотренный действующими положениями (без увеличения общей суммы премий в целом по бригаде).

Минимальный размер заработной платы членов бригады не может быть ниже размера установленной им тарифной ставки, должного оклада за отработанное время за исключением случаев, предусмотренных трудовым законодательством (при невыполнении норм выработки, браке продукции и простое по вине работника).

Источником премирования рабочих является фонд заработной платы. Основанием для премирования является выполнение трудовым коллективом (бригадой, участком, цехом) установленных показателей и условий премирования, а отдельным работникам - по личным результатам работы с учетом задач стоящих перед коллективом. Премирование осуществляется за выполнение каждого показателя в отдельности.

За работу в праздничные дни и сверхурочное время премии начисляются на заработок по одинарным сдельным расценкам или одинарную тарифную ставку.

Рабочие бригады ПРС премируются из фонда заработной платы за:

- выполнение месячного плана сдачи скважин

- каждый процент перевыполнения плана

- сдачу скважин в срок, установленный наряд - заданием

- каждый процент ускорения

Максимальный размер премии, начисленный бригаде из фонда заработной платы не должен превышать 40%.

В целях материальной заинтересованности рабочих в овладении смежными профессиями устанавливается доплата за совмещение профессий. Доплата за совмещение профессий производится при фактическом высвобождении численности в зависимости от загруженности рабочего по совмещаемой профессии до 50% от тарифной ставки рабочего по основной работе.

Работникам бригад ПРС, работающим в многосменном режиме производится доплата за работу в вечернюю и ночную смену.

Членам бригады могут устанавливаться надбавки за профессиональное мастерство, высокие достижения в труде, и другие льготы.

Доплаты начисляется за:

- совмещение профессий (должностей)

- расширение зон обслуживания или увеличения объема выполняемых работ

- работу в ночное время

- на период освоения новых норм трудовых затрат



3 Расчет стоимости проводимых работ

3.1 Расчет затрат на производство работ по проведению технологического процесса применения ингибиторов солеотложений для увеличения межремонтного периода работы скважины, оборудованной УЭЦН

Смета является основным документом, определяющим величину затрат на проведение мероприятия и служит основой расчета заказчикам. Смета затрат включает следующие статьи затрат.

1. Основные материалы (запчасти, химреагенты)

Таблица 3. Основные материалы данные для расчета экономического эффекта

Наименование показателей	Ед.изм	Показатели
		До внедрения	На внедрение
ПРС
Наработка на отказ	сут.	200	895
Количество ПРС	рем.	1,925	0,500
Усл.-перем. часть стоимости 1 бригадо - часа	руб.	3003	3003
Продолжительность ремонта по замене ГНО	час	96	96
Материалы
Расход реагента СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т-1	кг/сут	-	8,20
Стоимость реагента	руб./сут	-	56420
Потери при ОПРС+ПРС	тн/год	-	103,70
Цена реализации нефти	руб./тн	-	14915
Условно-переменные затраты на добычу нефти	руб./тн	-	483
НДПИ	руб./тн	-	5643

1. Затраты на ПРС рассчитываются по формуле:

(1)



где N_прс - количество ПРС, ремонтов;

З_{усп-пер.(рр-ч.)} - условно-переменная часть стоимости 1 бригадо-часа;

Т_прс - продолжительность ремонта по замене ГНО, час.

Зпрс (до внедр.) =1,925•3003•96 = 554954,4 руб.

Зпрс (на внедр.) =0,500•3003•96 = 144144 руб.

2. Затраты на материалы (на внедрение)

З_матер. =N_реаг. • Ц_реаг. • 365, (2)

где N_реаг. - расход реагента, кг/сут.;

Ц_реаг - цена реагента, руб./тн.

З_{матер.(на внедр.)} =(8,20•56420•365)/1000 = 168865,06 руб.

3. Суммарные затраты на внедрение

З_{(на внедр.)} = З_{прс(на внедр.)} + З_матер., (3)

З_{(на внедр.)} =144144+168865,06 = 313009,06 руб.

4. Изменение эксплуатационных затрат в связи с реализацией проекта на подготовку

_ДЗ =З_{прс(до внедр.)-}З_{(на внедр),} (4)

_ДЗ =554954,4 -313009,06 = 241945,34 руб.

5.НДПИ

НДПИ=Р_{(прс+опрс)*}Н_ндпи, (5)

где Р_{(прс+опрс)} - потери нефти при ОПРС+ПРС, т/год;

Н_ндпи - ставка НДПИ, руб./тн.

НДПИ =103,70•5643 = 585179,1 руб.

6. Условно-переменение затрат на добычу нефти

З_{усл.-пер.} =З_{усл.-пер.(1 т.н.)} •Р_{(прс+опрс)}, (6)

где З_{усл.-пер.(1 т.н.)} - условно-переменные затраты на добычу 1 тонн нефти, руб./тн.

З_{усл-пер.} =483•103,70 = 50087,1 руб.

7. Выручка от реализации нефти

В =Р_{(прс+опрс)*}Ц_{(нефти),} (7)

где Ц_(нефти) - цена 1 тонн нефти, руб./тн.

В =103,70 • 20000 = 2074000 руб.

8. Эксплуатационные затраты

З_экспл. =НДПИ+З_{усл.-перю}-_ДЗ, (8)

З_экспл. =585179,1+50087,1-241945,34 = 393320,86 руб.



4. Результаты технологического эффекта

4.1 Расчет технологического эффекта

ингибитор технологический солеотложение

Технологический эффект при внедрения капиллярного трубопровода и клапана распылителя состоит из экономии на ПРС.

При изменении межремонтного периода работы скважин, прирост добычи нефти определяется по формуле:

(9)

где Т1, Т2 - межремонтный период до и после проведения мероприятия, сут;

qср - среднесуточный дебит по скважине, т/сут;

N - количество скважин, на которых внедрена новая техника;

tр - продолжительность одного подземного ремонта, сут;

T1= 190 сут;

Т2 =720 сут;

N=1;

qср =3,43 т/сут;

tр =1 сут.



5. Расчет экономической эффективности реализации предлагаемых мероприятий

5.1 Расчет годового экономического эффекта от проведения технологии

На основании вышепроизведенных расчетов составлена таблица экономических показателей проекта.

Таблица 4. Показатели реализации проекта

Наименование показателей	Единица измерения	Результаты
		До внедрения	На внедрение
Затраты на ПРС	руб.	554954,4	144144
Затраты на материалы	руб.	-	168865,06
Затраты на ПРС (суммарные)	руб.	554954,4	306751
Изменение эксплуатационных затрат на подготовку	руб.	241945,34
НДПИ	руб.	-	585179,1
Выручка от реализации нефти	руб.	-	2074000
Эксплуатационные затраты	руб.	-	393320,86

1. Валовая прибыль

ВП = В-З_экспл. (10)

ВП = 2074000 - 393320,86 =1680679,14Руб.

2. Налог на прибыль

Н = ВП•20% (11)

Н = 1680679,14 • 20% = 336135,828 Руб.

3. Чистая прибыль

ЧП = ВП-Н (12)

ЧП = 1680679,14 - 336135,828 =1344543,312Руб.



Краткие выводы

На основании выше произведенных расчетов составляется сводная таблица технико-экономических показателей. В таблице 5 приведены технико-экономические показатели работы.

Таблица 5. Сводная таблица технико-экономических показателей

Наименование показателей	Единица измерения	Результаты
		До внедрения	На внедрение
Наработка на отказ	сут.	200	895
Количество ПРС	рем/год	1,925	0,500
Суммарные затраты на ПРС	руб.	554954,4	144144
Изменение эксплуатационных затрат на подготовку	руб.	241945,34
Выручка от реализации нефти	руб.	-	2074000
Валовая прибыль	руб.	-	1680679,14
Налог на прибыль	руб.	-	336135,828
Чистая прибыль	руб.	-	1344543,312

На основании произведенных расчетов по проведению технологии можно сделать вывод, что данный метод увеличивает МРП и является технологически обоснованным. Эксплуатационные затраты, связанные с мероприятием составили 393320,86 руб., расчёт технологической эффективности показал прирост в добыче нефти тонн нефти за 12 месяцев, а так же увеличилась наработка на отказ с 200 суток на 895.



Список использованной литературы

1. ГОСТ 2 106-96 ЕСКВД. Текстовые документы

2. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам

3. Методические указания по оформлению курсовой работы (проекта), выпускной квалификационной работы (дипломного проекта) в соответствии с ЕСКД. ГАПОУ «Альметьевский политехнический техникум», 2015 г.

4. Технико-экономическое обоснование внедрения по проведению технологического процесса применения ингибиторов солеотложений для увеличения межремонтного периода работы скважины, оборудованной УЭЦН, 2015 г.

5. Годовой отчет НГДУ «Джалильнефть» за 2015-2016 гг.

6. РД 153-39.0-880-14 «IIредупреждение отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании в системе добычи нефти», 2014 г.

7. Волков О.И и другие. Экономика предприятия. Учебник. - М.: Инфра - М, 2013. - 280 с.

8. М.А. Гуреева. Экономика нефтяной и газовой промышленности: М.: Издательский центр «Академия», 2012 г. - 240 с.

9. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Епифанова Н.П., Лындин В.Н. Экономика предприятия нефтяной и газовой промышленности: - М. ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012 г. - 352 с.

10. http://www.tatneft.ru/

Размещено на Allbest.ru

...