CC BY
79ЭНЕРГЕТИКА
УДК 622.276.53:621.31
Р.И. Вахитова1, e-mail: teplotexAGNI@yandex.ru; В.А. Молчанова1
1 ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт» (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).
Энергопотребление установок электроцентробежных насосов при добыче обводненных нефтей
В статье рассматриваются факторы, влияющие на энергопотребление установок электроцентробежных насосов при добыче нефти из обводненных скважин, с целью оптимизации режимов работы скважин по экономическим критериям, в частности по себестоимости добычи нефти. Выделены наиболее энергоемкие технологические процессы: извлечение продукции скважин на дневную поверхность и поддержание пластового давления, которые составляют более 80 % от общего расхода на добычу нефти. Отмечены основные факторы, влияющие на величину удельных затрат: дебит, обводненность, динамический уровень. Исследовано влияние этих факторов на энергопотребление в процессе эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (ЭЦН) и построены расчетные зависимости. Установлено, что с уменьшением дебита жидкости (менее 60 м3/сут) и динамического уровня (менее 500 м) величина удельного расхода электроэнергии возрастает в значительной степени. Анализ промысловых исследований показал, что на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов, с обводненностью продукции 90 % и более удельная норма расхода электроэнергии увеличивается более чем на 40 %.
Ключевые слова: нефтяная скважина, установка электроцентробежного насоса, удельный расход электроэнергии, дебит жидкости, динамический уровень, обводненность пластовой продукции.
R.I. Vahitova1, e-mail: teplotexAGNI@yandex.ru; V.A. Molchanova1 1 SBEI HPE Almetyevsk State Oil Institute (Almetyevsk, Republic of Tatarstan, Russia).
The Energy Consumption Of Electric Centrifugal Pump Unit At Cut Oil Production
This article discusses the factors that affecting the energy consumption of electric centrifugal pump units at oil production from wet wells in order to mode optimization of well operation by economic criteria, in particular, the cost of oil production. There is selected the most energy-intensive technical processes: the extraction of wells production to the day surface and the maintenance of reservoir pressure, which constitutes more than 80% of total cost of oil production. It~s marked the key factors affecting the value of unit cost: flow rate, water cut, dynamic level. It~s explored the influence of these factors on the power consumption during wells operation by electric centrifugal pump units and calculation characteristics are built. It is found that the value of the specific energy consumption increases significantly with the decrease in fluid flow rate (less than 60 m3 / day) and dynamic level (less than 500 m). Analysis of field research showed that wells equipped with electrical centrifugal pump units, the specific rate increases energy consumption by more than 40% with a water cut of 90% and more.
Keywords: oil well, electric centrifugal pump unit, specific energy consumption, fluid flow rate, the dynamic level, water cut of sheeted production.
В условиях естественного истощения разрабатываемых нефтяных месторождений РФ, необходимости применения вторичных и третичных методов интенсификации растет актуальность энергетической оптимизации процессов добычи нефти. В настоящее время
особое внимание уделяется пределу эксплуатации скважины и своевременному ее отключению или переводу в другие категории [11]. В условиях снижения объемов добычи нефти все большую роль играет оптимизация режимов работы скважин по
экономическим критериям, в частности по себестоимости добычи нефти. На ряде нефтегазодобывающих предприятий затраты на электроэнергию в себестоимости добычи достигают 30-40 % из-за увеличения обводненности нефти и необходимости закачки больших объ-
108
№ 12 декабрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
емов воды и добычи в таких же объемах нефтесодержащей жидкости. Таким образом, в современных условиях анализ составляющих затрат на энергопотребление и разработка мероприятий по снижению уровня энергопотребления представляется важной задачей [14]. Энергопотребление системы добычи продукции нефтяных месторождений зависит, в первую очередь, от геолого-физических характеристик месторождений и технологических условий добычи. При этом каждое месторождение при общей тенденции увеличения энергопотребления по мере его разработки характеризуется закономерностью связей между добычей продукции и энергопотреблением [8]. Рост энергопотребления на добычу нефти является объективным фактором освоения нефтяных районов на средней и поздней стадиях, когда темпы отбора нефти снижаются, а темпы отбора нефтесодержащей жидкости возрастают. Поскольку добыча нефти осуществляется при значительных расходах энергии, минимизация общих энергетических затрат становится достаточно актуальной [12].
Наиболее энергоемкими технологическими процессами являются извлечение продукции скважин на дневную поверхность и поддержание пластового давления (ППД), что составляет более 80 % от общего расхода на добычу нефти [13]. Рассмотрение энергоемких технологических процессов, таких как извлечение продукции скважин на дневную поверхность и закачка воды для ППД, показывает, что темпы снижения добычи нефти интенсивнее темпов снижения объемов закачки и извлечения попутной воды. При добыче 1 т нефти попутная вода закачивается и добывается с несколько увеличивающейся диспропорцией, что обусловливает рост удельных расходов электроэнергии при абсолютном снижении потребления [11]. Росту удельного расхода способствует так называемая излишняя мощность, т. е. завышение установленной мощно-
сти электромеханического и трансформаторного оборудования. Причиной этого является снижение энергетической эффективности парка оборудования и сооружений в связи с истощением в результате разработки запасов углеводородного сырья. На рост энергоемкости добычи нефти в значительной степени влияет качественное ухудшение сырьевой базы [5]: рост степени вырабо-танности запасов на эксплуатируемых месторождениях свыше 50 % (на старых - 78-81 %); увеличение доли труд-ноизвлекаемых запасов до 55-60 %; снижение среднего дебита скважин (не более 14 т/сут); освоение более глубоких (3-5 км) горизонтов; рост обводненности продукции скважин в среднем более 79 %; старение промысловых коммуникаций и оборудования. В работе [2] показано, что даже при неизменной глубине скважин по мере разработки месторождения удельный расход энергии на добычу жидкости имеет тенденцию к росту. Зависимости удельного расхода электроэнергии от обводненности жидкости были исследованы В.Я. Чароновым [13]. Резкий рост нормы начинается с обводненности в 80 %. При обводненности в 95 % и более следует ожидать, что расход электроэнергии на извлечение на поверхность высо-кообводненной жидкости может даже не окупаться выручкой от реализации добытой нефти. Результаты расчетов свидетельствуют о том, что начиная с обводненности нефти 98 % ее добыча становится неэффективной даже без учета сокращения эксплуатационных затрат на скважину и высвобождения ее основного оборудования. Учитывая, что технология подъема нефти в скважинах, оснащенных ЭЦН и сква-жинными штанговыми насосами (СШН), отличается, и то, что ЭЦН эксплуатируются на скважинах с более высокой обводненностью, чем СШН, а также отсутствие других альтернативных способов эксплуатации для высокообводненных скважин [6, 9, 10], представляет интерес
изучение энергетических параметров на скважинах, оснащенных УЭЦН, с обводненностью 90 % и более. Зависимость удельного расхода электроэнергии от производительности насоса исследована И.Т. Мищенко [5]. На скважинах с обводненностью 50-60 % НПУ «Аксаковнефть», «Туймазанефть», «Чапаевскнефть» величина удельного расхода электроэнергии начинает резко возрастать при производительности насосов менее 50 т/сут. Изучению вопросов зависимости удельного расхода электроэнергии от дебита жидкости посвятил свой труд К.Н. Кулизаде [4], им была предложена номограмма для определения удельного расхода электроэнергии при добыче нефти электропогружными насосами. В номограмме прослеживается следующая зависимость: с увеличением дебита жидкости снижается величина удельного расхода электроэнергии. Для данной номограммы характерно использование насосов большой производительности (более 80 т/сут).
Опыт эксплуатации большого количества скважин электропогружными насосами показал, что при помощи этих насосов можно создавать большие депрессии на пласт и отбирать значительное количество жидкости. Однако с увеличением дебита скважины затраты на электроэнергию для привода насоса возрастают. Р.В. Бабаевым [1] определено соотношение удельных затрат электроэнергии от забойного давления, обеспечивающее минимальное значение электропотребления. Приведенный анализ работ по оценке состояния исследований энергетических параметров показал, что в нынешних условиях эксплуатация скважин сопровождается многочисленными осложнениями [15], что повышает важность оптимизации режимов работы скважин, в частности анализ энергетических затрат погружных ЭЦН. Энергозатраты оценивают и нормируют на основе интегрального показателя «удельные энергетические затраты на
Ссылка для цитирования (for citation):
Вахитова Р.И., Молчанова В.А. Энергопотребление установок электроцентробежных насосов при добыче обводненных нефтей // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 12. С. 108-113.
Vahitova R.I., Molchanova V.A. The Energy Consumption Of Electric Centrifugal Pump Unit At Cut Oil Production (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 12, P. 108-113.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 december 2016
109
ЭНЕРГЕТИКА
Рис. 1. Зависимость между дебитом жидкости и величиной удельного расхода электроэнергии Fig. 1. Relationship between fluid flow rate and the value of specific energy consumption
IX 4-1
Э E
Динамический уровень, м Dynamic level, m
Рис. 2. Зависимость удельного расхода электроэнергии от динамического уровня Fig. 2. Dependence of specific energy consumption on the dynamic level
добычу 1 т нефти», который включает затраты на подъем нефти (жидкости) на поверхность, перекачку, подготовку нефти, общепромысловые расходы, закачку воды для поддержания пластового давления.
К основным факторам, влияющим на величину удельных затрат, относятся: обводненность; свойства эмульсии; динамический уровень; дебит; давление в системе нефтесбора; структура насосного парка, правильность подбора насосного оборудования; состояние оборудования; протяженность трубопроводов системы поддержания пластового давления; перепады высот; наличие предварительного сброса воды; коллекторские свойства пласта; давление нагнетания и др. [3].
Среди многочисленных факторов, влияющих на величину удельного расхода электроэнергии, основным является дебит жидкости.
В результате обработки промысловых данных по Ромашкинскому месторождению построена графическая зависимость между дебитом жидкости и величиной удельного расхода электроэнергии, выраженной в кВт.ч/т, и получено уравнение Эж = 200,96Qж-0,6565 с коэффициентом корреляции R2 = 0,6906 (рис. 1).
Из анализа зависимости удельного расхода электроэнергии от производительности ЭЦН следует, что величина удельного расхода электроэнергии на скважинах, эксплуатируемых ЭЦН, начинает значительно возрастать при малой
производительности насосов (менее 60 м3/сут), на скважинах с дебитом жидкости более 60 м3/сут величины удельных расходов электроэнергии находятся в пределах рекомендуемых норм: при добыче жидкости установками ЭЦН - от 7 до 12 кВт.ч/т [7]. Максимальная величина удельного расхода электроэнергии Ээн = 69 кВт.ч/т наблюдается при минимальном дебите жидкости 0ж = 10 м3/сут. С уменьшением дебита жидкости возрастает величина удельного расхода электроэнергии. При увеличении низ-кодебитного фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой производительности приобретает значительную актуальность, и возникает необходимость перевода таких скважин на другие способы эксплуатации. Одним из важнейших параметров, влияющих на энергопотребление установок ЭЦН, является динамический уровень. Для анализа зависимости удельного расхода электроэнергии от динамического уровня скважин воспользуемся результатами промысловых исследований. Динамический уровень исследуемых скважин находится в пределах 0-1325 м, средний динамический уровень составляет 545,27 м. В результате обработки промысловых данных построена графическая зависимость между динамическим уровнем и величиной удельного расхода электроэнергии и получено уравнение Эж = 34,316е-0,0018Нд с коэффициентом корреляции R2 = = 0,5982 (рис. 2).
Из результатов промысловых исследований следует, что с уменьшением динамического уровня скважин возрастает величина удельного расхода электроэнергии [15]. Наиболее значимым фактором, влияющим на удельные энергозатраты, является обводненность, имеющая тенденцию к росту (табл.) [15]. На рис. 3 приведена укрупненная структура энергетических затрат при дебите скважины по нефти 1 т/сут и различной обводненности добываемой продукции. Для оценки энергетических затрат при разработке нефтяного месторождения учитываются условно-постоянные и условно-переменные затраты. Куслов-
110
№ 12 декабрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
Основные показатели Ромашкинского месторождения Table. Key indicators of Romashkinskoye field
Годы Years Добыча нефти, тыс. т Oil output, ths. tons Добыча жидкости, тыс. т Fluid output, ths. tons Закачка воды, тыс. м3 Water injection, th. m3 Обводненность, % Water content, %
2010 242,9 476,3 540,9 49,0
2011 236,5 489,5 567,5 51,7
2012 230,0 503,0 588,3 54,3
2013 224,1 516,8 602,5 56,6
2014 218,5 530,6 617,0 58,8
2015 213,3 544,6 631,5 60,8
2016 208,4 558,7 646,2 62,7
2017 203,9 572,7 661,0 64,4
2018 199,6 586,7 675,7 66,0
2019 195,6 600,6 690,5 67,4
2020 191,9 614,5 705,2 68,8
2021 185,1 625,8 716,6 70,4
2022 175,4 634,4 724,5 72,3
2023 166,3 642,3 731,9 74,1
2024 157,6 649,6 738,6 75,7
2025 149,4 656,3 744,7 77,2
2026 141,6 662,3 750,1 78,6
2027 134,3 667,6 754,8 79,9
2028 127,3 672,2 758,8 81,1
2029 120,6 676,1 762,1 82,2
2030 114,3 679,3 764,7 83,2
2031 108,4 681,8 766,5 84,1
2032 102,8 683,6 767,7 85,0
2037 438,9 3422,4 3831,4 88,5
2042 335,9 3373,8 3762,3 91,0
2047 257,1 3260,9 3626,1 92,8
2052 196,8 3098,7 3438,6 94,2
2057 150,6 2902,0 3215,1 95,2
2062 115,3 2683,7 2969,9 96,0
2067 88,2 2454,8 2713,7 96,7
2072 67,5 2224,1 2456,8 97,2
2077 51,5 1998,0 2217,7 97,6
2082 36,5 1776,2 1971,5 98,2
2087 21,5 1554,6 1725,6 98,9
но-постоянным затратам относятся: расходы топлива, пропана и ацетилена, приходящиеся на ликвидацию объектов добычи, транспортировки, подготовки нефти и системы поддержания пластового давления с рекультивацией земель; расход нефтепродуктов на обслуживание скважины и поддержание текущей добычи нефти. К условно-переменным расходам относятся затраты, зависящие
от текущей добычи нефти на месторождении, в т. ч.: затраты электроэнергии на извлечение жидкости на поверхность и ее транспортировку и подготовку; энергетические затраты в составе расходов нефти и газа на собственные нужды и невынужденные потери; затраты электроэнергии на ППД; расход тепловой энергии на подготовку нефти; расход котельно-печного топлива
на добычу и подготовку нефти; расход котельно-печного топлива на добычу и переработку попутного нефтяного газа. При обводненности добываемой продукции более 90 % полные энергетические затраты, приходящиеся на одну добывающую скважину, начинают существенно возрастать, а их наибольший рост наблюдается при росте обводненности добываемой продукции выше 96 % (рис. 3).
На рис. 4 приведена зависимость полных энергетических затрат от обводненности продукции при различном дебите по нефти добывающей скважины. Из рисунка видно, что при среднесуточном дебите более 1 т по нефти энергетические затраты превысят энергетический эквивалент добываемой нефти и попутного газа при обводненности продукции скважины 97 %. Добыча нефти при обводненности продукции скважины выше указанной будет свидетельствовать о неоправданном расходе энергии. Энергетический эквивалент продукции скважин, поднимаемой на поверхность и подготавливаемой на промысловых объектах, в расчете на 1 т нефти определяется по формуле [14]:
Экв=эгда1 - пн)+э^а - пЛ
энергетическии эквивалент
где
(теплотворная способность) 1 т нефти; Оу - количество нефти; ПН - потери нефти;
Э«.куб. - энергетический эквивалент (теплотворная способность) 1 м3 попутного нефтяного газа; qr - газовый фактор; ПГ - потери газа.
Увеличение среднесуточного дебита по нефти свыше 10 т не оказывает существенного влияния на полные энергетические затраты, поскольку кривые зависимости энергозатрат при дебите 10 и 100 т/сут очень близки. Если рассматривать малодебитные и высокообводненные скважины, то пределом обводненности продукции можно считать 96 % для скважины с дебитом по нефти до 0,2 т/сут и 96,5 % - для скважин с дебитом по нефти 0,2-0,4 т/ сут. Для скважин с дебитом по нефти 0,43-1,0 т/сут предел обводненности продукции составляет 97 %.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 december 2016
111
ЭНЕРГЕТИКА
Обводненность, % Water content, %
Рис. 3. Зависимость полных энергетических затрат от обводненности продукции скважины Fig. 3. Dependence of the total energy consumption on the water content of well products
ЧО u о 43
cl CP
1,9
e
o 1,8 \
' о 1,7 \
о
n o 1,6
1.5 ]
о
1,4 -
1,3
1,2 -1
- 0,2т/сут
- 0,3т/сут -ъ- 0,6т/сут
- 1,0т/сут
- lOi/сут
-100 т/суг
Обводненность, % Water content, %
Рис. 4. Зависимость полных энергетических затрат от среднесуточного дебита по нефти и обводненности продукции
Fig. 4. Dependence of the total energy consumption of the average daily oil production rate and products water content
Обводненность, % Water content, %
Рис. 5. Зависимость удельного расхода электроэнергии на добычу нефти на скважинах, оборудованных УЭЦН, от обводненности продукции
Fig. 5. Dependence of the specific energy consumption for the production of oil in wells equipped with ESP unit on the products water content
Для изучения влияния обводненности нефти на величину удельного расхода электроэнергии воспользуемся также результатами промысловых исследований скважин Ромашкинского месторождения: около 70 % исследуемых скважин имеют обводненность 90 % и более. При добыче нефти установками ЭЦН рекомендуемая величина удельного расхода электроэнергии находится в пределах от 70 до 120 кВт.ч/т. Построена графическая зависимость (рис.5) удельного расхода электроэнергии на добычу нефти от обводненности продукции скважин (выбраны скважины обводненностью более 90 %) и получено уравнение
ЭН = 0,777Ь4 - 289,32Ь3 + 40394Ь2 -- 3Е + 06Ь + 6Е + 07
с коэффициентом корреляции К2 = = 0,8758.
Из анализа результатов исследований следует, что на скважинах с обводненностью нефти 90 % и более средняя величина удельного расхода электроэнергии на добычу нефти - 369 кВт.ч/т, что превышает рекомендуемые удельные нормы расхода электроэнергии при эксплуатации нефтяных скважин УЭЦН [7].
При обводненности более 90 % увеличивается удельная норма расхода электроэнергии. При обводненности 90-99 % на скважинах, оснащенных ЭЦН, наблюдается превышение норм удельного расхода электроэнергии на 40 %. Необходимо отметить, что на скважинах с обводненностью 99 % удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений.
ВЫВОДЫ
Исследовано влияние основных факторов, влияющих на энергопотребление в процессе эксплуатации скважин установками ЭЦН (дебит жидкости, динамический уровень), и построены расчетные зависимости. Установлено, что с уменьшением дебита жидкости (менее 60 м3/сут) и динамического уровня (менее 500 м) величина удельного расхода электроэнергии возрастает в значительной степени. При увеличении малодебитного фонда
112
№ 12 декабрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ENERGY SECTOR
скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой подачи приобретает особую актуальность.
Анализ промысловых исследований показал, что на скважинах, обору-
дованных установками ЭЦН, с обводненностью продукции 90 % и более удельная норма расхода электроэнергии увеличивается более чем на 40 %. Необходимо отметить, что на скважинах с обводненностью
99 % удельный расход электроэнергии достигает максимальных значений - 1063 кВт.ч/т, на скважинах с обводненностью 98 % удельный расход электроэнергии составляет в среднем 530 кВт.ч/т.
References:
1. Babayev R.V. The Influence Of Wells Technological Parameters Operated By Submersible Centrifugal Pumps, The Consumption Of Electric Energy. Azerbaydzhanskoe neftyanoe khozyaystvo = Azerbaijan Oil Industry, 2003, No. 6. P. 52-54. (In Russian)
2. Bahir Y.V. The Analysis Of Some Energy Indicators And Features Of Energy Processes Communication Of Oil Production And Water Flood (extended abstract of dissertation of PhD in engineering sciences). Ufa Oil Research Institute, 1969, 15 pp. (In Russian)
3. Vahitova R.I., Urazakov K.R., Zdolnik S.E., Kutdusov A.T., Gareev A.A., Yarish R.F. Energy Consumption Of Electric Submersible Pump Units: a study guide. Almetyevsk State Oil Institute, 2013, 104 pp. (In Russian)
4. Kulizade K.N. Electrical Equipment In Oil Production. Baku, Azerneftneshr, 1960, 531 pp. (In Russian)
5. Mischenko I.T. Features Of Submersible Centrifugal Pumps For Multicomponent Mixtures (extended abstract of dissertation PhD in engineering sciences). Moscow, MICGI, 1965. (In Russian)
6. Saracheva D.A., Vahitova R.I, Urazakov K.R., Bikbulatova G.I. The Electric Submersible Pump Units: a study guide. Almetyevsk State Oil Institute, 2014, 140 pp. (In Russian)
7. Guide To The Industrial Power Supply. In 2 volumes. Edited by A.A. Fedorov, G.V. Serbinovskiy. Vol. 2. Technical information of equipment. Moscow, Energy, 1974, 528 pp. (In Russian).
8. Urazakov K.R., Zdolnik S.E., Nagumanov M.M. and others. Guide To The Oil Production. Edited by K.R. Urazakov. Saint-Petersburg, Nedra, 2012, 672 pp. (In Russian)
9. Invention patent RUS 2136970, Submersible Pump. Authors; Urazakov K.R., Gabdrakhmanov N.Kh., Kutdusava Z.R. and etc. Patent holder: Bashneft Joint-Stock Oil Company. Applied 06.05.1997; publ. 10.09.1999. (In Russian)
10. Topolnikov A.S., Urazakov K.R., Vahitova R.I., Saracheva D.A. Calculation Methods Of Jet Pump Parameters For Joint Operation With ESP. Neftegazovoe delo = Petroleum engineering, 2011, No. 3, P. 134-146. (In Russian)
11. Shelkovnikov E.A. Analysis Of The Causes Of Accidents At Wells Equipped With ESP, In Surgutneftegas JSC. Proceedings of the IX All-Russian Technical Conference «Manufacture and operation of the ESP». Almetyevsk, 2000. P. 11-16. (In Russian)
12. Shpilevoy V.A. Optimization Of Formation And Improvement Of Power Oil And Gas Production (extended abstract of dissertation of PhD of engineering science). Tyumen, 1993. (In Russian)
13. Charonov V.Y. Work Automation Of Basic Equipment And Problems Of Energy Saving On Oil And Gas Production Facilities. Almetyevsk, «TatASUneft» SC «Tatneft», 1988, 330 pp. (In Russian)
14. Energy Strategy Of Russia To 2030. Access mode: http://сацммнэнерго.р4>/docs/base/Расп.Прав.РÎL1715р-13.11.09-Энерг.стратегмfl%20 PQ-2030.pdf. Date of access: 19.12.2016. (In Russian)
15. Yartiev A.F., Fattakhov R.B. Energy Costs Accounting For Oil Production. Moscow, ARRIOMEOI JSC, 2007, 152 pp. (In Russian)
Литература:
1. Бабаев Р.В. Влияние технологических параметров скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами, на потребление электрической энергии // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2003. № 6. С. 52-54.
2. Бахир Ю.В. Исследование некоторых энергопоказателей и особенностей энергетической взаимосвязи процессов добычи нефти и закачки воды: Дисс. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский нефтяной исследовательский ин-т, 1969. 15 с.
3. Вахитова Р.И., Уразаков К.Р., Здольник С.Е., Кутдусов А.Т., Гареев А.А., Ярыш Р.Ф. Энергопотребление установок погружных электроцентробежных насосов: Учебное пособие. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной ин-т, 2013. 104 с.
4. Кулизаде К.Н. Электрооборудование в нефтедобыче. Баку: Азернефтнешр, 1960. 531 с.
5. Мищенко И.Т. Особенности работы погружных центробежных электронасосов на многокомпонентных смесях: Дисс. ... канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП, 1965.
6. Сарачева Д.А., Вахитова Р.И., Уразаков К.Р., Бикбулатова Г.И. Установки электрических центробежных насосов: учебное пособие. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной ин-т, 2014. 140 с.
7. Справочник по электроснабжению промышленных предприяти: В 2 т. / Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. М.: Энергия, 1974. (Т. 2. Технические сведения об оборудовании. 528 с.).
8. Уразаков К.Р., Здольник С.Е., Нагуманов М.М. и др. Справочник по добыче нефти / Под ред. К.Р. Уразакова. СПб.: ООО «Недра», 2012. 672 с.
9. Патент на изобретение RUS 2136970. Погружной электронасос / Уразаков К.Р., Габдрахманов Н.Х., Кутдусава З.Р. и др. Патентообладатель -АНК «Башнефть». Заявл. 06.05.1997; опубл. 10.09.1999.
10. Топольников А.С., Уразаков К.Р., Вахитова Р.И., Сарачева Д.А. Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН // Нефтегазовое дело. 2011. № 3. C. 134-146.
11. Шелковников Е.А. Анализ причин аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН, в ОАО «Сургутнефтегаз» // Материалы IX Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 2000. C. 11-16.
12. Шпилевой В.А. Оптимизация формирования и совершенствование энергоснабжения нефтегазодобычи: Дисс. ... д-ра техн. наук. Тюмень, 1993.
13. Чаронов В.Я. Автоматизация работы основного оборудования и проблемы энергосбережения на объектах нефтегазодобычи. Альметьевск: «ТатАСУнефть» АО «Татнефть», 1988. 330с.
14. Энергетическая стратегия России до 2030 г. Режим доступа: |1йр://сацминэнерго.рф^ос5/Ьа5е/Расп.Прав.РФ_1715р-13.11.09-Энерг.стратегия%20 РФ-2030.pdf Дата обращения: 19.12.2016.
15. Яртиев А.Ф., Фаттахов Р.Б. Учет энергетических затрат на добычу нефти. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. 152 с.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 december 201б
113
