Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Коннов, Владимир Александрович

• Коннов, Владимир Александрович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Коннов, Владимир Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Анализ состояния эксплуатации и основных направлений энергосбережения в системе ППД ОАО «Татнефть»

1.1 Этапы развития системы ППД в ОАО «Татнефть»

1.2 Система ППД в ОАО «Татнефть» на современном этапе

1.3 Сложившаяся система ППД ОАО «Татнефть»

1.4 Цели, задачи и основные требования к системе ППД

ОАО «Татнефть» в современных условиях и на перспективу

1.5 Определение и анализ основных направлений снижения энергозатрат в системе ППД ОАО «Татнефть»

1.5.1 Сокращение объемов воды, циркулирующей в системе

1.5.2 Рациональное использование воды-рабочего агента

1.5.3 Повышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования

Выводы по главе 1

2 Анализ и разработка методов повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть»

2.1 Определение основных источников непроизводительных энергозатрат в системе ППД ОАО «Татнефть»

2.2 Анализ и оценка потенциала повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть»

2.3 Определение основных мероприятий для повышения энергоэффективности эксплуатации системы

ППД ОАО «Татнефть»

2.4 Разработка методики оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки жидкости в системе ППД

2.4.1 Выбор насоса КНС

2.4.2 Выбор насоса «подземной» КНС

2.5 Разработка алгоритма оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки жидкости в системе ППД

2.6 Разработка алгоритма выбора комплекса методов и технологических схем для повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть»

2.7 Практическое применение алгоритмов, методов и технологических схем повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД при инженерно-технологическом аудите НГДУ «Азнакаевскнефть»

Выводы по главе 2

3 Анализ и разработка технологических схем закачки для повышения

энергоэффективности эксплуатации системы ППД ОАО «Татнефть»

3.1 Основные технологические схемы подачи сточной воды в

систему ППД ОАО «Татнефть»

3.2 Основные технологические схемы закачки в ОАО «Татнефть»

3.2.1 Основные технологические схемы закачки

с использованием КНС

3.2.2 Основные технологические схемы закачки

с использованием МСП

3.2.3 Основные технологические схемы закачки

с использованием ВСП

3.2.4 Основные технологические схемы закачки

с использованием индивидуальных насосных установок

3.3 Разработка технологических схем закачки для повышения

энергоэффективности эксплуатации системы ППД

3.3.1 Система транспортирования и закачки воды в пласт

3.3.2 Способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины

3.3.3 Схема совместной закачки воды насосами

систем КНС и МСП

3.3.4 Система закачки вытесняющего агента

в нагнетательные скважины

3.3.5 Технологическая схема дополнительной очистки

3.3.6 Система закачки воды с аналитическим контролем

качества закачиваемой жидкости

3.3.7 Установка для закачки жидкости в пласт

Выводы по главе 3

4 Повышение эффективности эксплуатации насосных агрегатов системы ППД на основе определения и прогнозирования сроков проведения капитального ремонта с учетом режимов закачки и технического состояния насосов

4.1 Анализ существующих методик и расчётов межремонтного

периода насосных агрегатов

4.1.1 Опыт эксплуатации насосных агрегатов в системе

ППД «Уфанефть»

4.1.2 Методика определения КПД центробежных насосов

системы ППД в «Юганскнефтегаз»

4.1.3 Методика определения КПД термодинамическим

методом (УГНТУ)

4.1.4 Упрощенный способ наблюдения за эффективностью насосов, опыт зарубежных исследователей

4.1.5 Общие недостатки применяемых методик определения

сроков работы насоса до капитального ремонта

4.2 Исследования насосов системы ППД на основе

технической диагностики

4.3 Разработка методологии расчета межремонтного периода и прогнозирования срока проведения капитального ремонта с учетом фактического состояния и режимов работы

насосного агрегата

4.4 Оценка эффективности методологии расчета межремонтного периода с учетом фактического состояния и режимов работы насосного агрегата

4.5 Разработка методологии определения достоверности показаний датчиков контроля технических параметров насосного агрегата

4.6 Перспективы применения разработанных методологий и результатов исследований

Заключение

Список литературы

Приложение А (справочное) Титульные листы документов

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Энергия является основным элементом любого процесса в современном материальном производстве и непременным условием обеспечения жизнедеятельности людей. Надежное обеспечение энергоресурсами - важнейшая задача любого государства.

Нефтяная промышленность является энергоемкой отраслью промышленности. Кроме того многие нефтяные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции при незначительном дебите добывающих скважин. Проблема энергосбережения приобретает особую остроту на данной стадии развития нефтедобычи, когда обводненность продукции скважин на большинстве нефтяных месторождений достигла значительной величины и продолжает расти.

В сложившейся к настоящему времени структуре мирового потребления первичных энергоресурсов доля нефти, которая относится к невозобнов-ляемым ресурсам, составляет 40 % (рисунок 1) [1-3].

По имеющимся оценкам [1-4], до 2025 г. наиболее важным первичным энергоносителем в мире будет оставаться нефть Мировое потребление нефти, как предполагается, будет увеличиваться на 1,8 % в год и возрастет с 77 млн. барр. в сутки до 119 млн. барр. в 2025г. Ее доля в структуре мирового энергетического баланса за это время может уменьшиться только на 1% (с 39 % в 2001 г. до 38 % в 2025г.), несмотря на то, что во многих странах будет продолжаться процесс перехода на природный газ и другие виды энергоносителей для выработки электроэнергии [2, 4].

Структура потребления топливно-энергетических ресурсов России существенно отличается от мировой и характеризуется возрастающей ролью газа - его доля в общем производстве энергоресурсов увеличилась с 48,7 % в 1997г. до 51,3 % в 1999г. Доля нефти в структуре энергетики России составляет 22 %, угля - 19,5 %.

гидро, атомная

термо и др. энергия

23%

Рисунок 1. Структура потребления первичных энергоресурсов

При этом энергоемкость экономики России в 2-3 раза выше энергоемкости развитых стран [5].

Топливно-энергетический комплекс России включает в себя нефтедобывающую, нефтеперерабатывающую, газовую, угольную, торфяную промышленность, электроэнергетику, централизованное теплоснабжение, систему магистральных трубопроводов, транспорта энергоносителей, соответствующие структурные формирования в упомянутых отраслях. Очевидно, что важнейшей составляющей ТЭК России является непосредственно разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Разработка нефтяных месторождений - это комплекс технологических и технических решений, обеспечивающих доступ и последующее эффективное извлечение запасов нефти из нефтяных залежей [6, 7].

Следует отметить, что добыча нефти - топливно-энергетического ресурса - сама требует значительных затрат энергии - электрической, тепловой, котелыю-ггечного и моторного топлива. В пересчете на условное тоиливо (у.т.) в целом расход ТЭР на добычу 1 т нефти в конце XX в. составлял 154,5 кг у.т. (энергетический эквивалент 1 кг у.т. - 7000 ккал) [8]. Современные

среднеотраслевые удельные энергозатраты оцениваются на уровне 135-40 кг у.т. на тонну нефти и попутного нефтяного газа, или, имея в виду, что тонна нефти по теплотворной способности эквивалентна 1,4 т у.т., 189196 кг у.т./т нефти. [9].

На рост энергоемкости добычи нефти в большой степени влияет качественное ухудшение сырьевой базы [10]: рост степени выработанности запасов; увеличение доли трудноизвлекаемых запасов; снижение среднего дебита скважин (не более 14 т/сут), освоение более глубоких (3-5 км) горизонтов; рост обводненности продукции скважин в среднем по отрасли более 79 %; старение промысловых коммуникаций и оборудования.

Удельный расход электрической энергии на добычу нефти в РФ по годам представлен в таблице 1 [2, 3].

Таблица 1 - Удельные затраты электрической энергии на добычу нефти

Годы 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2001

кВт-ч/т 85,4 90,9 92,8 102,1 104,8 103,0 105,2 103,5 102,7 104,6 105,7

ОАО «Татнефть», будучи одной из старейших нефтяных компаний России, одновременно является и одной из самых высокотехнологичных компаний, поскольку только новые технологии способны обеспечить компании конкурентоспособность в рыночных условиях.

В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений все большее значение приобретает энергетическая оптимальность процессов добычи нефти с применением методов ППД, в т.ч. вытеснение нефти из пласта водой, закачиваемой в нагнетательные скважины.

При этом современное ППД заводнением - это сложная система (от греч. зузгета — целое, составленное из частей) взаимосвязанных методов, технологических схем и инженерно-технических сооружений.

В компаниях, ведущих разработку нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и использующих заводнение для поддержания пластового давления, около половины всей потребляемой электро-

энергии приходится на подъем и перекачку продукции и более трети расходуется на ППД. В частности, в ОАО «Татнефть» удельный расход электроэнергии на добычу нефти находится на уровне 120 кВт-ч/т. При этом 51 % составляет расход электроэнергии на механизированную добычу нефти, 34% - на поддержание пластового давления (ППД), на общепромысловые расходы и подготовку нефти 9 и 6 % соответственно.

В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений и повышения тарифов на электроэнергию все большее значение приобретает энергетическая оптимальность добычи нефти с применением методов ППД. Снижение энергетических затрат в системе ППД при помощи энергоэффективных методов и технологических схем позволяет повысить рентабельность и сроки разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД является актуальной и одной из приоритетных задач нефтяных компаний России.

В диссертации используются внесистемные единицы «кВт-ч» и «атм.»

Примечание - 1 кВт-ч = 3,6-106 Дж; 1 атм. = 1 кгс/см2 = 98066,5 Па.

Целью диссертационной работы является повышение энергоэффективности разработки нефтяных месторождений за счет применения новых методов и технологических схем закачки на примере месторождений ОАО «Татнефть».

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

1. Анализ состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть».

2. Определение основных источников потерь электроэнергии при закачке жидкости, оценка возможности и потенциала энергосбережения в системе ППД ОАО «Татнефть».

3. Определение основных направлений и методов повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, разработка методики и алгорит-

ма оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

4. Совершенствование и разработка технологических схем для повышения: адресности и управляемости закачки; энергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между очистками приза-бойной зоны.

5. Исследования работы насосных агрегатов системы ППД и анализ их напорно-расходных и энергетических характеристик.

6. Анализ существующих методик определения сроков работы насосов до проведения капитального ремонта, оценка их применимости в условиях меняющихся режимов закачки агрессивной жидкости, разработка новой методологии расчета и прогнозирования сроков работы насосов до проведения капитального ремонта.

7. Анализ достоверности баз данных технических характеристик насосных агрегатов, оценка возможности экономически целесообразного контроля показаний датчиков технических параметров, работающих в условиях агрессивной среды.

На основании исследований получены следующие новые научные результаты:

1. Экспериментально установлено, что в процессе эксплуатации насосных агрегатов с развитием в них деградационных процессов происходит отклонение (от 2 до 5 %) фактических напорных характеристик от значений, получаемых в результате аппроксимации полиномом второй степени, и для уточнения фактического технического состояния насоса при расчетах необходимо применение полинома третьей степени.

2. Экспериментально выявлены различия в характере изменения напорных и энергетических характеристик насосных агрегатов в рабочей области в процессе эксплуатации относительно паспортных значений.

3. Выявлена зависимость удельной порывности водоводов от давления перекачки в области рабочих давлений от 10,0 до 17,0 МПа и определена ее линейная функция.

4. Сформулирована методология расчета межремонтного периода насосного агрегата и прогноза срока его работы до капитального ремонта, позволяющая повысить точность расчетов и энергоэффективность закачки жидкости в пласт.

5. Сформулирована методология контроля достоверности показаний датчиков технических характеристик насосных агрегатов, позволяющая повысить точность измерений и обеспечить дополнительный контроль над закачкой.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Определены основные направления снижения энергозатрат сложившейся системы ППД, особенностью которой является централизация закачки.

2. Установлены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии при эксплуатации системы ППД, проведена оценка возможности их снижения, определены основные методы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД и необходимость их комплексного применения.

3. Определены основные технологические схемы индивидуализации закачки по скважинам, позволяющие повысить энергоэффективность эксплуатации системы ППД в условиях централизованной закачки.

4. Определены, исходя из экономической целесообразности и обеспечения регулирования закачки, предельно допустимые перепады давления при дросселировании на блоке гребенки для различных насосов.

5. Выявлено, что при расчете МРП и определении срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта необходимо учитывать поправочный коэффициент для капитального ремонта, который зависит

от ряда объективных факторов и статистически определен в 1,03 для ОАО «Татнефть».

6. Разработаны алгоритм и методика оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки в системе ППД.

7. Определены типовые конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС для системы ППД ОАО «Татнефть».

8. Разработан алгоритм выбора методов и технологических схем для повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД.

9. Разработаны технологические схемы закачки, позволяющие снизить энергопотребление, себестоимость закачки, давление в высоконапорных водоводах, увеличить время между очистками призабойной зоны.

10. Разработанная методология расчета МРП насосных агрегатов и прогнозирования их срока работы до капитального ремонта учитывает режимы работы насоса, динамику цен на электроэнергию капитальный ремонт, позволяет повысить точность расчетов и обеспечить энергоэффективность выполнения необходимой закачки.

11. Разработана и внедрена в институте «ТатНИПИнефть» компьютерная «Программа расчета межремонтного периода насосного агрегата с учетом фактического состояния и режимов работы».

12. Разработанная методология контроля достоверности показаний датчиков технических параметров насосного агрегата обеспечивает дополнительный контроль режимов закачки.

13. Результаты исследований использовались при разработке «Программы проведения работ по повышению энергоэффективности системы ППД ОАО «Татнефть» и «Концепции реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 гг.».

14. Результаты исследований использовались при разработке долгосрочной целевой «Программы проведения работ по повышению энергоэф-

фективности системы ППД ОАО «Татнефть». Реализация программы началась в 2011 году (приложение А, рисунок А.1).

15. РД 153-39.0-651-09 «Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации» с разработанными технологическими схемами включен в «План мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования ОАО «Татнефть» на 2011 год (пункт 31) и получен годовой экономический эффект 12,4 млн. р., удельный экономический эффект составляет 0,902 р/мЗ закачанной по предложенным технологиям жидкости (приложение А, рисунок А.2).

По результатам исследований, представленных в диссертации, разработаны:

1. Программа и методика испытаний НДО.ООО ПМ «Насосы динамические, объемные и агрегаты электронасосные на их основе. Программа и методика испытаний» (приложение А, рисунок А.З).

2. Концепция реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 гг. (приложение А, рисунок А.4).

3. Проведен инженерно-технологический аудит системы ППД НГДУ «Азнакаевскнефть» (приложение А, рисунок А.5), по результатам которого принята «Программа развития и реконструкции системы ППД НГДУ «Азнакаевскнефть» (приложение А, рисунок А.6).

4. РД 153-39.0-448-06 «Инструкция по оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки воды в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.7).

5. РД 153-39.1-502-07 «Инструкция по применению эксплуатационных пакеров в нагнетательных скважинах системы ППД на месторождениях ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.8).

6. РД 153-39.1-582-08 «Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС» (приложение А, рисунок А.9).

7. Стандарты предприятия СТО ТН 028-2008 «Закачка технологической жидкости для поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А. 10) и СТО ТН 032 «Эксплуатация насосных агрегатов системы поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.11).

8. РД 153-39.1-633-09 «Инструкция по применению технологии одновременно-раздельной закачки воды и подбору скважин для ОРЗ в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А. 12).

9. РД 153-39.0-651-09 «Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации» (приложение А, рисунок А.13).

10. «Временная методика выбора мероприятий для сокращения потерь энергии в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А. 14).

11. РД 153-39.0-751-12 «Инструкция по выбору и расчету экономически обоснованного комплекса мероприятий по оптимизации потребления электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть» (приложение А, рисунок А.15).

12. РД 153-39.0-705-11 «Регламент по совершенствованию технологий и технологических схем системы ППД НГДУ «Нурлатнефть» Ашальчинско-го месторождения ВВН в условиях высоких температур закачиваемой жидкости» (приложение А, рисунок А. 16).

13. РД 153-39.1-656-1 «Методика расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния» (приложение А, рисунок А.17).

14. Новые технологические схемы закачки, патенты РФ № 2386021, 2387816, 2397318 (приложение А, рисунок А.18), 34628 (приложение А, рисунок А. 19), 48207, 92090, 96609, (приложение А, рисунок А.20).

15. Методика определения достоверности показаний датчиков контроля технологических параметров насосных агрегатов - патент РФ № 2395723 (приложение А, рисунок А.18).

16. Компьютерная программа расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния - свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2011611454 (приложение А, рисунок А. 19) - внедрена в институте «ТатНИПИнефть» (приложение А, рисунок А.21).

Результаты исследований отмечены Дипломом II степени на Научно-технической ярмарке идей и предложений группы компаний ОАО «Татнефть», посвященной 60-летию ОАО «Татнефть» в номинации «Поддержание пластового давления» (приложение А, рисунок А. 19).

Проблема повышения энергоэффективности эксплуатации систем ППД является сравнительно новой, обширной, комплексной и сложной задачей. Большой вклад в её решение внесли крупные учёные и известные исследователи: Муслимов Р.Х., Тронов В.П., Сулейманов Р.Н., Еронин В.А., Лапшин В.И., Афанасьевым A.B., Хисамов P.C., Фаттахов Р.Б., Фадеев В.Г., Багманов A.A., Колосов Б.В., Горбатиков В.А., Алексеева Ю.А. и другие.

Результаты теоретических, практических исследований и промысловых испытаний, изложенные в диссертации, являются результатом работы автора под руководством кандидата технических наук, доцента Фаттахова Р. Б. при активной помощи Степанова В.Ф., Соболева С.А., Арсентьева A.A., Бусаровой О.В., Шипилова Д. Д., Коротковой О. Ю. и других сотрудников отдела исследования и промысловой подготовки нефти, газа и воды института «ТатНИПИнефть». Автор благодарит всех, оказавших помощь в выполнении и обсуждении работы.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В СИСТЕМЕ ППД ОАО «ТАТНЕФТЬ»

При создании системы разработки нефтяных месторождений, одним из важнейших вопросов является выбор метода искусственного воздействия на нефтяную залежь для поддержания пластового давления.

Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидродинамические и газовые методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов и газов. Сегодня более 90 % добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.

В процессе развития нефтедобычи сформировались типовые системы сбора и ППД, рассчитанные на крупные высокопродуктивные месторождения с интенсивными отборами нефти. Эти системы с радиусом действия 5-10 км и более, большим числом центробежных насосных агрегатов высокой производительности и упрощенной технологией, исключающей оперативное поскважинное управление закачкой [11-21].

1.1 Этапы развития системы ППД в ОАО «Татнефть»

В ОАО «Татнефть» можно выделить несколько этапов развития системы ППД [7, 16, 20, 22-36].

I этап (с конца 50-х до 1985 года) - строительство и развитие системы

ППД.

Особенности этапа - быстрый рост добычи жидкости и нефти, объемов закачки воды и их стабилизация на высоком уровне.

Сформировалась структурная схема системы ППД: очистные сооружения сточных или пресных вод - низконапорные водоводы - КНС с высоко-

расходными насосами - блок гребенки (БГ) — высоконапорные водоводы -нагнетательные скважины - пласты или пласт.

II этап (1985 - 1995 гг.) - решение проблемы надежности водоводов системы ППД.

Это период роста количества порывов водоводов, снижение (дробление) остаточных запасов нефти, снижение объемов добываемой и закачиваемой воды.

Снижение аварийности системы ППД было достигнуто внедрением металлопластмассовых труб. Развиваются методы циклической закачки, внедряются блочные КНС, системы телемеханики.

III этап (1995 - 2002 гг.) - осуществление модернизации насосных станций ППД и создание условий для индивидуализации закачки.

Основные результаты этапа - стабилизация добычи нефти, создание технологий воздействия на пласт и технических средств для их реализации.

IV этап (2003 - 2010 гг.) - комплексная оптимизация процессов ППД, преимущественно, на базе компьютерных информационных технологий.

Особенности условий работы системы ППД на этом этапе: стабилизация добычи нефти; увеличение доли низкопроницаемых пластов; раздробленность залежей, что требует индивидуализации довыработки обособленных участков; сокращение объемов закачиваемой воды; тенденция к повышению давления нагнетания; старение фонда нагнетательных скважин; намечается тенденция роста порывов водоводов; сложившаяся структура «очистные сооружения - КНС - нагнетательная скважина» с одновременной обвязкой скважин, значительно различающихся по приемистости, и, как следствие, необходимость применения энергозатратных штуцеров; увеличение доли малорасходных насосов (МРН) взамен ЦНС-180. Приоритетной задачей системы ППД в области сокращения затрат является энергосбережение при выполнении в полном объеме технологических задач.

1.2 Система ППД в ОАО «Татнефть» на современном этапе

Современный этап развития системы ППД ОАО «Татнефть» характеризуется адресностью закачки, надёжностью насосных агрегатов, оборудования и трубопроводов, мероприятиями по повышению энергоэффективности эксплуатации системы ППД в целом [2, 3, 7, 20, 23, 34-45, 46].

Особенности условий работы системы ППД на нынешнем этапе:

- стабилизация добычи нефти при некотором увеличении доли высоковязкой нефти в общем балансе добычи;

- стабилизация общего объема закачки воды на среднегодовом уровне порядка ста пятидесяти (150) млн. м в год;

- увеличение эксплуатационного фонда нагнетательных скважин (около 10000 шт.) и снижение средней приемистости нагнетательных скважин

■j

(до 100 м /сут и ниже);

- увеличение доли низкопроницаемых пластов, дальнейшая раздробленность монолитных залежей, индивидуализация довыработки обособленных участков с применением различных методов заводнения: площадное, очаговое, избирательное, циклическая закачка, смена фильтрационных потоков и др.;

- развитие оперативных методов очистки призабойной зоны пластов (ПЗП) нагнетательных скважин: динамический излив, промывка ПЗП газированной жидкостью с предварительной кислотной обработкой и др.;

- стабилизация валового потребления электроэнергии (порядка 1 млрд. кВт-ч) и удельного расхода электроэнергии на закачку (6,84 кВт-ч/м3);

- дальнейшее оснащение нагнетательных скважин эксплуатационными пакерами; обеспечение 100 % защищенности нагнетательных скважин сточной воды НКТ в антикоррозионном исполнении;

- разработка мероприятий по обеспечению чёткого взаимодействия сервисных компаний и НГДУ для надёжной и эффективной работы насосных агрегатов, оборудования, водоводов и др.

1.3 Сложившаяся система ППД ОАО «Татнефть»

Современная система поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» является сложным инженерно-технологическим сооружением и включает:

- кустовые насосные станции;

- насосные установки, предназначенные для индивидуальной и групповой закачки;

- насосные агрегаты;

- БГ и выносные распределительные пункты;

- нагнетательные скважины;

- оборудование и устройства, обеспечивающие обработку, транспортировку и закачку технологической жидкости в пласт в необходимом режиме.

Схема общей превалирующей структуры системы ППД ОАО «Татнефть» на текущем этапе развития представлена на рисунке 1.1.

По состоянию на 01.01.2011 г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин системы ППД ОАО «Татнефть» составил 9884 скважин, в т.ч. по закачке сточных вод 7798 скважин (78,9 %). Общая протяжённость эксплуатационного фонда водоводов ОАО «Татнефть» составляет 18679,3 км.

Общая протяжённость действующего фонда водоводов НГДУ составляет 15096,8 км, в т.ч. низконапорные (подводящие) - 1764,5 км, высоконапорные (разводящие) - 13332,3 км. Протяжённость действующего фонда водоводов НГДУ по закачке сточной воды составляет 11299,3 км, из них протяжённость низконапорных водоводов по закачке сточной воды составляет 1091,0 км, протяжённость высоконапорных водоводов - 10208,3 км. Протяжённость низконапорных водоводов действующего фонда сточной воды, выполненных из металлопластмассовых труб, составляет 1039,5 км (58,9%); протяжённость высоконапорных водоводов действующего фонда, выполненных из труб МПТ - 10104,5 км (75,8 %).

По состоянию на 01.01.2011 г. в системе ППД ОАО «Татнефть» имеется 327 кустовых насосных станций (КНС), в т.ч. для закачки сточных вод -244 шт. (74,6 %). Количество блочных кустовых насосных станций (БКНС) от общего количества КНС составляет 86 шт. или 26,3 %. На КНС эксплуатируются 526 насосных агрегата (в среднем 1,61 насоса на одну КНС); количество малорасходных насосов составляет 433 шт., что составляет 82,3 % от общего количества насосов КНС.

С целью улучшения регулирования и управляемости площадей вводятся в строй насосные установки, предназначенные для индивидуальной и групповой закачки технологической жидкости (сточная, пластовая, пресная) в нагнетательные скважины. На начало 01.01.2011 г. таких установок в системе ППД эксплуатируются 331 шт., в том числе 304 шт. (91,8 %) - по закачке пластовых и сточных вод. По назначению насосные установки распределены следующим образом: МСП - 212 шт., ВСП - 16 шт., УЭЦН в шурфном варианте - 54 шт., УЭЦН с верхним приводом - 20 шт., погружные УЭЦН -24 шт., прочие - 5 шт.

Пластовая (сточная) вода подготавливается на 84 очистных сооружениях, размещённых на крупных товарных парках и на дожимных насосных станциях.

По итогам за 2010 год объём закачки в системе ППД ОАО «Татнефть» составил 152,5 млн. м при плане 151,4 млн. м , в том числе закачено сточной воды 122,0 млн. м3 (80,0 %). Расход воды на добычу 1 тонны нефти в 2010 г. составил 5,90 м , а соотношение нефтяных и нагнетательных скважин достигло 2,23 [47, 48].

В таблице 1.1 представлена информация об удельном и общем потреблении электроэнергии в системе ППД «ОАО «Татнефть» по состоянию на 01.01.2011 [47].

Рост планируемого потребления электроэнергии связан с тенденцией повышения давления закачки, однако в результате энергосберегающих методов удалось сэкономить 1 % от запланированного расхода, или более 10 млн. кВт-ч/год. Здесь следует отметить, что применение комплексного подхода к проблеме энергосбережения началось сравнительно недавно и получило свое развитие с утверждением долгосрочной целевой «Программы проведения работ по повышению энергоэффективности системы ППД ОАО «Татнефть».

Таблица 1.1 - Расход электроэнергии в системе ППД по НГДУ за 2010 год

Наименование предприятия (НГДУ) Объем закачки, м3 Удельный расход, кВт-ч/м3 Расход, тыс. кВт-ч Отклонение по норме, % Отклонение по расходу, тыс. кВт-ч (факт к план)

факт 2009 г. план 2010 г. факт 2010 г. план 2010 г. факт 2010 г. факт 2009 г. к факту 2010 г. факт 2010 г. к план 2010 г

Лениногорск-нефть 24253056 7,87 7,77 7,76 188470 188132 -1,4 -1,7 -3291

Альметьевнефть 21868194 6,97 7,54 7,50 164886 164052 7,6 -0,5 -834

Азнакаевскнефть 28387823 6,67 7,15 6,96 202973 197625 4,4 -2,6 -5348

Джалильнефть 32159865 6,88 6,91 6,92 222324 222635 0,6 0,1 311

Елховнефть 14274842 6,86 6,87 6,66 98068 95017 -2,9 -3,1 -3051

Бавлынефть 11400999 5,18 5,10 5,09 58145 58067 -1,7 -0,1 -78

Прикамнефть 13776221 6,26 6,30 6,28 86790 86559 0,3 -0,3 -231

Ямашнефть 2113345 8,87 8,90 8,73 18809 18458 -1,5 -1,9 -350

Нурлатнефть 4256671 6,47 6,50 6,43 27668 27390 -0,5 -1,0 -278

Итого по ОАО «Татнефть» 152491016 6,84 7,00 6,94 1068135 1057935 1,4 -1,0 -10199

1.4 Цели, задачи и основные требования к системе ППД ОАО «Татнефть» в современных условиях и на перспективу

Как уже отмечалось выше, в процессе развития нефтедобычи в Татарстане сформировалась типовая система ППД, отличительной чертой которой является централизация, когда к одному насосу на КНС подключены 10 и более скважин с различными параметрами, а регулировка закачки осуществляется при помощи штуцирования на скважинах.

Большинство нефтяных месторождений находятся в поздней стадии разработки, а это приводит к изменению действующих факторов, обуславливающих работу системы ППД в целом. Иначе говоря, систему ППД необходимо приспособить к новым условиям [49]. Здесь под новыми условиями понимается:

- общее усложнение объектов разработки (новые месторождения преимущественно сложнопостроенные, низкопродуктивные, старые находятся на поздних стадиях разработки и имеют сложный характер распределения остаточных запасов);

- изменение факторов, определяющих размеры и структуру систем ППД (вновь вводимые в разработку объекты - малые месторождения или небольшие участки на эксплуатируемых месторождениях, где предстоит реконструкция систем сбора и ППД и ввод установок предварительного сброса воды (УПСВ), что радикально изменит структуру обеих систем);

- повышение требований экономичности нефтедобычи, применительно к системам ППД это в первую очередь требование энергосбережения;

- формирование новых организационно-правовых отношений между недропользователями и недровладельцем, введение надзора за разработкой и эксплуатацией (контроль и учет отборов и закачек);

- появление технических возможностей для реализации в системах ППД новых технологий и технологических схем закачки.

Но и в новых условиях заводнение остается главным способом воздействия на пласт, как в виде самостоятельного средства, так и в качестве основы для многих физико-химических методов.

Формирование целей и задач системы ППД должно осуществляться на основе комплексных подходов к ее развитию в рамках дальнейшего развития стратегии разработки месторождений. Частные цели и задачи могут отличаться в зависимости от условий разработки. Основные цели, задачи и требования на современном этапе развития систем ППД обладают инвариантностью по отношению к любому месторождению.

Цель службы ППД на современном этапе и перспективу развития системы разработки нефтяных объектов можно сформулировать как выполнение установленных и управляемых режимов закачки рабочего агента (для обеспечения установленной добычи и максимально возможного коэффициента извлечения нефти (КИН) при минимальных затратах: капитальных, энергетических, трудовых, материальных [23].

Система ППД должна обеспечивать выполнение следующих основных

задач:

- централизованное планирование и управление выполнением режимов закачки;

- объем закачки и давление нагнетания рабочего реагента как по отдельным скважинам и объектам разработки, так и в целом по месторождению в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки, возможность изменения и регулирования режимов закачки воды в скважины;

- трехуровневую систему заводнения с различными схемами закачки (сточной, пластовой и пресной водой) для выработки запасов в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;

- закачку и, при необходимости, дополнительную подготовку закачиваемой воды до состояния, соответствующего по составу, физико-химическим свойствам, содержанию механических примесей, кислорода и микроорганизмов коллекторским свойствам пласта;

Требования к заводнению и системам ППД в общем виде можно сформулировать как требования повышения управляемости и информативности, расширения диапазона и видов воздействий на пласт, энергоэффективности и экономичности в целом (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2

- Основные цели.

, задачи и направления развития системы ППД ОАО «Татнефть»

1.5 Определение и анализ основных направлений снижения энергозатрат в системе ППД ОАО «Татнефть»

Вопросы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД не являются тривиальными. Это сложная задача и должна решаться в комплексе. Направления снижения энергозатрат укрупненно можно разделить на три основные взаимосвязанные составляющие.

1. Сокращение объемов воды, циркулирующей в системе.

2. Рациональное использование воды-рабочего агента.

3. Повышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования.

Каждое из этих направлений, в свою очередь, состоит из определенного набора взаимосвязанных задач, представленных на рисунке 1.3.

- Своевременный капремонт и его прогнозирование;

- качественный капремонт;

- подбор э/д по условиям закачки;

- работа НА в оптимальной зоне

Оптимизация процесса разработки

- индивидуальные НА; ■ шурфы;

• МСП, ВСП, ОРЗ; ■ПНУ.

Группирование скважин по давлению, снижение штуцирования

Повышение надежности в/в, защита от коррозии, снижение давления перекачки

-Правильный выбор НА; -оптимизация работы НА для снижения дросселирования; - оперативное управление

Рисунок 1.3 -Направления снижения энергозатрат в системе ППД

Разберем эти задачи подробнее.

1.5.1 Сокращение объемов воды, циркулирующей в системе

На рисунке 1.4 приведена укрупненная структура энергетических затрат при дебите скважины по нефти 1 т/сут при различной обводненности добываемой продукции. Обводненность изменяется в диапазоне 80... 99 % при шаге 1 % [2].

Рисунок 1.4 — Зависимость полных энергетических затрат от обводненности

продукции скважины

Из рисунка 1.4 видно, что 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 % [2].

На рисунке 1.4 хорошо прослеживается экспоненциальная зависимость роста энергетических затрат, таким образом, оптимизируя закачку жидкости, сокращая ее циркуляцию в системе, мы добьемся неплохих результатов в энергосбережении [50]. Снижая затраты в ППД, мы также обеспечим увеличение сроков рентабельной разработки нефтяных месторождений.

1.5.2 Рациональное использование воды-рабочего агента

К этому направлению можно отнести такие задачи как минимизацию потерь жидкости в пласте, адресную закачку и минимизацию аварийных потерь жидкости, связанную с порывами водоводов. В то же время, задача минимизации жидкости в пласте решается путем оптимизации процесса разработки. Эта задача напрямую связана с адресной закачкой, а это и внедрение МСП-ВСП, использование индивидуальных насосов, одновременно-

раздельной закачки, применение шурфов. Группирование скважин по приемистости и давлению позволит избежать штудирования, что приведет к сокращению энергозатрат.

Повышение надежности водоводов, защита их от коррозии и снижение давления перекачки относится к направлению минимизации аварийных потерь жидкости.

На рисунке 1.5 представлена итоговая зависимость удельной порывно-сти водоводов от давления перекачки, статистически полученная в ходе исследований (выборка по НГДУ за 7 лет). Как видно из графика, качественная картина во всех НГДУ идентична. Чем выше давление нагнетания в НГДУ и протяженность водоводов иод высоким давлением, тем больше удельная по-рывность.

Количество порывов ед/ш 0,04 0.035 0,03 0,025 0,02 0,015 0,01 0.005

•N, ед/км<

■Р, Мпа

Давление (среднегодовое) _МПА_

17 16 15 14 13 12 11 10

НГДУ

лн

АН

АзН

ДН

ЕН

БН

ПН

ЯН

НН

Рисунок 1.5 - Зависимость удельной порывносги водоводов от давления

перекачки в системе ППД На рисунке 1.6 представлена статистически выявленная зависимость удельной порывиости от давления перекачки в интервале рабочих давлений 10,0 - 17,0 МПа, которая имеет линейную форму с существенной скоростью нарастания (аппроксимирующая формула, полученная средствами Microsoft Excel, представлена на графике). Так, увеличение давления на 60 атмосфер приводит к 3,5-кратному увеличению порывности. Таким образом, чистая защита водоводов от коррозии будет иметь кратковременный эффект, поэтому необходимо говорить о комплексном решении направления рационального использования воды-рабочего агента.

0,04

0,03

г»

0,02

2 ^ ш 0,01

о

V = 907?™ - ЧП 4КСШ1ППП 1

- ]

Давление. М

10

11

12

13

14

15

16

Рисунок 1.6 - Зависимость удельной порывности от давления нагнетания

(1/1 ООО-согласующий множитель)

1.5.3 Повышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования.

Это направление можно разбить на две тесно взаимосвязанные подзадачи: оптимизация закачки и эффективная эксплуатация оборудования.

К оптимизации закачки можно отнести решение таких задач, как правильный подбор насосного агрегата (НА) в соответствии с трубопроводной сетыо, на которую он работает [51], оптимизация режимов ПА для минимального дросселирования и оперативное управление, когда скважины подключаются-отключаются таким образом, чтобы выполнить задание на закачку с минимальными энергетическими потерями,

Правильный выбор насосного агрегата для текущей трубопроводной сети и оптимизация его режимов работы приведет к значительному сокращению энергозатрат.

На рисунке 3.7 представлены графики удельных «идеальных» и фактических энергетические затраты по НГДУ [34, 35, 37].

■Идеальные удельные энеогозатоаты

Фактические удельные энеогозатоаты

НГДУ

Рисунок 1.7 - Графики «идеальных» и фактических удельных энергозатрат

по НГДУ

В таблице 1.2 представлены рассчитанные данные потенциала снижения удельных энергозатрат по НГДУ, соотнесенных к необходимому объему жидкости (при сроке окупаемости 7 лет).

Следует отметить, что нельзя принимать за критерий успешности работы НГДУ в области экономии энергозатрат только удельные энергозатраты без учета текущих условий эксплуатации.

Таблица 1.2 - Потенциал сокращения энергозатрат по НГДУ

НГДУ ^ идеал? кВт-ч ^факт; кВт-ч Объем закачанной воды (2010 год), млн. м3 «Потенциал экономии», млн.кВтч

лн 7,45 7,76 24,25 7,5

АН 6,78 7,5 21,86 15,7

АзН 6,50 6,96 28,38 13,1

ДН 6,59 6,92 32,16 10,6

ЕН 5,78 6,6 6 14,27 12,6

БН 4,52 5,09 11,4 6,5

ПН 5,56 6,28 13,78 9,9

ЯН 7,20 8,73 2,11 3,2

НН 5,30 6,43 4,25 4,8

Итого по ОАО «Татнефть» 152,49 87,2

1.5.3.1 Оптимизация закачки

На рисунке 1.8 представлена оценочная зависимость годовых затрат электроэнергии от потери давления в интервале выкид насоса - блок гребенок (БГ).

потери давяешш на 'да.'ишжке «сред БГ, МПа

Рисунок 1.8 - Непроизводительные затраты электроэнергии при

дросселировании

Потери давления в 1,0 МПа ведут к увеличению затрат на 400 тыс. р. в год для насоса ЦНС 180 при цене электроэнергии 1,7 р./кВт-ч потока закачиваемой жидкости в интервале «насос - БГ»

Чтобы исключить подобные непроизводительные потери, необходим правильный выбор НА, оптимизация режимов его работы, новые технологические схемы индивидуализации закачки для оперативного управления.

1.5.3.2 Эффективная эксплуатация оборудования

К области задач этого направления можно отнести своевременный вывод в капитальный ремонт и его прогноз, качественный капитальный ремонт, организация работы насосного агрегата таким образом, чтобы насос работал в оптимальной зоне.

Вывод в капитальный ремонт должен определяться экономическим расчетом на основе снижения КПД (увеличения удельных затрат на закачку). Кроме того, снижение технических характеристик насоса может не обеспечивать необходимой закачки, что окажет существенное влияние на эффективность вытеснения нефти.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Коннов, Владимир Александрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведен комплексный анализ текущего состояния энергоэффективности эксплуатации системы ППД в ОАО «Татнефть», определены основные требования к системе ППД: повышение экономичности, управляемости и информативности; расширение диапазона и видов воздействий на пласт.

2. Исследованиями установлены основные источники непроизводительных затрат электроэнергии в системе ППД, к которым относятся: несовершенство конструкции насосов, несвоевременное техническое обслуживание и капитальный ремонт; дросселирование потока на блоке гребенок; шту-цирование закачки в скважины; гидравлические потери; потери на подстанциях. Выполнена оценка максимально устранимых потерь электроэнергии (300 млн. кВт-ч/год) и достижимых - со сроком окупаемости до 5 лет (50 млн. кВт-ч/год) и от 5 до 10 лет (120 млн. кВт-ч/год).

3. Определены основные направления снижения энергозатрат в системе ППД: сокращение объемов воды, циркулирующей в системе; рациональное использование воды-рабочего агента; повышение эффективности процесса закачки и эксплуатации оборудования. Разработаны методика и алгоритм оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки.

4. Определены основные методы и технологические схемы повышения энергоэффективности эксплуатации системы ППД, установлено, что необходимо их комплексное применение в целях достижения максимального технологического и энергосберегающего эффекта, разработан алгоритм их применения.

5. Разработаны и усовершенствованы технологические схемы закачки, обеспечивающие повышение энергоэффективности эксплуатации системы ППД за счет снижения себестоимости закачки и давления в высоконапорных водоводах, увеличения времени между ОПЗ, повышения управляемости закачкой.

6. Экспериментально доказано, что характер изменения рабочих характеристик насосных характеристик в процессе эксплуатации отличается от паспортных характеристик, темп увеличения удельных энергозатрат зависит от режима работы насоса, при расчете межремонтного периода следует учитывать поправочный коэффициент для капитального ремонта.

7. Разработаны методологии расчета и прогнозирования срока работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта и экономически целесообразного контроля достоверности датчиков технических характеристик насосных агрегатов. Разработана и внедрена в институте «ТатНИПИнефть» компьютерная программа расчета МРП и прогнозирования сроков работы насосного агрегата до проведения капитального ремонта.

8. В рамках комплексного подхода к решению вопросов повышения эффективности эксплуатации системы ППД были разработаны 7 РД и 2 стандарта, экономический эффект в 2011 г. составил 12,4 млн. руб. Удельный экоо номический эффект составляет 0,9 рубля на 1 м закачанной по предложенным технологиям жидкости. » *

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Коннов, Владимир Александрович, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Мани Л. Транспорт, энергетика и будущее /Пер. с англ. М. Мир,

1987.-160 с.

2. Яртиев, А.Ф. Учет энергетических затрат на добычу нефти [Текст] /

A.Ф. Яртиев, Р.Б. Фаттахов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 150 с.

3. Яртиев, А.Ф. Инвестиционное проектирование в нефтедобыче [Текст] / А.Ф. Яртиев. - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - 237 с.

4. Мишук, Е.С. Основные тенденции развития энергетики в мире [Текст] /Е.С. Мишук // Академия энергетики: аналитика, идеи, проекты. -2006.-№6.-С. 4-11.

5. Накоряков, В.Е. О роли государственного сектора в будущем топливно-энергетического комплекса России [Текст] / В.Е. Накоряков // Энергия: Экономика, техника, экология. -2006. -№ 12.-С. 13-15.

6. Ибатуллин, P.P. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: курс лекций. Часть I. Системы и режимы разработки [ Текст] / P.P. Ибатуллин // АГНИ. - Альметьевск.: АГНИ, 2007. - 100 с.

7. Муслимов, Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения [Текст] / Р.Х. Муслимов // Казанский университет. - Казань.: Изд-во Казанского университета, 2003. -596 с.

8. Исакович, Г.А. Экономия топливно-энергетических ресурсов в строительстве [Текст] / Г.А. Исаакович, Ю.Б. Слуцкий. - М.: Стройиздат,

1988.-214 с.

9. Грайфер, В.И. Научно-технические основы энергоресурсосбережения и экологической безопасности нефтяного производства [Текст] /

B.И. Грайфер, P.A. Максутов // Технологии ТЭК. - 2004. - № 1. С. 56-58.

10. Оганесян, С.А. Энергетическая стратегия России до 2020 г., ее реализация и перспективы развития ТЭК [Текст] / С.А. Оганесян // Энергонадзор и энергобезопасность. - 2006. - № 2. С. 30-38.

11. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / M.JI. Сургучев. — М.: Недра. - 1985. - 308 с.

12. Карцев, A.A. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. Изд. 2-ое, перераб. [Текст] / A.A. Карцев. -М.: Недра. - 1972. - 280 с.

13. Фазлыев, Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений [Текст] / Р.Т. Фазлыев. — М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика. - 2008. - 256 с.

14. Ибатуллин, P.P. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) [Текст] / P.P. Ибатуллин [и др.]. - М.: Недра-Бизнес-центр, 2004. - 292 с.

15. Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности [Текст] / Р.Х. Муслимов // АН РТ. - Казань.: ФЭН, 2005. - 688 с.

16. Зейгман, Ю.В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений: учебное пособие [Текст] / Ю.В. Зейгман // УГНТУ. - Уфа.: Нефтегазовое дело, 2007. - 232 с.

17. Ибатуллин, P.P. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: курс лекций. Часть II. Процессы воздействия на пласты. Технологии и методы расчета [Текст] / P.P. Ибатуллин // АГНИ. - Альметьевск.: АГНИ, 2009. 202 с.

18. Тронов, В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений [Текст] / В.П. Тронов. - Казань.: Фэн, 2004. - 584 с.

19. Хисамов, P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений [Текст] / P.C. Хисамов // Минтопэнерго. - Казань.: Мониторинг, 1996. - 288 с.

20. Захарова, Е.Ф. Эксплуатация систем ППД при эксплуатации нефтяных месторождений: учебно-методическое пособие. Часть I [Текст] / Е.Ф. Захарова//АГНИ, 2010. - 147 с.

21. Тронов, В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД [Текст] / В.П. Тронов, A.B. Тронов. - Казань.: Фэн, 2001 -560 с.

22. Концепция реконструкции системы ППД [Текст] : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 03.05.11. - Бугульма-Альметьевск: ТатНИПИ-нефть, - 2003. - 19 с.

23. Концепция реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 гг. [Текст] : ЕРБ: 01-671-1.0-2011 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 17.10.11. -Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2011. - 24 с.

24. Муслимов, Р.Х. О роли геологической науки в добыче трех миллиардов тонн нефти в Татарстане [Текст] / Р.Х. Муслимов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 7.

25. Базаревская, В.Г. Перспективы разведки и разработки залежей нефти в отложениях возвратных горизонтов [Текст] / В.Г. Базаревская, А.Ф. Яр-тиев // РАЕН. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 215 с.

26. Хисамутдинов, H.H. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти [Текст] / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, Г.З. Ибрагимов // Нефтепромысловое дело. - 1997. - №12

27. Хисамов, P.C. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений [Текст] / P.C. Хисамов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. -628 с.

28. Салихов, И.М. Анализ результатов применения технологий по повышению нефтеотдачи пластов на основе древесной муки на объектах разработки НГДУ «Джалильнефть» [Текст] / И.М. Салихов, Р.Б. Рафиков, Ю.В. Баранов // Труды науч.-практ. конф. «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения. Т.1. - Казань. - 2002. - С. 292-300.

29. Хисамутдинов, Н.И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами [Текст] / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов,

A.Г. Телин. -М.: ВНИИОЭНГ. - 2001. - 184 с.

30. Еронин, В.А. Эксплуатация системы заводнения пластов [Текст] /

B.А. Еронин, A.A. Литвинов, И.В. Кривоносов, А.Д. Голиков, А.Д. Ли. - М.: Недра.- 1967.-328 с.

31. Инструкция по протекторной защите промысловых трубопроводов от грунтовой коррозии. [Текст] : РД 153-39.0-420-05 утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 20.12.05. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005. - 61 с.

32. Инструкция по катодной защите обсадных колонн скважин и выкидных линий (разводящих водоводов) от наружной коррозии [Текст] : РД 153-39.0-531-07 утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 17.09.07. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2007. - 83 с.

33. Инструкция по расчету совместимости закачиваемых вод в систему ППД [Текст] : РД 153-39.0-649-09 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 25.12.09. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2009. - 27 с.

34. Закачка технологической жидкости для поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть» [Текст] : СТО ТН 028-2008 : утв. ОАО «Татнефть» :'ввод. в действие с 14.07.2008. - Бугульма: ТатНИПИнефть. - 2008. - 168 с.

35. Эксплуатация насосных агрегатов системы поддержания пластового давления на месторождениях ОАО «Татнефть» [Текст] : СТО ТН 032-2008 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 17.07.2008. - Бугульма: ТатНИПИнефть. - 2008. - 145 с.

36. Оптимальный комплекс и периодичность гидродинамических методов контроля за разработкой месторождений ОАО «Татнефть» [Текст] : РД 153-39.0-384-05 (с изменением 1) : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 31.01.2005. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2004. - 33 с.

37. Инструкция по оптимизации насосного оборудования для групповой и индивидуальной закачки воды в системе ППД ОАО «Татнефть» [Текст]

: РД 153-39.0-448-06 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 24.04.06. -Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2005 .-80 с.

38. Инструкция по обследованию системы ППД с целью повышения эффективности её эксплуатации [Текст] : РД 153-39.0-651-09 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 01.01.09. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2009. -137 с.

39. Инструкция по подавлению сульфатвосстанавливающих бактерий в пластах бактерицидной обработкой закачиваемых пресных вод [Текст] : РД 153-39.0-345-04 утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 03.05.06. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2004. - 24 с.

40. Инструкция по применению технологии одновременно-раздельной закачки воды и подбору скважин для ОРЗ в системе ППД ОАО «Татнефть» [Текст] : РД 153-39.1-633-09 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 15.10.09. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2008. - 91 с.

41. Инструкция по применению эксплуатационных пакеров в нагнетательных скважинах системы ППД ОАО «Татнефть» с изменением 1 [Текст] : РД 153-39.1-502-07 утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 15.02.07. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2008. - 91 с.

42. Андреев, И.И. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления [Текст] / И.И. Андреев, В.Г. Фадеев, Р.Б. Фаттахов, Г.А. Федотов. - М. : - ВНИИОЭНГ. - 2006. - 228 с.

43. Инструкция по подбору оборудования в технологии межскважин-ной перекачки системы ППД ОАО «Татнефть» [Текст] : РД 153-39.0-439-06 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 01.03.06. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2005. - 66 с.

44. Инструкция по выбору типовой конструкции скважин для эксплуатации УЭЦН в режиме КНС [Текст] : РД 153-39.1-582-08 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод в действие с 01.06.08. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2007. -57 с.

45. Фадеев, В.Г. Технология очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин с применением методов изливов [Текст] / В.Г. Фадеев, Р.Б. Фаттахов, А.А. Арсентьев, М.А. Абрамов. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2009. -108 с.

46. Коннов, В.А. О направлениях развития системы поддержания пластового давления [Текст] / Р.Б. Фаттахов, А.А, Арсентьев, В.А. Коннов // Ученые записки АГНИ. - Альметьевск.: - 2010. - С. 98-102

47. Годовой отчет по 1111Д за 2010 год [Текст] / ОАО «Татнефть». —

2011.- 130с.

48. Годовой отчет по ППД за 2009 год [Текст] / ОАО «Татнефть». -

2010.- 156 с.

49. Горбатиков, В.А. Системы поддержания пластового давления в новых условиях [Текст] / В.А. Горбатиков, М.В. Зубов, А.А. Кислицын // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1. - С.56-58.

50. Ибрагимов, Н.Г. Оценка энергетических потерь, возникающих при неконтролируемой закачке воды в пласт через систему поддержания пластового давления [Текст] / Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Г.А. Федотов, М.Ш. Каюмов, И.В. Владимиров // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 12. -С. 28-31.

51. Багманов, А.А. Насосы центробежные системы ППД нефтяных месторождений. Исследование. Проектирование. Эксплуатация [Текст] / А.А. Багманов. - KG Gemany.: LAP LAMBERT Academic Publishing GmbH & Co. -

2012.- 108 c.

52. Временная методика выбора мероприятий для сокращения потерь энергии в системе ППД ОАО «Татнефть» [Текст] : ЕРБ 01-95-1.0-2010 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 02.07.10. - Бугульма: ТатНИПИнефть, -

2011.-13 с.

53. Электронная корпоративная база данных ОАО «Татнефть» АРМИТС

54. Лопастные насосы. Справочник [Текст] / под общей редакцией В.А. Зимницкого и В.А.Умова. - Л.: Машиностроение, 1986. - 333с.

55. Гейер, В.Г. Гидравлика и гидропривод - 3-е изд. перераб. и доп. [Текст] / В.Г. Гейер, B.C. Дулин, А.Н. Заря. - М.: Недра, 1991. - 330 с.

56. Инструкция по выбору и расчету экономически обоснованного комплекса мероприятий по оптимизации потребления электроэнергии в системе ППД ОАО «Татнефть» [Текст] : РД 153-39.0-751-12 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 01.03.12. - Бугульма: ТатНИПИнефть, — 2011. -136 с.

57. Коннов, В.А. Выбор энергоэффективных технологий кустовой закачки воды в системе поддержания пластового давления на основе распределения потоков закачиваемой жидкости [Текст] / Ибрагимов Н.Г., Фаттахов Р.Б., Коннов В.А., Соболев С.А., Степанов В.Ф. // Сборник научных трудов «ТатНИПИнефть». - Выпуск №LXXVIII. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2010. -С.261-267.

58. Оценка технического состояния насосных агрегатов КНС на основе мониторинга затрат электроэнергии на закачку воды в пласт с использованием АСУ ТП [Текст] : СТО ТН 021-2007 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 01.05.2007. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», - 2007 - 43 с.

59. Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности [Текст] : РД 153-39.0620-09 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 18.02.09. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2008. - 97 с.

60. Насосы центробежные секционные ЦНС 40,63,80 - 1000... 1900 УХЛ4. Технические условия на капитальный ремонт [Текст] : 2078.01.000 УК : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 01.12.2010. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», - 2010. - 251 с.

61. Насосы центробежные секционные ЦНС 180 - 1050... 1900 УХЛ4. Технические условия на капитальный ремонт [Текст] : 2079.01.000 УК : утв.

ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 30.08.2010. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», -2010.- 156 с.

62. Программа подбора насосов и расчета распределения воды в системе поддержания пластового давления [Текст] : пат. 2010617037 Рос. Федерация / Фаттахов Р.Б., Соболев С.А., Степанов В.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2010613104 ; заявл. 01.06.10 ; зарег. 21.10.10, Реестр программ для ЭВМ

63. Программа графического построения сети объектов системы поддержания пластового давления [Текст] : пат. 2010616781 Рос. Федерация / Фаттахов Р.Б., Соболев С.А., Степанов В.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2010615059 ; заявл. 17.08.10 ; зарег. 12.10.10, Реестр программ для ЭВМ.

64. Программа расчета межремонтного периода насосного агрегата с учетом фактического состояния и режимов работы [Текст] : пат. 2011611454 Рос. Федерация / Коннов В.А., Соболев С.А., Фаттахов Р.Б., Степанов В.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2010618152 ; заявл. 23.12.10 ; зарег. 12.02.11, Реестр программ для ЭВМ.

65. Шевелев, Ф.А. Таблицы для гидравлического расчета водопроводных труб [Текст] / Ф.А. Шевелев, А.Ф. Шевелев. -М.: Стройиздат, 1984. -116с.

66. Брюханов, О.Н., Основы гидравлики, теплотехники и аэродинамики [Текст] / О.Н. Брюханов, В.И., Коробко, А.Т. Мелик-Аракелян. - М.: - ИН-ФРА-М, 2004. - 254 с.

67. Гудилин, Н.С., Гидравлика и гидропривод. 3-е изд., стереотипное [Текст] / Н.С. Гудилин, Е.М. Кривенко, Б.С. Маховиков, И.Л. Пастоев. -М.: МГГУ, 2001.-519с.

68. Большая Советская Энциклопедия в 30 томах [Текст] // Советская энциклопедия. -М.: Советская энциклопедия, 1970. — 18240 с.

69. Инструкция по применению технологии очистки призабойной зоны нагнетательных скважин системы поддержания пластового давления метода-

ми изливов на месторождениях ОАО "Татнефть" [Текст] : РД 153-39.0-711-11 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 01.05.11. - Бугульма: ТатНИПИ-нефть, -2011.-46с.

70. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений [Текст] : ВНТП 3-85 : утв. Министерство нефтяной промышленности : ввод, в действие с 01.03.86. -М: Гипровостокнефть, - 1985. - 131 с.

71. Технологический аудит системы ППД НГДУ «Азнакаевскнефть», НГДУ «Прикамнефть». Разработка мероприятий по совершенствованию технологических схем заводнения [Текст] : Отчет по з-н 07.2736.07: утв. «Тат-НИПИнефть. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2007. - 184 с.

72. Регламент по совершенствованию технологий и технологических схем системы ППД НГДУ «Нурлатнефть» Ашальчинского месторождения ВВН в условиях высоких температур закачиваемой жидкости [Текст] : РД 153-39.0-705-11 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 20.03.11. - Бугульма: ТатНИПИнефть, - 2010. - 100 с.

73. Насосы динамические, объемные и агрегаты электронасосные на их основе [Текст]: Программа и методика испытаний НДО.ООО ПМ утв. ОАО «Татнефть», Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001. - 11 с.

74. Методика расчета межремонтного периода насосных агрегатов с учетом фактического состояния [Текст] : РД 153-39.1-656-10 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 10.03.10. - Бугульма: ТатНИПИнефть, -2006. - 40 с.

75. Повышение давления локальной закачки воды на удаленных от кустовых насосных станций или низкопроницаемых участках пласта / О.В. Чу-гайнов, JI.B. Валиахметов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. С. 8-9.

76. Устройство для установки центробежного насоса: [Текст] : пат. 2278954 Рос. Федерация: С2 Е21В 43/00 / Халимов Р.Х., А.И. Воронин, Харитонов А.Н., Кадыров P.P., Андреев В.А., Салимов М.Х. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» опубл. 27.06.2006, Бюл.— № 18. —3 с.

77. Способ и технические средства для добычи углеводородного сырья и закачивания пластовых вод Пат. US 6196313 В A, 7F21B 43/40 / Simons Horst // Изобрет. Стран мира, вып. 63 № 5/2002.

78. Способ закачки вытесняющего агента в скважину [Текст] : пат. 2079640 Рос. Федерация: МПК Е 21 В 43/20. / Каплан JI.C., Семенов A.B., Разгоняев Н.Ф., Юсупов Н.Ю., Семавин В.Д., Каплан A.JL. // Бюл. Изобретения. - 1997.-№ 14.

79. К вопросу о поддержании пластового давления при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири [Текст] / В.Ю. Филановский, Ю.И. Шаевский, Ю.Б. Фаин // Нефтяное хозяйство. - 1967. - № 2. — С. 51-56.

80. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. 2-е изд., доп. и испр. [Текст] / A.A. Коршак, A.M. Шаммазов. - Уфа. : ООО "Ди-зайнПолиграфСервис", 2002. - 554 с.

81. Нефтегазопромысловое оборудование. Под общей редакцией В. Н. Ивановского, 2006.

82. New control for waterfloods. The Oil a. Gas J. August 30, 1995, No. 35,

p. 5

83. Baker Oil Tools. Inc. Catalog 1996-1997, 700 p.

84. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды [Текст] : ГОСТ 15150-69. - Введ. 1971-01-01. - М.: Стандар-тинформ, -2010.-60 с.

85. Pirson LS. Oil Reservoir Engineering New-Jork — Toronto —London,

1958.

86. Smith С R. Secondary oil recovery.- N.-Y.: Reinhold Publishing Company, 1966. - 315 p.

87. Система транспортирования и закачки воды в пласт [Текст] : пат. 96609 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Абрамов М.А., Степанов В.Ф., Коннов В.А., Арсентьев A.A. ; заявитель

и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 20091343001/03 ; заявл. 11.09.09 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. - 8 с.

88. Способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины [Текст] : пат. 2387816 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутди-нов Р.З., Степанов В.Ф., Арсентьев A.A., Коннов В.А.,; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2009115496/03 ; заявл. 23.04.09 ; опубл. 27.04.10, Бюл. № 12.-8 с.

89. Система поддержания пластового давления [Текст] : пат. 92090 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Степанов В.Ф., Сахабутдинов Р.З., Арсентьев A.A., Коннов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2009103549/03 ; заявл. 03.02.09 ; опубл. 10.03.10, Бюл. № 7. -8 с.

90. Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины [Текст] : пат. 2397318 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Абрамов М.А., Степанов В.Ф., Арсентьев А.А, Коннов В.А., Соболев С.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -2009124535/03 ; заявл. 26.06.09 ; опубл. 20.08.10, Бюл. № 23. - 8 с.

91. Кустовая насосная станция [Текст] : пат. 48207 Рос. Федерация : МПК F 04 D 15/00 / Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Кудряшова JI.B, Коннов В.А., Косс A.B., Кунеевский В.В., Федин В.Ф. ; заявитель ОАО «Татнефть». - 2005115433/22; заявл. 20.05.05 ; патентообладатель ООО «Нефтегазовые технологии»; опубл. 27.09.05, Бюл. № 27.-5 с.

92. Система закачки воды [Текст] : пат. 2386021 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20, F 17 D 3/00 / Фаттахов Р.Б., Арсентьев A.A., Сахабутдинов Р.З., Кудряшова JI.B. Коннов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 200151198/03 ; заявл. 23.12.08 ; опубл. 10.04.10, Бюл. № 10. -Юс.

93. Система закачки воды [Текст] : пат. 34628 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 43/20, Е 21 В 43/00 / Андреев И.И., Степанов В.Ф., Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З.,; заявитель и патентообладатель ОАО

«Татнефть». - 2003125412/20 ; заявл. 18.08.03 ; опубл. 10.12.03, Бюл. № 10. -5 с.

94. Коннов, В.А. Повышение эффективности эксплуатации насосных агрегатов системы ППД на основе прогнозирования сроков проведения капитального ремонта с учетом режимов закачки и технического состояния насосов [Текст] / В.А. Коннов, Р.Б. Фаттахов // Нефтепромысловой дело. - 2011. -№4.-С. 33-38.

95. Коннов, В.А. Пути сокращения затрат на эксплуатацию насосных агрегатов системы ППД за счет оптимизации проведения диагностик и ремонтов [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, В.Ф. Степанов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - М. : ВНИИОЭНГ. - 2008. - С. 405-413.

96. Хасанов, Ф.Ф. Анализ опыта эксплуатации насосных агрегатов в системе ППД НГДУ «Уфанефть» [Текст] / Ф.Ф. Хасанов, В.Р. Закиев,

B.В. Таушев, И.Ш. Гарифуллин // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. -

C. 98- 100.

97. Богатырев, А.Г. Методика определения КПД центробежных насосов системы поддержания пластового давления [Текст] / А.Г. Богатырев, A.B. Лямин, Ю.А. Левин, И.Н. Елисеенко // Нефтепромысловое дело. - 2004. -№5.-С. 22-25.

98. Колосов, Б.В. К вопросу определения гидравлического КПД центробежных насосов системы поддержания пластового давления [Текст] /Б.В. Колосов, Р.Н. Сулейманов, A.A. Котович // Нефтепромысловое дело. - 2001. -№10. - С. 15-18.

99. Колосов, Б.В. Определение параметров высоконапорных насосов в рабочих условиях [Текст] / Б.В. Колосов // РНТС. Машины и нефтяное оборудование. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-№ 11 -С.13 - 14.

100. Будхрам, Д. Упрощенный способ наблюдения за эффективностью насосов [Текст] / Д. Будхрам, М. Рассек, Р.Перес, // Нефтегазовые технологии. - 2002. - №6. - С. 79 - 82.

101. Горбатиков, В.А. Системы поддержания пластового давления в новых условиях [Текст] / В.А. Горбатиков, М.В. Зубов, A.A. Кислицын // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1. - С. 56 - 58.

102. www.nasosinfo.ru / Электронный ресурс.

103. Алексеева, Ю. А. Энергетические процессы в гидротранспортной системе с меняющимися эксплуатационными характеристиками насосного оборудования [Текст] / Ю. А. Алексеева, Т. В. Коренькова // Bíchhk Кремен-чуцького державного ушверситету ím. М. Остроградського: 36. наук. пр. КДУ. - Вип. 3/2010(62). - Ч. 2 - Кременчук: КДУ, 2010. - С. 83-85.

104. Кривченко, Г.И. Гидравлические машины. Турбины и насосы [Текст] / Г.И. Кривченко. - М.: Энергоатомиздат. -1983. - 161 с.

105. Контроль технического состояния и системы ремонта НПО по фактическому техническому состоянию [Текст]: СТО ТН 004-2005 : утв. ОАО «Татнефть» : ввод, в действие с 01.04.2005. - Альметьевск: ОАО «Татнефть», - 2005 .-80 с.

106. Способ эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт [Текст] : пат. 2352822 Рос. Федерация : МПК F 04 D 15/00/ Фаттахов Р.Б., Коннов В.А., Сахабутдинов Р.З., Степанов В.Ф., Андреев И.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - 2007129856/06 ; заявл. 03.08.07 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11. - 10 с.

107. Способ эксплуатации насосного агрегата в процессе закачки жидкости в пласт [Текст] : пат. 2395723 Рос. Федерация : МПК F 04 D 15/00, Е 21 В 21/08 / Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Степанов В.Ф., Арсентьев A.A. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -2007129856/06 ; заявл. 03.08.07 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № И. - 10 с.

108. Коннов, В.А. Методика расчета экономически обоснованных сроков межремонтного периода насосных агрегатов системы ППД [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов // Ученые записки АГНИ. - Альметьевск: - 2010. -С. 108-116.

109. Коннов, В.А. Комплекс мер по обеспечению контроля рабочего состояния насосов системы ППД с учетом изменения КПД. Определение и прогнозирование межремонтных периодов насосных агрегатов с учетом фактических состояний, режимов работы насосов. Повышение эффективности и сокращение затрат на эксплуатацию насосов системы ППД [Текст] / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, В.Ф. Степанов и др. // Сборник матер. Науч.-техн. ярмарки идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвящ. 60-летию ОАО «Татнефть». -Бугульма: -2010. С. 4-30.