ВЫБОР ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ И ЕЕ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ : ВЫБОР энергетической УСТАНОВКИ И ЕЕ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ повышения ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ нефтяного МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Краткое описание

МІНІСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ
ОДЕССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
АБДУЛ ХУСЕЙН Али Разуки
УДК 622.276.65:620.9
ВЫБОР ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ И ЕЕ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ
ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Специальность 05.14.14 Тепловые и ядерные энергоустановки
Диссертация на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель -
профессор, доктор технический наук
В.П. Кравченко
Одесса 2013

СОДЕРЖАНИЕ
ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ . . . . . . .4
ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1. АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ
ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ . . . . . . . .
11
1.1. Стадии разработки месторождений нефти . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
1.2. Основные методы добычи нефти и виды воздействия на пласт . . . 14
1.3. Увеличение нефтеотдачи с помощью термических методов . . . . . 16
1.4. Повышение добычи нефти при закачивании воды . . . . . . . . . . . . . . 23
1.5. Увеличение нефтеотдачи пластов с помощью закачивания пара . 24
1.6. Методика расчета добычи нефти в зависимости от температуры
горячей воды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
26
1.7. Выводы по разделу 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2. МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ И СОПОСТАВЛЕНИЯ
УСТАНОВОК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
39
2.1. Критерии технико-экономической оптимизации электростанций 39
2.2. Условия технико-экономической сопоставимости вариантов
проектирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
48
2.3. Метод определения экономических показателей
энергоустановок, используемых для нефтедобычи . . . . . . . . . . . . . . . .
50
2.4. Вывод по разделу 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
И ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
54
3.1. Выбор схемы и диаметров трубопроводов тепловой сети для
нефтяного месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
54
3
3.2. Разработка схемы теплофикационной установки для
месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
66
3.3. Выводы по разделу 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ЭНЕРГОУСТАНОВОК ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
73
4.1. Разработка и расчет тепловой схемы турбоустановки ТЭЦ . . . . . . 73
4.2. Технико-экономические показатели использования ТЭЦ для
повышения нефтеотдачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
77
4.3. Котельная в качестве источника теплоты для внедрения
термического метода повышения нефтеотдачи месторождений . .
83
4.4. Оптимизация температуры технологического теплоносителя 89
4.5. Ядерная энергетическая установка КН-3 . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.5.1. Описание реакторной и паротурбинной установок . . .
4.5.2. Технико-экономические показатели использования КН-3
для энергоснабжения месторождения нефти . . . . . . . . . .
98
98
107
4.6. Ядерная энергетическая установка КЛТ-40 . . . . . . . . . . . . . .
4.6.1. Характеристики ядерной энергетической установки . .
4.6.2. Технико-экономические показатели использования
КЛТ-40 для добычи нефти . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
110
110
113
4.7.Сопоставление использования разных АТЭЦ для добычи нефти 116
4.8. Сопоставление ТЭЦ и АТЭЦ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
4.9. Выводы по разделу 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
ВЫВОДЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ . . . . . . . . . . . . . 126
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Расчет тепловой схемы турбоустановки Т-100-130 137
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Теплогидравлический и нейтронно-физический
расчет реактора ВВЭР-75 (КН-3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
143
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Расчет тепловой схемы турбоустановки ТК-35-3,4 170
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Акты внедрения 178

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
АЭС атомная электростанция;
АЗ аварийная защита;
АТЭЦ атомная теплоэлектроцентраль;
ГВС горячее водоснабжение;
БОУ блочная обессоливающая установка;
ВВЭР водо-водяной энергетический реактор;
ВХР водно-химический режим;
КД компенсатор давления;
КИУМ коэффициент использования установленной мощности;
КЭН конденсатный электронасос;
КЭС конденсационная электростанция;
КПД коэффициент полезного действия;
НГДУ нефтегазодобывающее управление;
НКТ насосно-компрессорные трубы;
НУЭ нормальные условия эксплуатации;
ОЯТ отработавшее ядерное топливо;
ПВД подогреватель высокого давления;
ПГ парогенератор;
ПНД подогреватель низкого давления;
ППР планово-предупредительный ремонт;
ПТУ паротурбинная установка;
ПЭЛ поглощающий элемент;
РУ — реакторная установка;
СВО система спецводоочистки;
СВП стержни выгорающего поглотителя;
СПП сепаратор-пароперегреватель;
СУЗ система управления и защиты;
5
ТВС тепловыделяющая сборка;
ТПН турбопитательный насос;
ТФУ теплофикационная установка;
ТЭС тепловая электростанция;
ХВО химводоочистка;
ЦНПК циркуляционный насос первого контура;
ЦНР циркуляционный насос расхолаживания;
ЧДП чистая дисконтированная прибыль;
ЯЭУ ядерная энергетическая установка.
tпв — температура питательной воды;

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. В Украине сегодня добыча нефти не удовлетворяет
внутренним потребностям. Нефтяные месторождения используются
неэффективно. Так по проекту разработки открытого в 1976 г. Довбушанско-
Быстрицкого месторождения из него будет добыто всего 8,8 % нефти от
балансовых запасов [1]. В Энергетической стратегии Украины до 2030 г.
подчеркивается, что актуальным является задача повышения коэффициента
извлечения нефти и интенсификации добычи углеводородного сырья [2]. Тем не
менее, в [3] указывается, что основным приоритетом государства в регулировании
добычи жидких углеводородов должно стать стимулирование увеличения объема
проведенных геологоразведочных и буровых работ, т.е. стратегия развития в
основном основывается на экстенсивном методе. Для обеспечения сырьевой
независимости Украины [4-7], следует наращивать добычу своей нефти.
К современным технологиям интенсификации добычи относится
использование теплоносителей: горячей воды и пара [8]. Проведенные в Украине
исследования доказали, что это повышает добычу более чем в три раза (до 25 %
от балансовых запасов). Практически такой же результат был получен закачкой
пара на месторождениях Тюмени (Россия) (коэффициент извлечения нефти
достиг 25 %) [9].
На участке Бориславского месторождения на площади 15 га, где раньше
применяли все традиционные методы, за время применения предложенной
технологии было извлечено более 5 тыс. т дополнительной нефти, а коэффициент
нефтеотдачи увеличился до 0,23. Вторично этот метод был испытан на участке
Мириам площадью 17 га со сложной геологической структурой. Хотя по
техническим причинам были существенные нарушения, но, не смотря на это, за
период процесса извлекли почти 70 тыс. т дополнительной нефти, что составляет
20 % от начальных балансовых запасов.
Научно-техническая задача, решаемая в работе, заключается в оптимизации
типа, схемы и параметров энергоустановки, используемой для интенсификации
7
добычи нефти из уже частично исчерпанных месторождений.
Связь работы с научными программами, планами, темами. Работа
выполнялась в соответствии с «Основними положеннями енергетичної стратегії
України до 2030 р.», планом научно-исследовательских работ в ОНПУ
(госбюджетная тема №382-42 «Повышение безопасности и эффективности
оборудования энергоустановок», № 32-42 «Анализ эффективности и контроль
технологических процессов в электроэнергетике, модернизация оборудования
энергетических установок и исследование перспективных энергетических систем”
по кафедре «Атомные электростанции»), а также в рамках НИР № 674-42
«Оптимальная схема и параметры энергетической установки для повышения
эффективности использования нефтяного месторождения (№ Г/Р 0110U008202),
выполненной по заказу МОНмолодьспорт Украины.
Цель и задачи исследования. Цель работы определение типа, схемы и
параметров энергетической установки для повышения эффективности
использования нефтяного месторождения.
Поставленная цель достигается решением следующих задач:
- анализ опыта использования термических методов для повышения
нефтеотдачи;
- разработка метода сопоставления и поиска наилучших технологических
параметров энергоустановок;
- разработка моделей тепловой схемы теплофикационной установки, тепловой
сети и схемы теплоэлектроцентрали для использования в нефтедобыче;
- расчет наилучших по удельным затратам технико-экономических показателей
энергоустановок, использующих органическое и ядерное топливо.
Объект исследования: теплофикационная энергоустановка для
интенсификации добычи нефти.
Предмет исследования: методы и модели обеспечения повышения
нефтеотдачи месторождений.
Методы исследования: технико-экономический анализ, позволивший
определить показатели для сопоставления энергоустановок; моделирование
8
изменения свойств нефти, позволившее определить зависимость добычи от
температуры теплоносителя; имитационное моделирование тепловых схем,
позволившее определить характеристики энергоустановок; эксергетический
метод, позволивший распределить общие затраты ТЭЦ между электроэнергией и
теплотой.
Научная новизна полученных результатов. В работе впервые получены
следующие научные результаты:
- усовершенствована модель добычи нефти в зависимости от температуры
теплоносителя, закачиваемого в нагнетательные скважины, которая основывается
на температурной зависимости динамической вязкости нефти, что дает
возможность определения лучшего значения температуры теплоносителя;
- нашел дальнейшее развитие метод сопоставления разных энергоустановок,
отличающийся от известного тем, что установки приводятся к одинаковому
энергетическому и экологическому эффекту, что дало возможность рассматривать
разные по мощности тепловые и ядерные энергоустановки, которые могут
использоваться как альтернативные для определенной технологии;
- впервые на основе модели добычи нефти в зависимости от температуры
горячей воды разработаны имитационные модели тепловых схем разных
энергогенерирующих установок, что дало возможность рассчитать их показатели
эффективности;
- нашел дальнейшее развитие эксергетический метод расчета удельных затрат,
основывающийся на определении эксергии теплоты, отпускаемой потребителю,
что дало возможность распределить общие затраты средств между отдельными
видами производимой продукции.
Практическое значение и внедрение полученных результатов.
- разработана математическая модель теплофикационной установки (ТФУ),
обеспечивающей подготовку теплоносителя для закачки в скважины, а также
сетевой воды для теплоснабжения. ТФУ включает обессоливающую установку с
предварительным подогревом сырой воды;
- разработана математическая модель тепловой сети транспорта
9
теплоносителя от ТЭЦ к нагнетательным скважинам;
- выбран наиболее предпочтительный с точки зрения технико-
экономических позиций тип энергоустановки для использования в нефтедобыче;
- показана технико-экономическая целесообразность использования
энергоустановок для повышения нефтеотдачи месторождений.
Результаты работы были внедрены:
- передачей результатов работы, вошедших в отчет по госбюджетной теме
№ 674-42 «Оптимальная схема и параметры энергетической установки для
повышения эффективности использования нефтяного месторождения» (№ Г/Р
0110U008202), заказчику Министерству образования и науки, молодежи и
спорта Украины, а также Министерству энергетики и угольной промышленности
Украины (Департамент по вопросам нефтяной, газовой, торфяной,
нефтеперерабатывающей промышленности и альтернативных видов топлива);
- в учебном процессе при курсовом и дипломном проектировании студентов
специальности 7.05060301, 8.05060301 Атомная энергетика на кафедре атомных
электростанций ОНПУ, добавлены разделы в курсы лекций по дисциплинам
«ТЭС и АЭС» и «Ядерные энергетические реакторы».
Личный вклад соискателя. Расчеты тепловых схем энергоустановок,
теплогидравлические и нейтронно-физические расчеты ядерных реакторов,
технико-экономические расчеты показателей энергоустановок при использовании
в нефтедобыче проведены соискателем самостоятельно. Постановка задачи
оптимизации тепловой сети и проведение соответствующих оптимизационных
расчетов выполнено также самостоятельно. В работах, выполненных в
соавторстве, соискатель участвовал в постановке задачи исследования и
обсуждении результатов, разработка математических моделей и проведение
расчетов выполнены самостоятельно.
Апробация результатов диссертации проходила на XI конференции
Украинского ядерного общества «Молодежь ядерной энергетике» с докладом
«Показатели ядерной энергетической установки для повышения эффективности
добычи нефти», Одесса, 1-2 июля 2010 г.; Третьей международной научно-
10
практической конференции «Повышение безопасности и эффективности атомной
энергетики» с докладом на тему «Выбор ядерной энергетической установки для
подготовки горячей воды, используемой для повышения нефтеотдачи
месторождений», Одеса, 24-28.09.2012 г.; Международной конференции
«Научная периодика славянских стран в условиях глобализации» Секция
«Энергетика и энергосбережение» с докладом «Технико-экономическое
сравнение разных энергоустановок для использования при добыче нефти», Киев,
12.10.2012 г.; Международной научно-технической конференция «Современные
научно-технические проблемы теплоэнергетики. Пути решения» с докладом на
тему "ТЭЦ в качестве источника теплоты для внедрения термического метода
повышения нефтеотдачи месторождений», Саратов, 30.10-01.11. 2012.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 научных работ, из них 5
в научных специализированных изданиях с перечня ДАК Украины (одна без
соавторов), одна в сборнике трудов конференции (полный текст доклада).
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения,
шести разделов, общих выводов, списка использованных источников,
приложений. Работа представлена на 179 стр., включая 17 рисунков на 9 стр., 26
таблиц на 19 стр., список использованных источников из 135 наименований на 11
стр., четыре приложения на 42 стр.

Список литературы

ВЫВОДЫ
Диссертационная работа содержит ранее не защищенные научные
положения и полученные автором новые научно обоснованные результаты,
которые заключаются в том, что для повышения эффективности нефтяного
месторождения лучше подходит атомная теплоэлектроцентраль, обеспечивающая
максимально возможные параметры технологического теплоносителя. Сырая вода
перед подогревом должна пройти химочистку и деаэрацию. Первую степень
подогрева целесообразно осуществлять в конденсаторе.
Основные результаты исследований сводятся к следующему:
1. Анализом литературных источников установлено, что использование
закачки теплоносителей в пласт является действенным средством
повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. Для
подготовки теплоносителя, который закачивается в нагнетательные
скважины, впервые рекомендовано использование ТЭЦ.
2. На основе разработанной зависимости динамической вязкости от
температуры нефти усовершенствована модель добычи от температуры и
количества теплоносителя. Учитываются потери теплоты в окружающие
породы. Это дало возможность определить значение температуры
теплоносителя, которое отвечает максимуму чистой дисконтированной
прибыли за 30 лет эксплуатации 17,3·1011 грн. Этому условию отвечает
максимальное значение в исследуемом диапазоне 170300 ºС.
1. На основе метода технико-экономического сопоставления обобщенных
показателей энергоустановок усовершенствован метод определения
годовых приведенных затрат на эксплуатацию добывающего предприятия
с использованием ТЭЦ для подготовки технологического теплоносителя и
электроэнергии. Предложено анализировать варианты при одинаковом
энергетическом и экологическом эффекте. Приведение к одинаковой
энергетической производительности осуществляется добавлением
125
стоимости недостающей продукции. Экологическая составляющая
учитывает плату за выбросы для ТЭС или компенсацию убытков при
аварии для АЭС. Так для электрической мощности 150 МВт экологическая
составляющая для ТЭС равняется 245,5·106 $ (за 30 лет эксплуатации), а
для АТЭЦ - 37,29·106 $.
2. Предложено в качестве одного из показателей сопоставления
энергоустановок использовать удельные затраты на получение 1 м3 нефти.
Распределение общих расходов на ТЭЦ предложено осуществлять с
помощью эксергетического метода, что позволяет научно обоснованно
определить себестоимость производства нефти и тем самым стимулировать
последнее. При электрической мощности ТЭЦ 183 МВт и производстве
теплоносителя в количестве 2656 м3/ч на долю теплоты приходится 29,2 %
общих затрат.
3. На основе разработанных методов сопоставления и с помощью
математических моделей энергоустановок получены технико-
экономические показатели, которые позволили определить наилучший тип
энергоустановки. По величине удельных расходов на производство нефти
ТЭЦ имеет 1774 грн/м3, котельная 2480 грн/м3, ядерные энергоустановки
1420 грн/м3. Аналогичные выводы получены на основе годовых
приведенных расходов. По всем экономическим показателям
использования энергоустановок для интенсификации нефтедобычи
является высокоэффективным способом.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Евдощук Н. О возрождении геологоразведочных работ на нефть и газ
// Экономика Украины.-1998.- № 5. - С. 10-13.
2. Енергетична стратегія України до 2030 р. Схвалено розпорядженням Кабміну
України від 15 березня 2006 р. № 145-р . К.: Министерство энергетики и
угольной промышленности Украины, 2006. - 129 с.
3. Оновлення Енергетичної стратегії України на період до 2030 р. К.:
Министерство энергетики и угольной промышленности Украины, 2012. 156
с.
4. Блинкова О. Нефть и газ Украины: Возможность уменьшения зависимости от
российского экспорта //Бизнес-Информ. - 1998. - № 15. - С. 29-31.
5. Маскалевич П. Укрнефть: запрограммированное распутье // Зеркало недели. -
1999. - 17-23 апр. (№15). С. 9.
6. Симоненко В.К. Регионы Украины, проблемы развития. - Киев: Наукова
думка, 1997. - 262 с.
7. Главаги О., Бурлака Г. Состояние и перспективы нефтеперерабатывающей
промышленности Украины //Экономика Украины. - 1997. - № 5. - С. 18-27.
8. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М., Термические методы повышения
нефтеотдачи пластов. - М.:Недра, 1988. 422 с.
9. Сидоров И. В. Применение теплового воздействия на пласт для разработки
высоковязких нефтей на скважинах месторождения Катангли // Нефть и газ
Западной Сибири. Материалы Международной научно-технической
конференции. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 295-298
10. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра,
1990. 425 с.
11. Цынкова О.Э., Маслякова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы
увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1993. - 158 с.
12. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки
водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. М.:
127
ВНИИОЭНГ, 1979. - 48 с.
13. Афанасьева А.В. Заводнение нефтяных месторождений при высоких
давлениях нагнетания / А.В. Афанасьева, А.Т. Горбунов, И.Н. Шустер. М.:
Недра, 1975. - 215 с.
14. Использование сточных вод в системе заводнения пластов. М.: Недра,
1968.-88 с.
15. Данилов В.Л., Кац Р.М. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения
жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. - 264 с.
16. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976. -247 с.
17. Кисарев Е.Л., Максимов В.П. Использование подземных вод для заводнения
нефтяных пластов месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ,
1976. 40 с.
18. Использование глубинных вод для поддержания пластового давления в
нефтяных залежах. М.: Недра, 1971. 191 с.
19. Ковалев В.С., Жителирски В.М. Прогноз разработки нефтяных
месторождений и эффективных систем заводнения. М.: Недра, 1976, - 246 с.
20. Лапшин В.И. Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт.
М.: Недра, 1986. - 158 с.
21. Миронов Е.А. Закачка промысловых сточных вод в продуктивные и
поглощающие горизонты. М.: Недра, 1971. 176 с.
22. Обработка воды для вторичной добычи и применяемое при этом
оборудование. М.: ВНИИОЭНГ 1967. 89 с.
23. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений
при режимах вытеснения нефти водой. М.: Недра, 1973. - 319 с.
24. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.:
Недра, 1973. 199 с.
25. Применение барьерного заводнения при разработке нефтяных залежей.
М.: ВНИИОЭНГ, 1974. 45 с.
26. Фазлиев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра,
1979. 255 с.
128
27. Рыжик В.М. Увеличение нефтеотдачи пластов за счет заводнения.
М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 55 с.
28. Вопросы обводнения скважин в многопластовых месторождениях / М.Т.
Абасов, М.А. Гаджиев, К.Н. Джалилов и др. Баку: Элм, 1980. - 157 с.
29. Ограничение водопритоков в скважинах при заводнении / В.А. Блажевич,
Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 56 с.
30. Сабаев Ф.И. Законтурное заводнение нефтяного пласта. Куйбышев: Кн.
изд., 1954. 23 с.
31. Циклическое заводнение нефтяных пластов / А.Т. Горбунов, С.А.Мыхтарянц,
В.И. Сафронов и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 65 с.
32. Хотимский Б.Г., Топорский В.Б., Махолин О.А. Нефть вчера и сегодня. Л.:
Недра, 1977. 175 с.
33. Рац П.Е. Современные насосы для закачки жидкости в нефтяные
пласты в СССР и за рубежом [Текст] / П.Е. Рац, Е.П. Алексеенко, А.Я.
Мачерет. М.: ЦИНТИИ по хим. и нефт. машиностроению, 1968. 60 с.
34. Центробежные насосы типа ЦНС для заводнения продуктивных нефтяных
пластов. Каталог. М.: Цинтихимнефтемаш, 1975. 8 с.
35. Салимов М. Применение циклического заводнения // Методы повышения
нефтеотдачи в Татнефти. 2000. № 3. С. 23-29.
36. Мамедов Б.М., Ишханов В.Г. Практика поддерживания пластового давления
на месторождения нефтяниками. Баку: Азернешр, 1974. - 103 с.
37. Уманский Л.М. Резервы повышения рентабельности в нефтедобывающей
промышленности. М.: Недра, 1970. - 224 с.
38. Казаков А.А., Орлов В.С. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на
поздней стадии разработки. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 51 с.
39. Никитина Л.А. Увеличение нефтеотдачи пластов с помощью термических
методов. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. 131 с.
40. Тепловые методы воздействия на пласты для повышения нефтеотдачи. М.:
ВНИИОЭНГ, 1974. 95 с.
129
41. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных
месторождений. М.: Наука, 1974. - 168 с.
42. Амелин И.Д., Палий А.О. Вытеснение нефти из пластов газообразными
продуктами горения. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 49 с.
43. Шейнман А.Б. Подземная газификация нефтяных пластов и термический
способ добычи нефти. Москва-Грозный-Ленинград: Глав. ред.
горнотопливной литературы, 1934. 96 с.
44. Техника воздействия на нефтяные пласты горением. Казань: Изд.
Казанского университета, 1974. 132 с.
45. Подготовка и закачка технологических жидкостей в нефтяные пласты:
Справочное пособие / М.Ш. Залятов, Г.З. Ибрагимов, Н.Г. Ибрагимов и др.
М.: Недра, 1993. 192 с.
46. Амиян А.В. Освоение нефтяных и газовых скважин пенами. М.:
ВНИИОЭНГ, 1977. 43 с.
47. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968. 224 с.
48. Исследование испытаний новых методов воздействия на пласт. М.: ВНИИ,
1985. 188 с.
49. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей. М.: Недра,
1984. 152 с.
50. Батырбаев М.Х., Шишкин Г.С. Опыт применения аэрированной жидкости
для возбуждения продуктов пластов в условиях Мангышлака. М.: ОНТИ
ВИЭМС, 1968. -8 с.
51. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ
при разработке нефтяных пластов / Под.общ.ред. П.А. Ребиндера. М.:
Гостоптехиздат, 1962. 283 с.
52. Применение углеродного газа в добыче нефти. / В. Балинт, А. Бан,
Ш. Долеша и др. М.: Недра, 1977. 240 с.
53. Вопросы вовлечения в народнохозяйственный оборот трудноизвлекаемых
углеводородов. Бугульма: Татнипинефть, 1984. 130 с.
130
54. Мамедов Л.К. О механизме вытеснения жидкости воздухом (газом). Баку:
Азнефтегаздат, 1958. 130 с.
55. Акмурзиев К.А. Гидравлический разрыв пластов Алма-Ата: Казгориздат,
1958. - 16 c.
56. Гидравлический разрыв пластов. М.: Гостоптехиздат, 1957. - 66 с.
57. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986.-164 с.
58. Мусинов В.И. Добыча нефти и газа с помощью ядерных взрывов // Природа,
- 1991. - № 11. - С. 25 - 33.
59. Кочетков О.С., Алисиевич Л.Н., Марченко Г.М. О применении камуфлетных
подземных взрывов для интенсификации добычи углеводородов на
"малоглубинных" месторождениях / Тез. докл. науч.-практ. конф.
«Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных
месторождений, решение проблем в транспорте газа», Ухта, 1998. - С. 49-52.
60. Васильев А.П., Приходько Н. К., Симоненко В. А. Подземные ядерные
взрывы для улучшения экологической обстановки / Природа. 1991. - № 2. -
С. 36 - 42.
61. Касьянова Н.А. Отражение современной геодинамики земных недр во
флюидном режиме нефтегазовых залежей платформенных областей
/Материалы II межд. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и
газа», М.: МГУ, 1998. - С. 97 - 99.
62. Шейнман А.Б., Малафеев Г. Е., Сергеев А. И. Воздействие на пласт теплом
при добыче нефти. - М.: Недра, 1969. 256 с.
63. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение - М.: Недра, 1980. 230 с.
64. Кравченко В.П., Корчомный Е.В., Абдул Хуссейн А.Р. Показатели ядерной
энергетической установки для повышения эфективности добычи нефти. - Сб.
«Ядерна наука та енергетика очима молоді: нові ідеї, дослідження, рішення.
Одесса: Астропринт, 2011. С. 86-93.
65. Сургучев М.Л., Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи
пластов. - М.: Недра, 1985. 308 с.
131
66. Арефьев М. Методы теплового воздействия на пласт // Скважинная добыча
нефти. Сборник статей М.: Нефтяное дело, 2010.
http://www.neftrus.com/ekxpl.html?start=16 15.02.2010.
67. Методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождениях
США. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. 76 с.
68. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая
геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 414 с.
69. Патент РФ № 2077662. Способ закачки воды в нагнетательные скважины /
Шахвердиев А.Х.; Мамедов Б.А.; Чукчеев О.А.; Галеев Ф.Х.; Ибрагимов Р.Г.;
Зазирный Д.В. 1997.
70. Патент РФ № 2049913. Способ закачки разработки нефтегазовых
месторождений / Стрижов И.Н.; Палий В.О.; Щитов Б.В.; Захаров М.Ю.;
Хромовичев М.Н.; Кучеров В.Г., Шотиди К.Х. 1995.
71. Арефьев М. Техника закачки теплоносителя в пласт //Скважинная добыча
нефти. М.: Нефтяное дело, 2010.
http://www.neftrus.com/ekxpl.html?start=16 15.02.2010.
72. Стоцкий Л.Р. Теплосиловое хозяйство нефтяных и газовых промыслов.
Москва-Ленинград: Гостоптехиздат, 1951. - 356 с.
73. Методическое пособие по устройству и эксплуатации промысловых
паровых котлов. М.: Недра, 1977. - 80 с.
74. Голышкин В.Г. Применение пластмассовых трубопроводов на нефтяных
промыслах / В.Г. Голышкин, И.Г. Юсупов, Р.А. Максутов. М.:
ВНИИОЭНГ, 1977. - 65 с.
75. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические
станции. — М.: Изд. МЭИ, 2004. — 424 с.
76. Трубилов М.А., Паровые и газовые турбины // М.А. Трубилов, Г.В. Арсеньев,
В.В. Фролов. Под редакцией Костюка А.Г., Фролова В.В. - Москва: -
Энергоатомиздат, 1985. - 351 с.
77. Росляк А. Т. Разработка нефтяных и газовых меторождений: Учебно-
методическое пособие. - Томск, 2007. - 66 с.
132
78. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта.
Изд. 3. М.: НЕДРА, 1982. - 313 с.
79. Тугунов П. И., Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф.
Новоселов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис,
2008. 658 с,
80. Ивченко Е. Г., Севастьянова Г. В. Сернистые и высокосернистые нефти
Башкирской АССР (Справочная книга). М.: Государственное научно-
техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. -
232 с.
81. Мазепа Б. А. Парафинизация нефтесбросных систем и промыслового
оборудования. М.: НЕДРА, 1966. - 185 с.
82. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных
технологических процессов. Казань: Издательство «Фэн», 2002. - 512 с.
83. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных
и временных изменений физико-химических свойств /Нефтегазовое дело. -
2005. 17 с.
84. Кругликов П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и
АЭС. С-П.: Северо-западный государственный заочный технический
университет, 2003. - 118 с.
85. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. - М.: ИздАТ, 1994. - 289 с.
86. Тевлин С.А. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000. М.:
Издательство МЭИ, 2008. - 358 с.
87. Методика визначення економічної ефективності капітальних вкладень в
енергетику: ГКД 340.000.001-95: Затв. наказом Міненерго України від
23.02.95 №1 та введена в дію з 01.03.95. - Київ, 1995. - 34 с.
88. Методичні вказівки з техніко-економічного обґрунтування інвестиційних
проектів електричних станцій для студентів спеціальності «Теплові
електричні станції», «Атомні електричні станції» /Уклад.: Є.Г. Скловська,
К.Г. Тодорович. К.: ІВЦ «Видавництво «Політехніка», 2002. 24 с.
133
89. Абдул Хусейн А.Р., Кравченко В.П. Выбор схемы и диаметров
трубопроводов тепловой сети для нефтяного месторождения //Труды
Одесского политехнического университета. - 2012.- № 2. - С. 25-30.
90. Теплотехнический справочник / Под ред. В.Н. Юренева, П.Д. Лебедева. -
Т.1. М.: Энергия, 1975. 744 с.
91. Соколов Е.Я. Теплоснабжение и тепловые сети. - М.: Видавництво МЕІ,
2001. - 472 с.
92. Кириллов П.Л., Справочник по теплогидравлическим расчетам / П.Л.
Кириллов, Ю.С. Юрьев, В.П. Бобков - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 360 с.
93. Труба стальная горячедеформированная ГОСТ 8732-78 Сталь 10, 20, 35, 45,
40Х (НДЛ), Киев. Каталог [Электронный ресурс] http://kiev.prom.ua/p962850-
truba-stalnaya-goryachedeformirovannaya.html
94. Центробежные консольные насосы для воды типа К. Каталог [Электронный
ресурс] http://www.rimos.ru/catalog/group/695
95. Изоляция для труб. Каталог [Электронный ресурс]
http://akvalend.ua/catalogue/fid_19/?gclid=CPf8wv2s4a8CFcVN3godDF2Pjw
96. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.-Л.: Энергия, 1976.-448 с.
97. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под. общ. ред.
В.А. Григорьева, В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с.
98. Верхивкер Г.П., Кравченко В.П., Дубковский В.А. Теплоснабжение от
атомных электростанций. Одесса: ВМВ, 2010. 486 с.
99. Кравченко В.П. ТЭЦ в качестве источника теплоты для внедрения
термического метода повышения нефтеотдачи месторождений /В.П. Крав-
ченко, А.Р. Абдул Хусейн // Проблемы теплоэнергетики. Сб. науч. трудов.
Саратов: СГТУ, 2012, Вып. 2. С. 68-73.
100. Киров В.С. Тепловые схемы турбоустановок АЭС и их расчеты. — Одесса,
2002. — 200 с.
101. Еськов Н.В., Выбор режимов работы системы технического водоснабжения
Кременчугской ТЭЦ после повышения мощности 4-го блока / Н.В. Еськов,
А.К. Новиков, С.К. Сосновский и др. // Энергетика и электрификация. 2003.
134
- №1. - С.50-55.
102. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Издательский
центр Академия, 2003. 352 с.
103. Нефть сырая. Кременчуг [Электронный ресурс] /http://
kremenchug.prom.ua/p3059686-neft-syraya.html (4.02.2012).
104. Средняя оптовая рыночная цена электроэнергии на ОРЭ Украины в 2010 г
выросла на 17,51% - до 478,92 грн/МВт·ч [Электронный ресурс]
/http://www.rbc.ua/rus/newsline/ show/srednyaya-optovaya-rynochnaya-tsenaelektroenergii-
na-ore-ukrainy-07022011124500
105. Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ [Электронный ресурс]
/http://know.su/link_7248_18.html
106. Разработка государственной программы частичной компенсации стоимости
природного газа, электроэнергии и тепловой энергии, потребляемой зимними
теплично-овощными комбинатами для производства овощной продукции. -
http://www.kicenter.crimea.ua/newsreskom/16022012-1051razrabotkagosudarstvennoi-
programmy-chastichnoi-kompensatsii-stoimosti-prir. 16.02.2012
107. Себестоимость добычи нефти в России [Электронный ресурс]
/http://rusanalit.livejournal.com/ 1130226.html.
108. Гохштейн Д.П. Энтропийный метод расчета энергетических потерь. М.-Л.:
Госэнергоиздат, 1963. 112 с.
109. Гохштейн Д.П. Современные методы термодинамического анализа
энергетический установок. М.: Энергия, 1969. 368 с.
110. Бродянский В.М., Эксергетические расчёты технических систем.
Справочное пособие / В.М. Бродянский, Г.П. Верхивкер Г.П., Я.Я. Карчеев
и др. Киев: Наукова думка, 1991. - 360 с.
111. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. М.: Энергия, 1968. 279 с.
112. Шаргут Я. Эксергетический баланс тепловых процессов в металлургической
промышленности /Сб. трудов «Вопросы термодинамического анализа. М.:
Мир, 1965. С. 164-190.
113. Блочно-модульні котельні EnergyPoint IC тепловою потужністю 0,5 - 2,6
135
МВт [Електронний ресурс] //http://www.energypoint.ru/price/price ic.pdf
114. Щорічні експлуатаційні витрати [Электронный ресурс] //
http://msd.com.ua/teplosnabzhenie/ezhegodnye-ekspluatacionnye-izderzhki
115. Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ
/http://know.su/link_7248_18.html
116. Показники загальної економічності ТЕС
//http://portal.tpu.ru/SHARED/m/MATVEEV/education/TiAES/Tab2/Lecture03.pdf
117. Прокат, трубы [Электронный ресурс] /http:// evek.org
118. Подогреватель сетевой воды ПСВ-200−7−15 [Электронный ресурс]
//http://podogrevately.ru/podogrevatel-setevoj-vody-psv/podogrevatel-setevoj-vodypsv-
200-7-15
119. Судовые ядерные энергетические установки / Под ред. В.А. Кузнецова. —
М.: Атомиздат, 1976. — 376 с.
120. Широков С.В. Ядернi енергетичнi реактори: Навч. посiбник. К.: НТУУ
«КПI», 1997. 280 с.
121. Кравченко В.П., Корчомный Е.В., Абдул Хусейн А.Р., Кравченко В.К.
Некоторые показатели ядерной энергетической установки типа КН-3
//Ядерна та радіаційа безпека. 2011. Вип. 2(50). С.43-47.
122. Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. — М.: Энергоатомиздат,
1990. — 351 с.
123. Верхівкер Г.П., Кравченко В.П. Основи розрахунку та конструювання
ядерних енергетичних реакторів. Одеса: ТЕС, 2009. 409 с.
124. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. М.:
Энергоатомиздат,1987. 384 с
125. Трояновский Б.М., Филиппов Г.А., Булкин А.Е. Паровые и газовые турбины
АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 256 с.
126. Деятельность ОП ЗАЭС / Информационный бюллетень, март 1999.
127. Строительство первой АЭС в Египте наметили на 2011 год. - Энергия.
Запорожская АЭС (Еженедельная газета), №45, 12 ноября 2010.
136
128. РФ и Саудовская Аравия подпишут соглашение о сотрудничестве по
мирному атому. - Энергия. Запорожская АЭС (Еженедельная газета), 2010,
№ 45.
129. Кравченко В.П., Корчомный Е.В., Абдул Хусейн А.Р., Кравченко В.К.
Экономическая оценка использования ядерной энергетической установки для
повышения эффективности добычи нефти в Украине // Вестник Националь-
ного технического университета «ХПИ». 2011. - №10. С. 120-127.
130. Бобров Е. Перспективы развития энергетики //Нефть и газ. 2010. - № 10.
С. 24-29.
131. Плавучие АЭС России: угроза Арктике, мировому океану и режиму
нераспространения //В.М. Кузнецов, А.В. Яблоков, И.Б. Колтон и др.
[Электронный ресурс] - www.bellona.no/ru/index.html Камчатская Лига
независимых экспертов, 2004. 106 с.
132. Муратов О.Э. Подземные АЭС: эффективность и безопасность. Вопросы
атомной науки и техники. Сер. Физика радиационных повреждений и
радиационное материаловедение. - 2002. - №6 (82). - С. 19-28.
133. Абдул Хусейн А.Р. Технико-экономическое сравнение разных
энергоустановок для использования при добыче нефти // Восточно-
Европейский журнал передовых технологий. Спецвыпуск. 2012. - №5/1(7).
С. 3-4.
134. Ядерная энергетика, человек и окружающая среда /Н.С. Бабаев, В.Ф. Демин,
Л.А. Ильин и др. М.: Энергоатомиздат, 1984. 312 с.
135. Сафонов Г. Продавцы и покупатели углеродных квот /Нефть и капитал, 6
июля 2005 г. [Электронный ресурс]
/www.oilcapital.ru/analytics/2005/07/061741_71546.shtml