SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings - официальное издание НИПИ «Нефтегаз» Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики – издается с 1930 года и предназначен для специалистов нефтяной и газовой промышленности, аспирантов и научных сотрудников.

Журнал включен в международную систему цитирования SCOPUS, Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ) и в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.

С 2017 года журнал индексируется и реферируется в Emerging Sources Citation Index. 

В.Ю.Керимов, Р.Н.Мустаев, Ву Нам Хай

Российский государственный геологоразведочный университет им. С.Орджоникидзе, Москва, Россия

Происхождение углеводородов месторождения Белый Тигр (шельф Вьетнама)


В статье освещены результаты геохимических исследований нефтей шельфа Вьетнама (Кыулонгский бассейн), в том числе и залегающих в кристаллическом фундаменте. Нефти месторождения Белый Тигр, залегающие в фундаменте по распределению углеводородов ничем не отличаются от нефтей многочисленных залежей нефти в осадочных толщах олигоцена и миоцена. Аналогично всем нефтям органического происхождения мира в нефти месторождения Белый Тигр отсутствуют регулярные изопренаны С12 и С17 и хейлантаны (трициклические терпаны) С22 и С27. Отличительной чертой этих нефтей являются большое количество хейлантанов С1929, большие величины отношения неоадиантана к адиантану и гопанов к стеранам. Все эти показатели свидетельствуют о большом бактериальном вкладе в генерацию этих нефтей. Проведенные исследования показали сходство биомаркерных параметров нефтей и органического вещества осадочных отложений, что подтверждает органическую природу нефтей месторождений фундамента на шельфе Вьетнама. Показано, что скопления углеводородов находятся в фундаменте Кыулонгского бассейна во вторичном залегании и источником их образования служит органическое вещество осадочных нефтематеринских комплексов олигоценового и миоценового возрастов.

Ключевые слова:  Белый Тигр; биомаркеры; происхождение УВ; фундамент.

 


DOI: 10.5510/OGP20210100474

E-mail: r.mustaev@mail.ru


A.M.Салманов1, Э.Ш.Гарагёзов2, Э.Х.Ахмедов2

1НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2ПО «Азнефть», SOCAR, Баку, Азербайджан

Новая классификационная модель по степени их сложности структур


Данная статья посвящена составлению классификационной модели по характеристикам сложности антиклинальных структур, присутствующих в ЮКБ. Помимо количества тектонических блоков, глубина осаждения структуры также была принята во внимание при определении степени сложности структур. Структуры были классифицированы в зависимости от глубины моря, и карта сложности для Aзербайджанского сектора бассейна была составлена впервые. Эта карта может быть использована в качестве инструмента для обоснования последовательных геологоразведочных работ.

Ключевые слова: структура; индекс сложности; классификация; месторождение; нефть и газ; продуктивность.


DOI: 10.5510/OGP20210100475

E-mail: elvin.ahmadov@socar.az


Р.Б.Абуев1, Г.А.Ахметжанова2, К.М.Гиземанн3

1Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг», Атырау, Казахстан; 2Казахский национальный исследовательский технический университет им. К.И.Сатпаева, Алма-Ата, Казахстан; 3ТОО «СП «Казгермунай», Кызылорда, Казахстан

Уточнение корреляции пластов горизонта М-II-4 месторождения «Аксай» по литологическому составу


Приводятся результаты лабораторных исследований керна и результаты интерпретации материалов геофизических исследований скважин для обоснования выделения в пределах продуктивного горизонта М-II-4 различных литологических типов коллекторов в пределах месторождения «Аксай». Изучаемый геологический разрез сложен песчаниками, гравелитами, конгломератами с карбонатно-глинистым цементом с прослоями глин и песчаников. По результатам работ, с учетом всех геолого-геофизических данных, выделены алевритово-песчаный, гравелито-конгломератовый с карбонатным цементом и  гравелито-конгломератовый с карбонатно-глинистым цементом с прослоями глин и песчаников типы коллекторов. Полученные результаты учтены при построении геологической модели месторождения, даны рекомендации по дальнейшим направлениям исследовательских работ.

Ключевые слова: Южно-Торгайский нефтегазоносный бассейн; геофизические исследования скважин; фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС); коллектора; продуктивный пласт; гравелиты; конгломераты.


DOI: 10.5510/OGP20210100476

E-mail: abuyev.r@llpcmg.kz Elvr.az


И.Я.Ширели1, Р.С.Ибрагимов2, А.С.Маммадов1

1Управление промышленной безопасности, SOCAR, Баку, Азербайджан; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан

Механизм разрушения  горных пород гидромониторными долотами при бурении скважин с морских буровых установок 


При бурении скважин гидромониторными долотами на морских буровых установках (МБУ) в результате гидромеханического взаимодействия струи жидкости с горной породой в условиях забоя скважины из-за качки буровой установки происходит дополнительное гидромеханическое разрушение породы. Известно что, в горном деле возникновение гидромеханического давления под воздействием высокого напора струи, вытекающей из насадок долота, по своей природе является пульсирующей во время бурения с МБУ. Следовательно, в массиве, где действует горное давление, возникает знакопеременное напряжение в результате чего происходит усталость пароды.

Ключевые слова: бурение; гидромониторные долота; морские буровые установки; скважина; разрушение породы; гидромеханическая давления; упругие волны.


DOI: 10.5510/OGP20210100477

E-mail: anar.s.mammadov@socar.az


Е.И.Крыжанивский, О.Ю.Витязь, В.Тырлыч, Р.Храбовский, В.Артём

Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, Украина

Оценка условий разрушения труб бурильных колонн при спуско-подъемных операциях


Проведена экспериментальная оценка силового критерия разрушения металла резервных и продолжительно эксплуатируемых бурильных труб. Определены условия, при которых при спуско-подъемных операциях возможных разрушениях исследованных бурильных труб, содержащие внешние или внутренние поперечные кольцевые трещины. Установлена взаимосвязь между глубиной критических внешних или внутренних поперечных кольцевых трещин в бурильных трубах и весом бурильной колонны с учетом влияния динамических нагрузок при спуско-подъемных операциях. Показано, что внутренние поперечные кольцевые трещины при спуске эксплуатируемых бурильных колонн на глубинах более 1.4 км более опасными, чем внешние, в то время как на глубинах до 1.4 км более опасны внешние поперечные кольцевые трещины.

Ключевые слова: критический коэффициент интенсивности напряжений; критический размер внешней или внутренней поперечной кольцевой трещины; характеристическая глубина внешней или внутренней поперечной кольцевой трещины.


DOI: 10.5510/OGP20210100478

E-mail: o.vytyaz@gmail.com


В.Дж.Абдуллаев

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Новый подход к расчету двухфазного потока в газлифтных скважинах


В статье на основе проведенных в горизонтальных газлифтных скважинах исследований и расчетов рассматривается метод регулирования силфонных клапанов на расчетное давление и приводится методика определения размещения газлифтных клапанов в насосно-компрессорных  трубах. В результате расчетов было предложено принять давление открытия первого газлифтного клапана равным давлению впуска газа, а давление открытия последующих клапанов на 0.05-0.175 МПа меньше, чем у предыдущих газлифтных клапанов, а разность давлений между последним клапаном и предыдущим клапаном равным 0.28-0.35 МПа.

Ключевые слова: газлифтный клапан; вертикальные и горизонтальные газлифтные скважины; давление; градиент давления; расход газа; газо-жидкостная смесь; насосно-компрессорные трубы; угол наклона.


DOI: 10.5510/OGP20210100479

E-mail: vugar.abdullayev@socar.az


Е.Т.Баспаев

ТОО Проектный институт «OPTIMUM», Актау, Казахстан

Новое устьевое устройство для ударно-волновой обработки призабойной зоны скважины


Для снижения фильтрационных сопротивлений и восстановления гидродинамической связи пласта и скважины, разработана новая конструкция устьевого устройства для ударно-волнового воздействия на призабойную зону пласта, которая может быть использована для повышения нефтеотдачи путем воздействия через скважину на продуктивный пласт при освоении и ремонте эксплуатационных скважин. В данной работе, созданием надежной конструкции и постоянной и не прекращающей подачей сжатого воздуха с меньшим давлением, решена задача увеличения частоты закрытия и открытия устьевого устройства, что позволяет использовать её для создания в скважине ударных волн давления и разрежения. Применение разработанного устройства, улучшая гидродинамические связи и, тем самым, облегчая фильтрацию  в системе «пласт-скважина», вводит в разработку низкопроницаемые и изолированные зоны продуктивного пласта, что способствует повышению его нефтеотдачи и снижает себестоимость нефти.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи; ударно-волновой метод; призабойная зона пласта; устьевое устройство; шиберная задвижка; проницаемость пласта.


DOI: 10.5510/OGP20210100480

E-mail: baspaev1989@gmail.com


А.Р.Кондрат1, С.М.Рудый2, М.И.Рудый2

1ИФНТУНГ, Ивано-Франковск, Украина; 2НИПИ ПАО «Укрнафта», Ивано-Франковск, Украина

Нефтяные сульфонаты торговой марки Карпатол как наиболее эффективные ПАВ для воздействия на пласты добывающих скважин


Проведенные экспериментальные исследования и результаты опытно-промысловых испытаний разработанных технологий воздействия с использованием нефтяных сульфонатов свидетельствуют о том, что значительный экономический эффект от использования Карпатола достигается благодаря: значительному снижению межфазного натяжения на границе водный раствор ПАВ – углеводород (нефть, конденсат, керосин); повышению коэффициента вытеснения остаточной нефти; разрушению водонефтяных эмульсий; частичному восстановлению начальной проницаемости закольматированных образцов горных пород; повышению проникающей способности растворов ПАВ в неоднородные по проницаемости пласты; повышению проникающей способности растворов ПАВ в гидрофобные пласты; влиянию на реологию высоковязких нефтей; улучшению процесса освоения скважин после проведения воздействия на пласт; достаточно высокой технологической эффективности технологий воздействия с использованием Карпатола; повышению коэффициента продуктивности пласта после обработки.

Ключевые слова: Нефть; нефтяные сульфонаты; поверхностно-активное вещество; межфазное натяжение; коэффициент вытеснения; гидрофобный пласт; продуктивность скважины.


DOI: 10.5510/OGP20210100481

E-mail: alexkondratr@gmail.com


А.М.Свалов

Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия

Влияние компактного включения на собственные частоты колебаний колонны труб в скважине


В работе исследовано влияние малоразмерного включения в колонну труб в скважине на собственную частоту ее продольных колебаний. С помощью асимптотического разложения по малому параметру получено аналитическое соотношение, описывающее изменение периода колебаний колонны в виде некоторого дополнительного малого слагаемого к периоду колебаний однородной колонны. Численными расчетами показано, что полученные аналитические соотношения практически точно описывают период колебаний колонны с массивным компактным включением при его отличии от периода колебаний однородной колонны, находящимся в пределах ~20%. Полученные результаты могут быть полезны для предотвращения резонансных явлений в бурильной колонне при бурении скважин, а также для оптимального использования продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб для воздействия на призабойные зоны добывающих скважин. 

Ключевые слова: собственная частота колебаний; колонна труб; малоразмерное включение.


DOI: 10.5510/OGP20210100482

E-mail: svalov@ipng.ru


Д.А.Мирзоев

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, Россия

Принципиальные особенности освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа


По прогнозным оценкам истощенность континентальных нефтегазовых месторождений Российской Федерации составляет 30 – 50%, а месторождений континентального шельфа менее 1%. Поэтому, основные объемы прироста запасов, добычи нефти и газа в системе топливно-энергетического комплекса должно планироваться за счет ресурсов и запасов континентального шельфа. В статье рассмотрены принципиальные особенности освоения нефтегазовых месторождений континентального шельфа и критерии определяющие типы морского нефтегазового промысла.

Ключевые слова: освоение нефтегазовых месторождений; континентальный шельф; объекты обустройства морских месторождений; проектирование; строительство и эксплуатация морского нефтегазового промысла.


DOI: 10.5510/OGP20210100483

E-mail: D_Mirzoev@vniigaz.gazprom.ru


Н.A.Велиев1, M.A.Джамалбеков2, X.M.Ибрагимов2, И.Р.Гасанов2

1SOCAR, Баку, Азербайджан;  2НИПИ «Нефтегаз» SOCAR, Баку, Азербайджан

О перспективах применения СО2 для повышения нефтеотдачи на месторождениях Азербайджана


Для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи был проведен обзор по современному применению и изучению СО2 в мировой практике. На его основе, с учетом имеющихся и потенциальных возможностей была изучена возможность применения СО2 на большинствe месторождениях Азербайджанa и эти же месторождении  были классифицированы с этой позиции. Учитывая наличие в Азербайджане источников СО2 и его уникальные физико-химические особенности, были установлены большие перспективы его применения при интенсификации добычи и увеличении нефтеотдачи на месторождениях Азербайджана.

Ключевые слова:  углекислый газ; интенсификация добычи; увеличение нефтеотдачи; сверхкритическое состояние.


DOI: 10.5510/OGP20210100484

E-mail: mehemmed.camalbeyov@socar.az


К.И.Мaтиев, А.М.Самедов, Ф.М.Ахмедов

НИПИ «Нефтегаз» SOCAR, Баку, Азербайджан

Разработка депрессорных присадок для нефти и исследование их свойств


Разработана депрессорная присадка, для снижения температуры застывания парафинистых нефтей. В состав депрессорной присадки  входят (неионогенное) поверхностно-активное вещество, компонент с депрессаторными свойствами и растворитель.Изучены депрессорные свойства разработанных составов. Установлено, что после добавления составов в нефтяную смесь температура застывания ее снижается при концентрации 0.02 мас.% от +31 oC до -3 - +7 оС, а при концентрации 0.04 мас.% до -5 - +4 оС. Вязкость нефти под действием разработанных составов при +35 oC с 46.3 мПа·с снижается до 22.1 - 27.7 мПа·с, а при +40 оС от 38.2 мПа·с до 16.6 - 21.6 мПа·с. Степени эффективности снижения вязкости при указанных температурах составляют, соответственно 40.2-51.6% и 43.5 - 56.5%. Более высокие депрессорные свойства проявляют  составы под номером 8, 14 и 17.

Ключевые слова: депрессорная присадка; депрессорные свойства; поверхностно-активное вещество; реагент; температура застывания, вязкость; степень эффективности.


DOI: 10.5510/OGP20210100485

E-mail: kazim.metiyev@socar.az


Р.А.Гасумов1, Э.Р.Гасумов2

1Северо-Кавказский федеральный университет, Ставрополь, Россия; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан

Исследования технологического режима работы  газовых скважин с однорядным лифтом по критической скорости восходящего потока


В статье рассмотрены режимы движения газожидкостных потоков применительно к условиям эксплуатации обводняющихся газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений. Разработаны алгоритмы расчета режимов работы газовых скважин на основе экспериментальных работ в условиях, воспроизводящих реальные условия эксплуатации обводняющихся скважин сеноманских газовых залежей. Рассмотрена концепция расчета технологического режима работы газовых скважин с однорядным лифтом по критической скорости восходящего потока, основанная на исследовании условий равновесия двух противоположно направленных сил: силы тяжести капель воды, направленной вниз, и силы подъема, двигающей капли воды потоком газа, направленной вверх. Проведены расчеты по методике усредненных значений физических параметров пластовых вод и природного газа в условиях обводняющихся сеноманских газовых скважин месторождений Западной Сибири. Изложены результаты исследования зависимости критического дебита сеноманских скважин от забойного давления и диаметра лифтовых труб.

Ключевые слова: разработка месторождений; скважина; эксплуатация; сеноманские залежи; обводняющийся газовые скважины; технологический режим; критическая скорость; восходящий поток; лифтовые трубы; природный газ; дебит; пластовая вода; забойное давление.


DOI: 10.5510/OGP20210100486

E-mail: r.gasumov@yandex.ru


Э.Ф.Велиев, А.А.Алиев, Т.Е.Маммедбейли

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Применение машинного обучения для прогнозирования  эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием


Неуклонный рост фонда месторождений находящихся на поздней стадии разработки сопровождается увеличением обводненности добываемой продукции. Одной из наиболее распространённых причин данного явления является  процесс конусообразования, то есть прорыва подошвенных вод к  стволу скважины,  при котором потоки воды образуют фигуру схожую с конусом. В работе предложен механизм ранжирования, основанный на методах машинного обучения  позволяющий значительно снизить ресурсоёмкость существующих моделей для прогнозирования  эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. С целью сохранения простоты изложения, предложенный механизм рассмотрен на примере одной технологии - DWL.  Анализ методов машинного обучения показал примерно на 10% меньшие значения отклонения прогнозируемых величин при применении машины опорных векторов наименьших квадратов в сравнении с ИНС. Обе разработанные модели продемонстрировали приемлемые для практического  применения результаты.

Ключевые слова: конусообразование; искусственная нейронная сеть; машина опорных векторов наименьших квадратов; метод оптимизации роя частиц; прогнозирование.


DOI: 10.5510/OGP20210100487

E-mail: elchinf.veliyev@socar.az


Б.М.Мухтанов

Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг», Атырау, Казахстан

Применение тепловых методов в Республике Казахстан.  Действующие проекты и перспективы


В настоящей статье представлены результаты оценки и перспективности применения технологии освоения трудно-извлекаемых запасов высоковязкой нефти путем термического воздействия на основе анализа разработки месторождении «Кенкияк», «Кумсай» и «Мортук».

Ключевые слова: пласт; высоковязкая нефть; тепловые методы; повышение нефтеотдачи; интенсификация добычи нефти.


DOI: 10.5510/OGP20210100488

E-mail: mukhtanov.B@llpcmg.kz


Х.М.Гамзаев

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности,  Баку, Азербайджан

Метод определения утечки транспортируемой жидкости из трубопровода


Рассматривается задача обнаружения утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода. Для математического описания задачи используется одномерная математическая модель нестационарного течения вязкой несжимаемой жидкости по трубопроводу, включающая в себя уравнение движения и уравнение неразрывности потока жидкости. При этом утечка жидкости представляется как точечный сток, описываемый дельта функцией, и уравнение неразрывности составляется с учетом точечного стока.  Давление и объемный расход жидкости в начальном и конечном сечениях трубопровода считаются  заданными. Учитывая особенности точечного стока, поставленная задача  расщепляется на две задачи с условиями сопряжения. Определены аналитические решения полученных  задач и выведены  явные формулы для определения объемного расхода жидкости на утечку и координаты местоположения утечки в трубопроводе.

Ключевые слова: метод обнаружения утечек; место утечки в трубопроводах;  расход жидкости на утечку;  обратная задача.


DOI: 10.5510/OGP20210100489

E-mail: xan.h@rambler.ru