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. 

Ад.А.Алиев, О.Р.Аббасов, А.Д.Ибадзаде, А.Н.Мамедова

Институт геологии и геофизики НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан

Генезис и органические геохимические характеристики горючих сланцев в Восточном Азербайджане


В статье расмотрены вопросы генезиса и геохимии органического вещества (ОВ) горючих сланцев различных тектонических зон Восточного Азербайджана. Изучены литостратиграфические свойства сланцесодержащих  тложений, динамика эволюции и структурные типы ОВ, образование которых связывается с происходящими в почти одинаковых палеогеографических условиях (в неглубоких пресноводных бассейнах - лагунах) осадконакоплением. Содержание ОВ горючих сланцев в основном представлено фитопланктоном (водоросли) и зоопланктоном (личинки рыб и т.д.). Образование наряду с горючими сланцами проявлений угля и нефти в орогенных фазах юго-восточного склона Большого Кавказа, объясняется сходством их генетических свойств. По результатам   рмического анализа горючих сланцев, потеря ОВ большей части веса при более высокой температуре (≥400 °C) соответствует алифатическим, а при более низких температурах (≥200 °C) ароматическим структурам. По данным пиролиза горючих сланцев увеличивается на начальной стадии (500-550 °С), за исключением газа, количество битума и пиролитической воды. Повышение температуры до 800-850 °С приводит к превращению высокомолекулярных углеводородов в более низкомолекулярные; образуется газ и кокс. Постепенное повышение температуры приводит к карбонизации керогена. Резкое увеличение в выделении битума в основном наблюдается при температуре 400 °С. Термический анализ и пиролиз изученных образцов горючих сланцев, отобранных на разных площадях исследуемых областей, позволяют сделать вывод, что некоторые керогены достаточно созрели.

Ключевые слова: горючие сланцы; генезис; органическое вещество; кероген; термический анализ; пиролиз.


DOI: 10.5510/OGP20180300356

E-mail: ad_aliyev@mail.ru


О.А.Мелкишев1, В.И.Галкин1, С.В.Галкин1, В.Ш.Гурбанов2, К.А.Кошкин3

1Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия; 2Институт нефти и газа НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан; 3ООО «УралОйл», Екатеринбург, Россия

Применение кластерного анализа при оценке плотности начальных суммарных ресурсов нефти высокоизученных территорий


На основе вероятностно-статистических критериев характеризующих процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов рассмотрено комплексное использование результатов кластерного анализа для нефтегазогеологического районирования территории Пермского края на примере визейского терригенного нефтегазоносного комплекса. Проведена оценка нелокализованных ресурсов нефти в визейском терригенном нефтегазоносном комплексе. В результате для южной части Пермского края построена схема оценки плотности начальных суммарных ресурсов нефти (НСР) визейского терригенного НГК. Наибольшей плотностью НСР нефти согласно схеме характеризуются территории бортовых зон Башкирского свода и центральной части Бымско-Кунгурской моноклинали, Ножовской группы месторождений, южное окончание Пермского свода. Количественная оценка плотности суммарных ресурсов нефти позволяет при планировании сейсморазведочных работ оценивать величины перспективных ресурсов нефти (категория D1). Расчетная величина плотности НСР может рассматриваться при экономическом планировании детальных сейсмических работ (2D и 3D) как наиболее вероятное значение плотности подготовленных ресурсов категории D0 в пределах контуров ловушек. Результаты могут быть использованы при постановке глубокого бурения на наиболее перспективных в плане нефтегазоносности участках

Ключевые слова: начальные суммарные ресурсы нефти; нефтегазогеологическое районирование; вероятностно-статистические критерии нефтегазоносности; кластерный анализ; нелокализованные ресурсы нефти; визейский терригенный нефтегазоносный комплек


DOI: 10.5510/OGP20180300357

E-mail: doc_galkin@mail.ru


Т.Ш.Салаватов1, И.Р.Гасанов2

1Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку Азербайджан; 2НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Прогнозирование фазового состояния углеводородов в пористой среде


Моделирование фазового состояния систем природных углеводородов в процессе разработки и эксплуатации залежей имеет большое значение. Их теоретической основой является знаменитое уравнение состояния Ван-дер-Ваальса. Уравнения состояния Ван-дер-Ваальсового вида выгодно отличаются от различных модификаций многокоэффициентных уравнений своей простотой и возможности аналитического определения корней. Это направление в разработке и применении уравнений состояния для моделирования фазового равновесия нефтегазоконденсатных смесей в последние годы стало доминирующим. В работе устанавливается аналитический вид кривых, ограничивающих область двухфазного состояния (бинодаль и спинодаль). Это позволяет установить состояние фазового равновесия системы углеводородов. Значения аналитического вида уравнения кривых, характеризующих двухфазное состояние, позволяют математически решать многие задачи разработки совместно с использованием других важных уравнений в одной системе. А это, в свою очередь, повышает качество проектирования и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Ключевые слова: фазовое равновесие; прогнозирование; неравенство; объем; давления; температура; бинодаль; спинодаль.


DOI: 10.5510/OGP20180300358

E-mail: ilyashasanr@gmail.com


К.И.Матиев1, А.Д.Ага-заде1, М.Э.Алсафарова1, Ф.М.Ахмедов2

1НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2SOCAR Midstream Operations ОАО, Баку, Азербайджан

Депрессорная присадка для высокозастывающих парафинистых нефтей


Разработана депрессорная присадка для снижения температуры застывания высокопарафинистых нефтей. В состав депрессорной присадки входят неионогенное поверхностноактивное вещество, реагент с депрессорными свойствами и растворитель. Приготовленные депрессорные присадки способcтвуют снижению температуры застывания и вязкостных свойств нефтей. Депрессорные свойства приготовленных присадок исследованы в нефтях, эксплуатационных скважин №20, 53, 266 и 444 НГДУ имени Н.Нариманова ПО «Азнефть». Содержание парафина в этих нефтях 6.0-20.1%. Наиболее высокое значение депрессорного эффекта, а также эффекта вязкости отмечено в нефти скважины №266. Депрессорная при- садка в количестве 0.02% и 0.04% от нефти способствует депрессорному эффекту, соответственно 27-28 оС и 30-31 оС. Эффект вязкости для этой нефти, определенный с добавлением присадки концентрацией 0.04% от нефти при 35 и 40 оС, соответственно равен 48.29-51.80 % и 51.40-55.71 %. Отмечено, что достижению высоких значений и в случае депрессорного эффекта, также и в случае эффекта вязкости важную роль играет количество парафина, который содержится в составе нефти.

Ключевые слова: депрессорная присадка; нефть; высокозастывание; парафины; депрессорный эффект; динамическая вязкость; эффект вязкости.


DOI: 10.5510/OGP20180300359

E-mail: kazim.metiyev@socar.az


Е.Т.Баспаев1, Е.О.Аяпбергенов1, С.Д.Рзаева2

1АO «КазНИПИмунайгаз», Актау, Казахстан; 2НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Анализ влияния жидкостей глушения скважин на фильтрационные свойства пород месторождения «Узень»


Жидкости глушения должны обладать определёнными для конкретных геологических условий физико-химическими и технологическими свойствами, что достигается тщательным подбором их компонентного состава. Для совершенствования технологии глушения, применяемой на скважинах месторождения «Узень» проведены исследования химических реагентов с учетом свойств пласта. Проведены исследования по определению расходной нормы исследуемых минеральных солей, их плотности, совместимости с соляной кислотой и с пластовой водой месторождения, массы образовавшегося осадка, массовой доли ионов щёлочно-земельных металлов, их влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород. На основе комплекса лабораторных исследований выбраны наиболее эффективные составы жидкостей глушения на основе минеральных солей.

Ключевые слова: жидкость глушения скважин; минеральные соли; норма расхода; скорость коррозии; проницаемость; фильтрационно-емкостные свойства.


DOI: 10.5510/OGP20180300360

E-mail: baspayev_e@kaznipi.kz


Б.М.Мухтанов, А.А.Бектасов, В.З.Хажитов

Филиал ТОО НИИ ТДБ «Казмунайгаз» «Каспиймунайгаз», Атырау, Казахстан

Обзор действующей технологии постоянной закачки пара в Казахстане


В статье представлены результаты оценки и перспективности применения технологии освоения трудно-извлекаемых запасов высоковязкой нефти путем термического воздействия на основе анализа разработки месторождения «Кенкияк». Для определения эффективности реализуемой постоянной закачки пара на паронагнетательных скважинах проведен анализ работы близлежащих реагирующих скважин, профиля куба температур и нефтенасыщенности. Результаты продолжительной закачки пара указывают на эффективность применения технологии постоянной закачки пара: увеличивается зона теплового фронта и нефтенасыщенность снижается до уровня остаточной. Однако постоянную закачка пара в зонах с высоковязкой нефтью следует применять ограниченное время, меняя элементы закачки на определенном периоде времени по результатам моделирования пласта и исследовательских работ.

Ключевые слова: интенсификация добычи; термические технологии; водяной пар; паронагнетательные скважины; профиль куба температур; нефтенасыщенность; паронефтяное соотношение.


DOI: 10.5510/OGP20180300361

E-mail: mukhtanov.b@llpcmg.kz


Т.С.Джаксылыков

Филиал ТОО НИИ ТДБ «Казмунайгаз» «Каспиймунайгаз», Атырау, Казахстан

Опыт применения технологии ОРЗ в многопластовых залежах на примере месторождения Казахстана


Традиционная совместная закачка воды в несколько пластов с различной проницаемостью не позволяет регулировать расход воды для каждого из пластов, что приводит к неравномерному обводнению нефтяных залежей. В результате этого происходит опережающее обводнение высокопроницаемых нефтяных пластов, возрастает степень неохваченности, неравномерного воздействия и выработки каждого из пластов с различной проницаемостью. Технология одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) представляет собой закачку технологической жидкости одной скважиной отдельно в разные пласты в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта для более равномерной выработки пластов. Преимущественно применение технологии ОРЗ позволяет: сократить объемы бурения за счет использования одной скважины и, соответственно сократить капитальные вложения на бурение; обеспечить возможность эксплуатации одновременно нескольких объектов, имеющих разные коллекторские свойства пластов; увеличить добычу   фти на 10-20% за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов; повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки; обеспечить учет закачиваемого агента в каждый из пластов. В статье рассмотрены методы и подходы к оценке эффективности технологии ОРЗ на примере месторождения Казахстана.

Ключевые слова: месторождение; пласт; одновременно-раздельная закачка; пористость; проницаемость.


DOI: 10.5510/OGP20180300362

E-mail: jaxylykov.T@llpcmg.kz


Н.Д.Сарсенбеков1, Э.Н.Якупова2 , С.Б.Каирбеков1, Е.Ш.Сейтхазиев1

1Филиал ТОО НИИ ТДБ «Казмунайгаз» «Каспиймунайгаз», Атырау, Казахстан; 2ТОО НИИ ТДБ «КазМунайГаз», Астана, Казахстан

Роль резервуарной геохимии нефти в повышении рациональности системы разработки многопластовых залежей нефтяных и газонефтяных месторождений


Геохимические лабораторные исследования нефти для Казахстана являются инновационной технологией для использования при создании геологической модели залежей и анализе разработки месторождений углеводородов. Основным видом геохимических исследований является так называемый «фингерпринтинг» нефти, являющийся, по сути, методом, изучающим «отпечатки пальцев», т.е. уникальные для каждой пробы нефти продуктивных пластов, блоков в залежи. Результаты данных исследований широко использу ются в нефтяных компаниях и научно-исследовательских организациях развитых западных стран, занимающихся нефтяным бизнесом. В статье рассматриваются результаты лабораторных геохимических исследований нефти разных продуктивных залежей методом фингерпринтинга, даются примеры их эффективного использования при построении геологической модели, для анализа разработки при принятии проектных решений, а также приводятся перспективы дальнейшего применения метода фингерпринтинга при решении геологических и гидродинамических задач исследовательскими организациями в Республике Казахстан.

Ключевые слова: геохимия; фингерпринтинг; метод; отпечатки; нефть; скважина; проба; горизонты; пласты; дендрограмма.


DOI: 10.5510/OGP20180300363

E-mail: sarsenbekov.N@llpcmg.kz


Г.С.Мартынова1, Ф.Р.Бабаев2, П.З.Мурадов3, О.П.Максакова1, Р.Г.Нанаджанова1

1Институт нефти и газа НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан; 2Азербайджанский технический университет, Баку, Азербайджан; 3Институт микробиологии НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан

Доминирующие бактерии нафталанской нефти


Проводилось изучение микробиологического и углеводородного состава, а также биомаркеров лечебной и топливной нефти методом GC/MS. Показано, что нормальные и разветвленные алканы (изопреноиды) практически полностью уничтожаются бактериями уже через 20 дней, значительно уменьшается «нафтеновый горб» и возрастает доля ароматических УВ. Меняется картина распределения биомаркеров, конфигурация их становится неузнаваемой. В пробах нафталанской нефти было идентифицировано 15 родов бактерий: Acinetobacter, Arthrobacter, Bacillus, Brevibacillus, Clostridium, Desulfobacter, Enterobacter, Klebciella, Methanobacterium, Methanococcus, Micrococcus, Methanothermobacter, Pseudomonas, Rhodococcus и Thermococcus. Из зарегистрированных родов - Methanobacterium, Methanococcus, Methanothermobacter и Thermococcus относятся к археям, играющим главную роль в формировании микробиоты лечебной нафталанской нефти. В случае биодеградации нефти, когда вступают в дело микроорганизмы, по анализу биомаркеров можно оценить уровень биодеградации. 

Ключевые слова: лечебная нафталанская нефть; микробиологический анализ; хроматомасс-спектрометрия; биомаркеры.


DOI: 10.5510/OGP20180300364

E-mail: martgs@rambler.ru