Məqalə neft-qaz-kondensat yataqlarında (NQKY) innovativ həllərlə geoloji-texniki tədbirlərin (QTT) icra edilməsi zaman istehsal risklərinin idarə olunması və qiymətləndirilməsi problemlərinə həsr edilmişdir. NQKY-nın və bütovlükdə neftqazçıxarma şirkətinin spesifikaları, xüsusiyyətləri nəzərə alınmaqla, QTT-in həyata keçirilməsi zaman innovasiyaların səmərəliliyinə müxtəlif amillərin təsiri müəyyən edilmişdir. Neft-qaz yataqlarının işlənməsi prosesində QTT-in icrası vaxtı yaranan risklərin əsas səbəbləri, həmçinin həyata keçirilən tədbirlərin səmərəliliyinə təsir edən amillər göstərilmişdir.

Açar sözlər: innovasiya; NQKY; QTT; quyu; risklərin idarə olunması; karbohidrogenlər; neftqazverimi; hasilat; iqtisadi səmərə; layihə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гасумов, Э. Р. (2011). Инновационная деятельность в нефтегазодобыче. Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук, 11(34), 87-90.
2. Гасумов, Р. А., Ахмедов, К. С., Толпаев, В. А., Филиппов, А. Г. (2012). Математические модели в управлении геолого-техническими мероприятиями в газодобывающей отрасли. Москва: ООО «Газпром Экспо».
3. Ансофф, И. (1989). Стратегическое управление. Москва: Экономика.
4. Шеремет, В. В., Павлюченко, В. М. (2009). Управление инвестициями. В 2-х т. Москва: Бизнес-школа. Интел-Синтез.
5. Гасумов, Э. Р. (2011). Управление инновациями при выполнении геолого-технических мероприятий по фонду скважин. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 7, 26-30.
6. Рыжикова, О. Н. (2011). Управление рисками инновационных проектов. Аудит и финансовый анализ, 6, 4-8.
7. Коссов, В. В., Лившиц, В. Н., Шахназаров, А. Г. (2000). Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Москва: Экономика.
8. Гибсон, Р. (2015). Формирование инвестиционного портфеля. Управление финансовыми рисками. Москва: Альпина Паблишер.
9. Гасумов, Э. Р. (2011). Реализация инновационных подходов при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Наука и ТЭК, 6, 85-88.
10. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р., Торопцев, Е. Л., Таточенко, Т. В. (2013). Оптимизация затрат фонда инновационного развития газовой отрасли. Наука и техника в газовой промышленности, 4(56), 11-15.
11. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2016). Инновационные решения для обеспечения проектного уровня добычи газа. Нефтепромысловое дело, 10, 20-27.
12. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2017). Применение инновационных решений при проектировании объектов нефтегазодобычи. Территория Нефтегаз, 4, 78-83.
13. Куликова, Е. Е. (2008). Управление рисками. Инновационный аспект. Москва: Бератор-Паблишинг.

Məqalədə quyu divarının deformasiya prosesləri araşdırılmış, vulkanik süxurların plastik modelindən istifadə olunmuş və dinamik qeyri-sabitlik problemi həll edilmişdir. Dağ süxurlarının sabitliyinin itməsinin qarşısını almaq üçün quyu təzyiqinin dəyişməsinin sürətini və amplituda xüsusiyyətlərini qiymətləndirmək məqsədilə bir üsul (metod) hazırlanmışdır (bu, divarda quyunun elastik süxurlarının çökməsinin qarşısını almaq üçündür). Fəzada əlavə təzyiqin dövri dəyişikliyi zamanı həcmli elastik dağ süxurlarının nisbi deformasiyasının nəzəri tədqiqi əsasında onun sabit və dəyişkən olması üçün şərait yaradılmışdır.

Açar sözlər: quyu divarının süxurları; dinamik qeyri-sabitlik; tezlik və amplituda xüsusiyyətləri; həcm deformasiyası.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Basarygin, Yu. M., Budnikov, V. F., Bulatov, A. I., Geraskin, V. G. (2000). Construction of downward sloping and horizontal wells. Мoscow: Nedra.
2. Gilyazov, R. M. (2002). Drilling oil wells with lateral boreholes. Мoscow: Nedra.
3. Lehnitsky, S. G. (1977). Theory of elasticity of an anisotropic body. Moscow: Nauka.
4. Seid-Rza, M. K., Farajev, T. G., Hasanov, R. A. (1992). Prevention of complications in the kinetics of drilling processes. Moscow: Nedra.
5. Stockley, K. O. (1991). Improving the efficiency of horizontal drilling in fractured carbonates. Oil, Gas and Petrochemicals Abroad, 10.
6. Cherepanov, G. P. (1987). Mechanics of rock failure during in drilling. Moscow: Nedra.
7. Shirali, I., Hasanov, R. (2017). Drilling of the wells: Innovative technics and technology. Germany: Lambert Academic Publisher.
8. Hasanov, R. A., Shirali, I. Y., Kazimov, M. I. (2020). Determination of the amplitude–frequency Characteristics of the well pressure preventing the destruction of wellbore rocks. Global Journal of Science Frontier Research: H - Environmental and Earth Science, 20(1), 36-42.
9. Chuanliang, Y., Jingen, D., Baohua, Y., et al. (2018). Wellbore stability analysis and its application in the Fergana basin, central Asia–US department of energy, office of Science, https://www.science.gov/ topicpages/w/wellbore+mechanical+limitations.html

Təqdim olunan işdə qazkondensat yataqlarının müxtəlif işlənmə mərhələlərindən asılı olaraq quyudibi zonaya «quru» karbohidrogen qazlarla təsir prosesinin səmərəliliyi tədqiq olunmuşdur. Müxtəlif yataqların konkret işlənmə şəraitlərindən doğan spesifik amillərin təsirini aradan qaldırmaq məqsədilə təcrübələr xüsusi ardıcıllıqla PVT bombasında aparılımışdır. Bu məqsədlə 5 seriya təcrübə aparılmış, bəzi təcrübələr isə nəticələrin təsdiqlənməsi baxımından bir neçə dəfə təkarar olunmuşdur. Alınmış nəticələr təsir prosesinin qiymətləndirilməsinə imkan verməklə yanaşı, səmərəli təsir variantının seçilməsi üçün də yaralı olmuşdur. Beləliklə, ilk dəfə olaraq qazkondensat yataqlarının bütün işlənmə mərhələlərində quyudibi zonaya «quru» qazlarla təsir prosesi təcrübi yolla tədqiq olunmuş və prosesin yataqların ilk işlənmə mərhələsində aparılmasının daha səmərəli olması müəyyən olunmuşdur. Həmçinin müəyyən olunmuşdur ki, lay sisteminin kondensat miqdarına (tutumuna) və birfazalı halına nəzarət etməklə lay təzyiqinin azalması fonunda da maksimal kondensat hasilatına nail olmaq olar.

Açar sözlər: retroqrad kondensat; yatağın tükənməsi; qazkondensat sistemi; çökmüş kondensatın buxarlanması; kondensasiyanın başlanma təzyiqi; karbohidrogen qazla təsir.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Абасов, М. Т., Аббасов, З. Я., Фаталиев, В. М. и др. (2009). О фазовых превращениях при разработке газоконденсатных залежей. Доклады РАН, 427(6), 802-805.
2. Джалалов, Г. И., Ибрагимов, Т. М., Алиев, А. А., Горшкова, Е. В. (2018). Моделирование и исследование фильтрационных процессов глубокозалегающих месторождений нефти и газа. Баку: «Наука и образование» ИПП.
3. Изюмченко, Д. В., Лапшин, В. И., Николаев, В. М. и др. (2010). Конденсатотдача при разработке нефтегазоконденсатных залежей на истощение. Газовая промышленность, 1, 24-27.
4. Люгай, Д. В., Лапшин, В. И., Волков, А. Н. и др. (2011). Совершенствование методик экспериментального изучения фазовых превращений газоконденсатных систем. Вести газовой науки, 6, 103-119.
5. Мирзаджанзаде, А. Х., Аметов, И. М., Ковалев, А. Г. (2005). Физика нефтяного и газового пласта. Москва– Ижевск: Институт компьютерных исследований.
6. Glavnov, N., Kuntsevich, V., Vershinina, M., et.al. (2017, October). EOR miscible gas project in oil-gas condensate field. SPE-187858-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference.
7. Meng, X., Sheng, J. (2016). Experimental and numerical study of huff-n-puff gas injection to re-vaporize liquid dropout in shale gas condensate reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 35, 444-454.
8. Гриценко, А. И., Гриценко, И. А., Юшкин, В. В., Островская, Т. Д. (1995). Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. Москва: Недра.
9. Гриценко, А. И., Ремизов, В. В. (1995). Руководство по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин. Москва: ВНИИгаз.
10. Temizel, C., Kirmaci, H., Tiwari, A., et.al. (2016, November). An investigation of gas recycling in fractured gas-condensate reservoirs. SPE-182854-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference.
11. Абасов, М. Т., Аббасов, З. Я., Джалалов, Г. И. и др. (2005). Влияние пористой среды на испаряемость конденсата при воздействии «сухим» углеводородным газом. Доклады РАН, 405(3), 368-370.
12. Абасов, М. Т., Аббасов, З. Я, Фаталиев, В. М. и др. (2011). Экспериментальное изучение показателей воздействия на призабойную зону газоконденсатной скважины в зависимости от стадии эксплуатации. Известия НАН Азербайджана. Серия «Науки о Земле», 2, 25-31.
13. Мирзаджанзаде, А. Х., Кузнецов, О. Л., Басниев, К. С., Алиев, З. С. (2003). Основы технологии добычи газа. Москва: Недра.
14. Эфрос, Д. А. (1963). Исследования фильтрации неоднородных систем. Ленинград: Гостоптехиздат.

Məqalədə Xəzəryanı hövzənin cənub hissəsində yerləşən 5 müxtəlif yataqdan («Karaton», «Akkuduk», «Botaxan», «Ş.Nurjanov» və «Balqimbaev») götürülmüş 5 neft və 10 süxur nümunəsinin kompleks geokimyəvi tədqiqatlarının nəticələri təqdim edilmişdir. Süxur nümunələrinin tədqiqatlarının nəticələrinə görə təyin edilmişdir ki, bütün nümunələrin arasında yalnız «Karaton» yatağının №600 quyusunun (1300-1580 m) gilli nümunələri neftin yaranması mərhələsinin başlanğıcındadırlar, lakin sənaye potensialına malik deyillər. Hər rezervuardan götürülmüş neft və şlam və süxur ekstraktları arasında genetik əlaqənin olub olmamasını müəyyən etmək məqsədilə, onların terpanlarının mass-fraqmentoqrammaları «neft-ana neft süxuru»nun korrelyasiyası ilə müqayisəsi aparılmışdır. «Karaton» və «Akkuduk» yataqları timsalında eyni yatağın neft və ekstraktları müxtəlif genetik xüsusiyyətlər göstərmişdir.

Açar sözlər: Rok-eval; vitrinitin reflektor qabiliyyəti; biomarkerlər; «neft-ana neft süxuru» korellyasiyası; газохроматография; kinetik analiz; İQ-spektroskopiya

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сейтхазиев, Е. Ш., Тасеменов, Е. Т., Досмухамбетов, А. К., Абсалямов, Д. Б. (2019). Генетические типы нефтей продуктивных отложений Южной части прикаспийской впадины. Материалы международной научно-практической конференции «Современные методы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и нетрадиционными коллекторами». Атырау: Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «Каспиймунайгаз», 2, 416-128.
2. Сейтхазиев, Е. Ш., Тасеменов, Е. Т., Досмухамбетов, А. К., Абсалямов, Д. Б. (2019). Геохимические особенности нефти разведочных скважин г-2 и г-9 месторождения Карасор западный. Материалы международной научнопрактической конференции «Современные методы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и нетрадиционными коллекторами». Атырау: Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «Каспиймунайгаз», 2, 428-436.
3. Сейтхазиев, Е. Ш., Тасеменов, Е. Т. (2019). Молекулярный и изотопный состав углерода в образцах попутных газов. Научно-технический журнал «Нефть и газ», 5(113), 64-79.
4. Сейтхазиев, Е. Ш. (2019). Генетическая типизация нефти карбонатного происхождения на месторождениях южной части прикаспийской впадины. SOCAR Proceedings, 3, 40-60.
5. Сейтхазиев, Е. Ш., Досмухамбетов, А. К, Латипова, А. М. (2019). Геохимические исследования проб нефти и образцов керна АО «Эмбамунайгаз». Отчет по договору №469-112//40/2019АТ от 18.03.2019г. «КМГ Инжиниринг» «Каспиймунайгаз».
6. Peters, K. E., Walters, C. C., Moldowan, J. M. (2005). The biomarker guide. Vol.2. Biomarkers and isotopes in petroleum systems and earth history. Cambridge University Press.
7. Фомин, А. Н. (1987). Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. Новосибирск: ИГИГ.
8. Богородская, Л. И., Конторович, А. Э., Ларичев, А. И. (2005). Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация. Новосибирск: СО РАН, филиал «Гео».
9. Иванов, В. П. (2015). Комплексная оценка каменноугольно-пермских угленосных отложений и разработка промышленно-энергетической классификации ископаемых углей. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет.
10. Иванов, В. П. Метод определения биогенетических признаков образования и строения углефицированного вещества. Реестр регистратора-депозитария ноу-хау Кемеровской региональной общественной организации «Кузбасская инженерная академия», № 038.19.А

Bu tədqiqat işində yüksək temperaturlu və yüksək duzluluqlu neft yataqlarında filtirasiya axınlarının istiqamətini dəyişmək üçün kolloid dispers gelin sintezi təsvir edilmişdir. Sərt lay şəraitinə davamlı tərkib almaq üçün kolloid dispers gelin kimyəvi stabilliyi polimer qarışığından istifadə etməklə artılmışdır. Kolloid dispers gel 2-akrilamid 2-metilpropan sulfon turşusu (AMPS), akril turşusu (AАc), qismən hidrolizə olunmuş poliakrilamid (HPAM) və xrom 3 asetat istifadə etməklə sərbəst radikal mexanizmi ilə tikilmə hesabına sintez edilmişdir. Tikici/polimer qatılığı, duzluluq, gelləşmə müddəti, reoloji xassələr, hissəciklərin ölçü üzrə paylanması, eyni zamanda termokimyəvi stabillik və müqavimət/qalıq müqavimət əmsalları tədqiq edilmişdir. Təklif olunan tərkibin istifadəsi məsaməli mühitin hidravlik müqavimətini artırmağa imkan verir ki, bu da müqavimət və qalıq müqavimət əmsallarının artması ilə müşahidə olunur. Aparılmış tədqiqatlar, bu tərkibin vurucu quyuların profilinin hamarlaşdırılması üçün effektiv olduğunu göstərmişdir.

Açar sözlər: kolloid dispers gellər; vurucu quyuların profili; quyu; müqavimət əmsalı; reologiya.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
2. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016, November). Nanogels for deep reservoir conformance control. SPE182534-MS. In SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
4. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86-88.
5. Suleimanov, B. A., Ismayilov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
6. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin O. A., Veliyev, E. F. (2016, October). Screening evaluation of EOR methods based on fuzzy logic and bayesian inference mechanisms. In SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
7. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. In SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133-1140.
9. Suleimanov, B. A., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016, October). Compressive strength of polymer nanogels used for enhanced oil recovery EOR. SPE-181960-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Mack, J. C., Smith, J. E. (1994, April). In-depth colloidal dispersion gels improve oil recovery efficiency. SPE-27780-MS. In SPE /DOE Ninth Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
11. Diaz, D., Somaruga, C., Norman, C., et al. (2008, April). Colloidal dispersion gels improve oil recovery in a heterogeneous Argentina waterflood. SPE-113320-MS. In SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
12. Skauge, T., Spildo, K., Skauge, A. (2010, April). Nanosized particles for EOR. SPE-129933-MS. In SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
13. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Azizagha, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
14. Fielding Jr., R. C., Gibbons, D. H., Legrand, F. P. (1994, April). In-depth drive fluid diversion using an evolution of colloidal dispersion gels and new bulk gels: an operational case history of north rainbow ranch unit. SPE-27773-MS. In SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
15. Muruaga, E., Flores, M., Norman, C., Romero, J. (2008, April). Combining bulk gels and colloidal dispersion gels for improved volumetric sweep efficiency in a mature waterflood. SPE-113334-MS. In SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
16. Spildo, K., Skauge, A., Aarra, M. G., et al. (2009, June). A new polymer application for north sea reservoirs. SPE113460-PA. In SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Society of Petroleum Engineers.
17. Lu, X., Song, K., (2000, April). Performance and evaluation methods of colloidal dispersion gels in the daqing oil field. SPE-59466-MS. In SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modeling for Asset Management. Society of Petroleum Engineers.
18. Smith, J. E., Lui, H., Guo, Z. D. (2000, June). Laboratory studies of in-depth colloidal dispersion gel technology for daqing oil field. SPE-62610-MS. In SPE/AAPG Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
19. Spildo, K., Skauge, A., Aarra, M. G., et al. (2009, June). A new polymer application for north sea reservoirs. SPE113460-PA. In SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Society of Petroleum Engineers.
20. Wang, D., Han, P., Shao, Z., et al. (2008, February). Sweep improvement options for the Daqing oil field. SPE99441-PA. In SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Society of Petroleum Engineers.
21. Сулейманов, Б. А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743-746.
22. Салаватов, Т. Ш., Сулейманов, Б. А., Нуряев, А. С. (2000). Селективная изоляция притока жестких пластовых вод в добывающих скважинах. Нефтяное хозяйство, 12, 81-83.
23. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 386-390.
24. Zou, B., McCool, C. S., Green, D.W., et al. (2000). Precipitation of chromium acetate solutions. SPE-65703-PA. SPE Journal, 5(3).
25. Jia, H., Pu, W. F., Zhao, J. Z., Jin, F.Y. (2010). Research on the gelation performance of low toxic PEI crosslinking PHPAM gel systems as water shutoff agents in low temperature reservoirs. Industrial & Engineering Chemistry Research, 49(20), 9618-9624.
26. Jia, H., Pu, W. F., Zhao, J. Z., Liao, R. (2011). Experimental investigation of the novel phenol− formaldehyde cross-linking hpam gel system: based on the secondary cross-linking method of organic cross-linkers and its gelation performance study after flowing through porous media. Energy Fuels, 25(2), 727-736.
27. Broseta, D., Marquer, O., Blin, N., et al. (2000, April). Rheological screening of low-molecular-weight polyacrylamide/chromium(III) acetate water shutoff gels paper. SPE-59319-MS. In SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
28. Marty, L., Green, D.W., Willhite, G.P. (1991, May). The effect of flow rate on the in-situ gelation of a chrome/redox/ polyacrylamide system. SPE-18504-PA. In SPE Reservoir Engineering. Society of Petroleum Engineers.
29. Moffit, P.D., Moradi-Araghi, A., Ahmed, I., et al. (1996, March). Development and field testing of a new low toxicity polymer crosslinking system. SPE-35173-MS. In Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
30. Natarajan, D., McCool, C. S., Green, D.W., et al. (1999, April). Control of in-situ gelation time for HPAAM-chromium acetate systems. SPE-39696-MS. In SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
31. Sigale, K., Omari, A. (1997). Aspects of crosslinking sulfonated polyacrylamides from rheological studies on their gels. Journal of Applied Polymer Science, 64, 1067-1072.
32. Jia, H., Zhao, J. Z., Jin, F.Y, et al. (2012). New insights into the gelation behavior of polyethyleneimine cross-linking partially hydrolyzed polyacrylamide gels. Industrial & Engineering Chemistry Research, 51(38), 12155-12166.
33. Rashidi, M., Blokhus, A. M., Skauge, A. (2010). Viscosity study of salt tolerant polymers. Journal of Applied Polymer Science, 117, 1551-1557.
34. Shin, S., Cho, Y. (1998). The effect of thermal degradation on the non-newtonian viscosity of an aqueous polyacrylamide solution. KSME International Journal, 12, 267–273.
35. Ranganathan, R., Lewis, R., McCool, C. S., et al. (1998). Experimental study of the gelation behavior of a polyacrylamide/aluminum citrate colloidal-dispersion gel system. SPE-52503-PA. SPE Journal, 3(4).
36. Bjorsvik, M., Hoiland, H., Skauge, A. (2008). Formation of colloidal dispersion gels from aqueous polyacrylamide solutions. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 317(1-3), 504–511.
37. Al-Assi, A. A., Willhite, G. P., Green, D. W., McCool, C. S. (2009). Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate. SPE-100049-PA. SPE Journal, 14(3).
38. Ward, J. S., David, M. F. (1981). Prediction of viscosity for partially hydrolyzed polyacrylamide solutions in the presence of calcium and magnesium ions. SPE-8978-PA. SPE Journal, 21(5).
39. Moradi-Araghi, A., Cleveland, D. H., Jones, W.W. Westerman, I. J. (1987, February). Development and evaluation of EOR polymers suitable for hostile environments: II-copolymers of acrylamide and sodium AMPS. SPE-16273- MS. In SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
40. Seright, R. S. (1980). The effects of mechanical degradation and viscoelastic behavior on injectivity of polyacrylamide solutions. SPE-9297-PA. SPE Journal, 23(3).
41. Spildo, K., Skauge, A., Skauge, T. (2010, April). Propagation of colloidal dispersion gels (CDG) in laboratory corefloods. In Proceedings of the SPE Improved Oil Recovery Symposium.
42. Seright, R. S. (1994). Propagation of an aluminum citrate-HPAM colloidal dispersion gel through Berea sandstone. Report No. PRRC 9429; New Mexico Petroleum Recovery Research Institute, New Mexico Institute of Mining and Technology: Socorro, NM.
43. Scoggins, M.W., Miller, J.W. (1979). Determination of water-soluble polymers containing primary amide groups using the starchtriiodide method. SPE-7664-PA. SPE Journal, 19(3).
44. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Guliyev, V. V., Naghiyeva, N. V. (2019, October). Water shutoff using crosslinked polymer gels. SPE-198351-MS. In SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
45. Yadav, U. S., Mahto, V. (2013). Investigating the effect of several parameters on the gelation behavior of partially hydrolyzed polyacrylamide–hexamine–hydroquinone gels. Industrial & Engineering Chemistry Research, 52(28), 9532-9537.
46. Lockhart, T.P. (1994, April). Chemical properties of chromium/polyacrylamide gels. SPE-20998-PA, In SPE Advanced Technology Series. Society of Petroleum Engineers.

Məqalə məhsuldar laylara dalğa təsiri texnologiyalarının tətbiqi ilə karbohidrogenlərin çıxarılmasının intensivləşdirilməsi kimi aktual problemə həsr edilmişdir. Nefti çətin çıxarılan yataqların işlənməsi zaman dalğa təsiri üsullarının və texniki vasitələrin inkişaf vəziyyəti göstərilmiş, onların tətbiq xüsusiyyətləri aşkar edilmişdir. Məsaməli mühitlərdə gedən proseslərə elastik dalğaların təsirinin və süxurda olan flüidlərin tədqiqi sahəsi üzrə icmal verilmişdir. İnteqrasiya olunmuş texnologiyaya xüsusi diqqət ayrılmışdır ki, o, ənənəvi neftveriminin artırılması və laya dalğa təsiri üsullarının birləşdirilməsindən ibarətdir. Mədən sınaqlarının məlumatları və elmi-texniki tədqiqatların nəticələri karbohidrogen yataqlarının mənimsənilməsi zaman dalğa texnologiyalarının tətbiqinin perspektivini göstərir.

Açar sözlər: neft; dalğa təsiri; şüalandırıcı; quyu; tezlik; elastik dalğalar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гатауллин Р.Н. (2018). Состояние разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов. Вестник технологического университета, 21(10), 71-82.
2. Муслимов, Р.Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее. Казань: «Фэн».
3. Вахитов, Г.Г., Симкин, Э.М. (1985). Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. Москва: Недра.
4. Duhon, R.D., Campbell, J.M. (1965, November). The effect of ultrasonic energy on flow through porous media. Paper SPE-1316-MS. In: SPE Eastern Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
5. Hamida, T., Babadagli, T. (2005, April). Effect of ultrasonic waves on the capillary-imbibition recovery of oil. Paper SPE-92124-MS. In: Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
6. Иванов, Б.Н., Гурьянов, А.И., Гумеров, А.М. (2009). Волновые процессы и технологии добычи и подготовки нефти. Казань: «Фэн».
7. Зайцев, Ю.В., Балакирев, Ю.А. (1986). Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Москва: Недра.
8. Abramov, V. O., Mullakaev, M. S., Abramova, A. V., etc. (2013). Ultrasonic technology for enhanced oil recovery from failing oil wells and the equipment for its implementation. Ultrasonics Sonochemistry, 20(5), 1289-1295.
9. Gharabi, R. (2005). Application of an expert system to optimize reservoir performance. Petroleum Science and Engineering, 49, 261-273.
10. Муфазалов, Р.Ш., Муслимов, Р.Х., Муфазалов, Р.Ш. и др. (2005). Гидроакустическая техника и технология для бурения и вскрытия продуктивного горизонта. Казань: Дом печати.
11. Муфазалов, Р.Ш. (2013). Возрастающая роль инновационных технологий повышения эффективности эксплуатации на поздней стадии разработки месторождений. Материалы международной научно-практической конференции «Проблемы эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 280-283.
12. Mullakaev, M.S., Abramov, V.O., Abramova, A.V. (2015). Development of ultrasonic equipment and technology for well stimulation and enhanced oil recovery. Petroleum Science and Engineering, 125, 201–208.
13. Абрамов, В.О., Муллакаев, М.С., Баязитов, В.М. и др. (2013). Опыт применения ультразвукового воздействия для восстановления продуктивности нефтяных скважин Западной Cибири и Самарской области. Нефтепромысловое дело, 6, 26-31.
14. Kostrov, S., Wooden, W. (2005). In situ seismic stimulation shows promise for revitalizing mature fields. Oil & Gas Journal, 103, 43-49.
15. Бажалук, Я.М., Карпаш, О.М., Клымышин, Я.Д. и др. (2012). Увеличение отбора нефти путем воздействия на пласты пакетами упругих колебаний. Нефтегазовое дело, 3, 185–198.
16. Абдукамалов, О.А., Серебрякова, Л.Н., Тастемиров, А.Р. (2017). Опыт применения технологии воздействия ударно-волновой обработки на призабойную зону нагнетательных скважин на месторождениях Западного Казахстана. SOCAR Proceedings, 1, 62-69.
17. Юшин, Е.С. (2018). Перспективы развития метода имплозии и технических средств для ударно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта. Территория Нефтегаз, 7-8, 76-80.
18. Силков, Р.А. (2012). Использование силовых ударных волн в технических методах и средствах повышения нефтеотдачи пластов. Литье и металлургия, 3, 295-299.
19. Мохов, М.А., Сахаров, В.А., Хабибуллин, Х.Х. (2004). Виброволновое и вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты. Нефтепромысловое дело, 4, 24-28.
20. Ахундов, Р.И. (2009). Промысловые исследования вибровоздействия на призабойную зону скважин на морских нефтяных месторождениях Азербайджана. Нефтепромысловое дело, 5, 29-32.
21. Файзуллин, И.С., Дьяконов, Б.П., Хисамов, Р.С. и др. (2006). О технологии сейсмоакустического воздействия на обводненные нефтяные пласты. Технологии сейсморазведки, 3, 86-89.
22. Николаевский, В.Н., Степанова, Г.С., Ненартович, Т.Л., Ягодов, Г.Н. (2006). Ультразвук определяет отбор нефти при вибросейсмическом воздействии на пласт. Нефтяное хозяйство, 1, 48 - 50.
23. Hamidi, H., Mohammadian, E., Junin, R., et al. (2014). A technique for evaluating the oil/heavy-oil viscosity changes under ultrasound in a simulated porous medium. Ultrasonics, 54, 655-662.
24. Dollah, A., Rashid, Z.Z., Othman, N.H., et al. (2018). Effects of ultrasonic waves during waterflooding for enhanced oil recovery. International Journal of Engineering & Technology, 7, 232-236.
25. Волкова, Г.И., Ануфриев, Р.В., Юдина, Н.В. (2016). Влияние ультразвуковой обработки на состав и свойства парафинистой высокосмолистой нефти. Нефтехимия, 56(5), 454-460.
26. Poesio, P., Ooms, G., Barake, S., Bas, V.D. (2002). An investigation of the influence of acoustic waves on the liquid flow through a porous material. Journal of Acoustical Society of America, 111, 2019-2025.
27. Khan, N., Pu, C., Li, X., et al. (2017). Permeability recovery of damaged water sensitive core using ultrasonic waves. Ultrasonics Sonochemistry, 38, 381-389.
28. Hamidi, H., Rafati, R., Junin, R., Manan, M.A. (2012). A role of ultrasonic frequency and power on oil mobilization in underground petroleum reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2, 29–36.
29. Alhomadhi, E., Amro, M., Almobarky, M. (2014). Experimental application of ultrasound waves to improved oil recovery during waterflooding. Journal of King Saud University - Engineering Sciences, 26, 103-110.
30. Keshavarzi, B., Karimi, R., Najafi, I., et al. (2014). Investigating the role of ultrasonic wave on two-phase relative permeability in a free gravity drainage process. Scientia Iranica, Transaction C: Chemistry & Chemical Engineering, 21, 763-771.
31. Arabzadeh, H., Amani, M. (2017). Application of a novel ultrasonic technology to improve oil recovery with an environmental viewpoint. Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology, 8(2). 1000323.
32. Dehshibi, R.R., Mohebbi, A., Riazi, M., Niakousari, M. (2018). Experimental investigation on the effect of ultrasonic waves on reducing asphaltene deposition and improving oil recovery under temperature control. Ultrasonics Sonochemistry, 45, 204–212.
33. Agia, A., Junin, R., Chonga, A. S. (2018). Intermittent ultrasonic wave to improve oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 166, 577–591.
34. Perez-Arancibia, C., Godoy, E., Duran, M. (2018). Modeling and simulation of an acoustic well stimulation method. Wave Motion, 77, 224-228.
35. Аббасов, Э.М., Агаева, Н.А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пласт-скважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84.
36. Аббасов, Э.М., Агаева, Н.А. (2012). Влияние виброволнового воздействия на характер распределения давления в пласте. Инженерно-физический журнал, 85(6), 1189-1195.
37. Гатауллин, Р.Н., Кравцов, Я.И., Марфин, Е.А. (2013). Интенсификация добычи трудноизвлекаемых углеводородов за счет интегрированного тепловолнового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 1, 90-93.
38. Marfin, E.A., Kravtsov, Y.I., Abdrashitov, A.A., et al. (2015). Elastic-wave effect on oil production by in situ combustion: field results. Petroleum Science and Technology, 33(15-16), 1526-1532.
39. Марфин, Е.А., Кравцов, Я.И., Абдрашитов, А.А., Гатауллин, Р.Н. (2014). Промысловые испытания волнового воздействия на процесс добычи нефти на Первомайском месторождении. Георесурсы, 2, 14-16.
40. Butler, R.M. (1998). SAGD Comes of AGE. Journal of Canadian Petroleum Technology, 37(7), 9-12.
41. Guo, T., Wang, J., Gates, I. (2018). Pad-scale control improves SAGD performance. Petroleum, 4(3), 318-328.
42. Гатауллин, Р.Н., Галимзянова, А.Р. (2015). Определение протяженности горизонтального участка скважины для интегрированного воздействия на пласт. Технологии нефти и газа, 4, 44-48.
43. Гатауллин, Р.Н., Марфин, Е. А. (2017). Исследование волнового поля в обсадной колонне скважины. Технологии нефти и газа, 1, 49-54

Su və karbohidrogen məhlullarında SAM-ın misellərinin ölçülərinin eksperimental ölçülməsi, həmçinin SAM molekulları qablaşdırmasının onların misellərinin formasını müəyyən edən kritik parametrinin nəzəri hesablaması üzrə neftveriminin artırılmasının ASP-texnologiyası üçün səthi aktiv maddələrin yararlılığının təhlili aparılmışdır. Müəyyən edilmişdir ki, ASP-texnologiya üçün reagentin tərkibinə mütləq molekulları su və karbohidrogen məhlullarında 100-200 nm ölçülü qovuqcuqlar (veziküllər) şəklində ola bilən SAM daxil olmalıdır. ASP-texnologiya üçün kompozisiya reagentinin tərkibində əlavə SAM və co-SAM ona görə lazımdır ki, bu reagentin bütün komponentləri lay suyunda və lay temperaturunda əsasən qovuqcuqlar (veziküllər) şəklində olsun. Göstərilmişdir ki, kritik yığılma parametrin hesablamaları ASP-texnologiya üçün SAM-ın yararlılığını proqnozlaşdırmağa imkan verir, məhlullarda SAM misellərinin ölçülərinin ölçülməsi isə onların qarışıqlarının optimal tərkibini tez tapmağa imkan verir. Reagentlərin seçilməsi üzrə işlənmiş metodikanın üstünlüyü və ASP-texnologiyanın dəyərinin azaldılmasının mümkün yolu daxili olefinsulfonat və Rusiya istehsalı olan qeyri-ionogen SAM-ın qarışığı nümunəsində nümayiş etdirilmişdir.

Açar sözlər: ASP-texnologiya; neftveriminin artırılması üsulları; mikroemulsiyalar; neft-su sisteminin faza vəziyyətləri; səthi aktiv maddələr; misellər.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Алтунина, Л. К., Кувшинов, В. А. (1995). Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма РАН.
2. Сургучёв, М. Л. (1985). Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Москва: Недра.
3. Сургучёв, М. Л., Горбунов, Т. А., Забродин, Д. П. и др. (1991). Методы извлечения остаточной нефти. Москва: Недра.
4. Мустафаев, М. К., Кайыржан, Е. К. (2017). Лабораторно-экспериментальные исследования влияния температуры рабочего агента на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти в условиях месторождения «Каражанбас». SOCAR Proceedings, 4, 66-73.
5. Гасымлы, А. М., Рзаева, С. Д., Гулу-заде, Е. Н., Гасанов, А. Г. (2012). Разработка новой композиции для извлечения остаточных запасов нефти из обводненных пластов. SOCAR Proceedings, 1, 25-29.
6. Шарипов, Р. Р., Койеджо, А. А., Куагу, Ж. М. и др. (2017). Разработка реагентов для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных пластов. SOCAR Proceedings, 2, 62-67.
7. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологии повышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
8. Hirasaki, G. J., Miller, C. A., Puerto, M. (2011). Recent advances in surfactant EOR. Houston: Rice University.
9. Wu, Z., Yang, Z., Cao, L., Wang, G. (2016). Study on performance of surfactant-polymer system in deep reservoir. SOCAR Proceedings, 1, 34-41.
10. Lake, L. W., Johns, R., Rossen, B., Pope, G. (2015). Fundamentals of enhanced oil recovery. Houston, TX: Society of Petroleum Engineers.
11. Flaaten, B. S., Nguyen, Q. P., Pope, G. A. (2007). Experimental study of microemulsion characterization and optimization in enhanced oil recovery: a design approach for reservoirs with high salinity and hardness. UT Electronic Theses and Dissertations.
12. Gao, S., Gao, Q. (2010, April). Recent progress and evaluation of ASP-flooding for EOR in Daqing Oil Field. Paper SPE-127714-MS. In SPE EOR Conference at Oil & Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers.
13. Salager, J. L., Bourrel, M., Schechter, R. S., Wade, W. H. (1979). Mixing rules for optimum phase-behavior formulations of surfactant oil water systems. Paper SPE7584-PA. SPE Journal, 19(5), 271-278.
14. Winsor, P. A. (1954). Solvent properties of amphiphilic compounds. London: Butterworths.
15. Huh, C. (1979). Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase the coexists with oil and brine. Journal of Colloid and Interface Science, 71(2), 408-426.
16. Buijse, M. A., Prelicz, R. M., Barnes, J. R., Cosmo, C. (2010, April). Application of internal olefin sulfonates and other surfactants to EOR. Part 2: The design and execution of an ASP field test. Paper SPE-129769-MS. In SPE Improved Oil Recovery Symposium.
17. Dijk, H., Buijse, M. A., Nieuwerf, D. J., et al. (2011, October) Salym chemical EOR project, integration leads the way to success. Paper SPE-136328-MS. In SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Ланге, К. Р. (2005). Поверхностно-активные вещества. Синтез, свойства, анализ и применение. СанктПетербург: Профессия.
19. Холмберг, К., Йёнссон, Б., Кронберг, Б., Линдман, Б. (2007). Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах. Москва: БИНОМ. Лаборатория знаний.
20. Семихина, Л. П., Андреев, О. В., Штыков, С. В., Карелин, Е. А. (2015). Оптимизация состава реагента для ASP-технологии повышения нефтеотдачи пластов по размерам его ассоциатов в растворе. Известия ВУЗ. Серия «Нефть и газ», 5, 114-118.
21. Семихина, Л. П., Штыков, С. В., Карелин, Е.А. (2015). Отбор реагентов для ASP-технологии повышения нефтеотдачи пластов. Нефтегазовое дело, 4, 53-71.

Məqalədə texnoloji dəniz obyektlərinin, konkret hal kimi «Neft Daşları» sahəsində yerləşən «SKS-2» - 2 saylı Sıxıcı Kompressor Stansiyasının istismar müddəti başa çatmış, həmin dövr ərzində güclü korroziyaya uğramış metal borulardan inşa edilmiş dayaq svay konstruksiyalarının əsaslı təmiri zamanı «polad köynək» konstruksiyasının tətbiq edilməsi və əsaslı təmir layihələrinin iqtisadi səmərəliliyi məsələsinə baxılır. Göstərilir ki, uzun müddət istismarda olan metal svay konstruksiyaların en kəsik sahələrinin dövri islanma zonasında korroziya səbəbindən kritik azalmasına baxmayaraq bu konstruksiyaların təkmilləşdirilmiş «polad köynək» konstruksiyalarından istifadə etməklə istismar müddətini daha 25 il artırmaq olar. Dəniz neftqazmədən qurğuları, xüsusən də texnoloji obyektlərin yerləşdiyi metal boru svay dayaqlı estakadaların və estakadayanı meydançaların təmirində ilk dəfə olaraq təkmilləşdirilmiş «polad köynək» konstruksiyalarından istifadə edilməsi təklif edilir.

Açar sözlər: texnoloji obyektlər; estakada; estakadayanı meydança; hidrotexniki qurğu; polad köynək; svay; təmir.

Ədəbiyyat siyahısı

1. РД 31.35.13-90 «Указания по ремонту гидротехнических сооружений на морском транспорте».
2. Павлов, П. А., Паршин, Л. К., Мельников, Б. Е., Шерстнев, В. А. (2003). Сопротивление материалов. Санкт-Петербург: Изд-во «Лань».
3. Sukhanov A.A. (2016) Engineering calculations of bolt connections. In: Evgrafov A. (eds) Advances in Mechanical Engineering. Lecture Notes in Mechanical Engineering. Springer, Cham.
4. Биргер, И. А., Шорр, Б. Ф., Иосилевич, Г. Б. (1979). Расчет на прочность деталей машин: Справочник. Москва: Машиностроение.

Baltaüstü ejeksiya sisteminin təkmilləşdirilmiş konstruksiyası təklif edilmişdir ki, o, məlum vurucu və vurucu-sorucu tipli şırnaqlı nasoslarla müqayisədə quyudibi dövriyyə konturunda yuyucu maye sərfinin artmasını və quyunun dibində diferensial təzyiqin azalmasını eyni zamanda reallaşdırmağa imkan verir. Təklif edilmiş ejeksiya sisteminin şırnaqlı nasosun və onun hidravlik sisteminin xarakteristika tənlikləri şəklində riyazi modeli hazırlanmışdır. Hər iki şırnaqlı nasosun xarakteristikalarını əlaqələndirən tənliklər elektroanalogiyalar üsulundan istifadə etməklə alınmışdır. Alınmış tənliklərin birgə həlli yolu ilə quyu ejeksiya quraşdırmasının maksimal FİƏ-ni təmin edən konstruktor və rejim parametrlərinin optimal nisbətləri müəyyən edilmişdir. Baltaüstü ejeksiya sisteminin konstruksiyasında quyu dibinə enerjinin verilməsi mexanizminin təkmilləşdirilməsi quyuda təzyiqin düşməsi və məhsuldar horizontun ilkin açılması müddətinin azalması hesabına quyudibi zonanın təbii kollektor xüsusiyyətlərini saxlamağa və yatağın neftverimi əmsalını artırmağa imkan verir.

Açar sözlər: baltaüstü ejeksiya sistemi; şırnaqlı nasos; quyudibi dövriyyə konturu; quyudibi zonada axınların paylanması; nasosun işçi nöqtəsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Liknes, F. (2013). Jet Pump. Trondheim: Norwegian University of Science and Engineering.
2. Zhu, H.-Y., Liu, Q.-Y. (2015). Pressure drawdown mechanism and design principle of jet pump bit. Scientia Jranica B, 22(3), 792-803.
3. Паневник, А.В., Концур, И.Ф., Паневник, Д.А. (2018). Определение эксплуатационных параметров наддолотной эжекторной компоновки. Нефтяное хозяйство, 3, 70-73.
4. Zhu, H.-Y., Liu, Q.-Y., Wang, T. (2014). Reducing the bottom – hole differential pressure by vortex and hydraulic jet methods. Journal of Vibroengineering, 16(8), 2224-2249.
5. Chen, X., Gao, D., Guo, B. (2016). A method for optimizing jet-mill-bit hydraulics in horizontal drilling. SPE Journal, 22(4), 416-422.
6. Осипов, П.Ф., Логачев, Ю.Л. (2004). Возможности уменьшения дифференциального давления в скважине без снижения плотности бурового раствора. Бурение и нефть, 9, 16-18.
7. Cholet, H., Crausse, R. (1978, October). Improved hydraulics for rock bits. In: 53rd Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AJME. Houston, USA.
8. Velychkovych, A.S., Panevnyk, D.O. (2017). Study of the stress state of the downhole jet pump housing. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 5, 50-55.

Məqalə neft sənayesi kompleksinin müəssisələrinin neqativ təsirindən ətraf mühitin mühafizəsi kimi aktual problemə həsr edilmişdir. Xüsusilə aborigen (yerli) nefti destruksiya edən mikroorqanizmlər (ANMO) konsorsiumundan istifadə etməklə, ağır neftlə çirklənmiş torpaqların bioloji təmizlənmə prosesinin tədqiqat nəticələri verilmişdir. Göstərilmişdir ki, ANMO konsorsiumunun tətbiqi neftlə çirklənmiş torpaqların yüksək biotəmizlənmə dərəcəsini təmin edir. İlkin və biodeqradasiya olmuş (bioloji parçalanmış) neftin fraksiya tərkibinin təhlili göstərdi ki, ANMO karbon və enerji mənbəyi kimi təkcə alkanlar, naftenlər və aromatik birləşmələr deyil, qatranlar və asfaltenlər kimi daha ağır fraksiyalar da istifadə edə bilərlər.

Açar sözlər: ağır neft; biotransformasiya; mikrobioloji tərkib; aborigen (yerli) neft nefti destruksiya edən mikroorqanizmlər; qatranlar; asfaltenlər; aromatik və poliaromatik birləşmələr.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Липаев, А. А., Янгуразова, З. А. (2007). Разработка месторождений природных битумов. Альметьевск: АГНИ.
2. Ягафарова, Г. Г., Акчурина, Л. Р., Федорова, Ю. А. и др. (2011). Повышение эффективности рекультивации нефтезагрязненных грунтов. Башкирский химический журнал, 18(2), 72-74.
3. Ягафарова, Г. Г., Леонтьева, С. В., Федорова, Ю. А., Сафаров, А. Х. (2015). Микробная трансформация экотоксикантов. Уфа: УГНТУ.
4. Ягафарова, Г. Г., Федорова, Ю. А., Акчурина, Л. Р. и др. (2012). Рекультивация почв, загрязненных высокоминерализованными нефтепромысловыми сточными водами. Нефтегазовое дело, 10(2), 137-139.
5. Ягафарова, Г. Г., Мазитова, А. К., Леонтьева, С. В. и др. (2016). Биоремедиация грунтов, загрязненных тяжелой нефтью. SOCAR Proceedings, 3, 75 – 80.
6. Ягафарова, Г. Г., Леонтьева, С. В., Гросберг, Я. И. и др. (2010). Способ очистки нефтезагрязненных земель путем использования аборигенных нефтеокисляющих микроорганизмов. Экология и промышленность России, 12, 20-21.
7. Ягафарова, Г. Г., Головцов, М. В., Леонтьева, С. В. и др. (2007). Способ выделения и активации консорциума аборигенных микроорганизмов-деструкторов нефти и нефтепродуктов. Патент РФ 2352630.
8. Герхардт, Ф. (1983). Методы общей бактериологии. Москва: Мир.
9. ПНД Ф 16.1:2.2.22-98. (1998). Методика выполнения измерений массовой доли нефтепродуктов в минеральных, органогенных, органо-минеральных почвах и донных отложениях методом ик-спектрометрии. СанктПетербург: АОЗТ «Спектр-М».
10. Ягафарова, Г. Г., Ильина, Е. Г., Леонтьева, С. В. и др. (2005). Способ очистки нефтешлама от нефти и нефтепродуктов. Патент РФ 2332362.

Ölkənin sosial-iqtisadi həyatının bütün sahələri ilə yanaşı, ətraf mühitin qorunması da Azərbaycan Respublikası Hökumətinin əsas prioritet istiqamətlərindən biridir. Hal-hazırda, bütün digər sahələrdə olduğu kimi, SOCAR və BP də ətraf mühitin qorunmasını qlobal problem kimi daim diqqət mərkəzində saxlayır və 2008-ci ildən Ümumdünya Bankı ilə tərəfdaşlıq çərçivəsində məşəllərdə yandırılan qazın azaldılması sahəsində qarşılıqlı əməkdaşlıq edirlər. 2011-ci ildə bu tərəfdaşlıq çərçivəsində SOCAR və BP arasında birgə işçi qrup yaradılmışdır ki, bu qrup tərəfindən AÇG yataqlarında qazın məşəllərdə yandırılmasının azaldılması istiqamətində bir sıra tədbirlər həyata keçirilmişdir. Layihənin baza ssenarisi üçün ilkin qiymət kimi 2010-2011-ci illərdə məşəllərdə yandırılmış səmt neft qazının orta hesabla 4%-i qəbul edilmişdir. Qeyd olunan layihə çərçivəsində 2012-ci ildə məşəllərdə yandırılan qazın həcminin azaldılmasına yönəldilmiş abadlaşdırma planı hazırlanmışdır. Planın həyata keçirilməsi nəticəsində yandırılan qazın həcmi 4%-dən (baza ssenarisi) 2%-ə qədər azaldılmış, 2019-cu ildə isə 0.9% səviyyəsi əldə edilmişdir. Bu layihənin nəticəsi qazın məşəllərdə yandırılmasının azaldılması, aşağı təzyiqli qazın mövcud infrastruktur vasitəsilə yığılması və nəql edilməsi, qazın istehlakçılara çatdırılması, enerji resurslarının səmərəli istifadəsi və istehlakçıların enerji əldə etməsinin yaxşılaşdırılması oldu.

Açar sözlər: layihə; əməkdaşlıq; ətraf mühit; səmt neft qazı; qazın yandırılmasının azaldılması.

Ədəbiyyat siyahısı