Hal-hazırda karbonatlı kollektorlara aid edilən çətin hasil edilən neft ehtiyatlarının 20% -dən çoxunu Volqa-Ural karbohidrogen ehtiyatları təşkil edir. Karbonat kollektorlarının mürəkkəb quruluşu və aşağı lay təzyiqi şəraitində ənənəvi turşu ilə təsirin istifadəsi az səmərə verir. Xlorid turşusu ilə təsirin səmərəliliyinin artırılması məqsədilə karbonat kollektorlarını istismar edən hasilat quyularına axının intensivləşdirilməsi üzrə aparılan işlərin effektivliyinin artırılmasına yönəldilmiş nəzəri və eksperimental tədqiqatlar aparılmışdır. Turşu məhlulunun karbonatlı kollektorların aşağı keçiricilikli intervallarına süzülməsi əks əksaxın kapilyar hopdurma mexanizmlərinin istifadəsini tələb edir. Analitik tədqiqat üsulları hopdurma proseslərinin aktivləşməsinin lay sisteminin bar göstəricilərinin qeyri-stasionarliğı şəraitində həyata keçdiyini müəyyən etməyə imkan vermişdir. Təsir prosesinin ədədi modelləşdirilməsi təsir parametrlərini optimallaşdırmağa imkan vermişdir.

Açar sözlər: quyu; quyudibi zonası; karbonatlı kollektor; lay; sıxışdırma; turşu ilə təsir; səmərəlilik.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мархасин, И. Л. (1977). Физико-химическая механика нефтяного пласта. Москва: Недра.
2. Чижов, А. П., Смирнов, В. Б. (2010) Инженерная геология. Уфа: УГНТУ.
3. Хисамутдинов, Н. И., Владимиров, И. В., Казакова, Т. Г. (2007). Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки. Санкт-Петербург: Недра.
4. Котенев, Ю. А., Чибисов, А. В. (2013). К вопросу о распределении остаточной нефти в пустотах гидрофильных и гидрофобных коллекторов месторождений на поздней стадии разработки. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 3, 5-10.
5. Иванов, Д. В. (2018) Повышение эффективности извлечения высоковязкой тяжелой нефти залежей Мелекесской впадины. Уфа: УГНТУ.
6. Сургучев, М. Л. Желтов, Ю. В., Симкин, Э. М. (1984) Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. Москва: Недра.
7. Чижов, А. П., Андреев, В. Е., Чибисов, А. В. и др. (2016) Интенсификация притока из карбонатных коллекторов для условий Волго-Урала. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 3, 35-42.
8. Андреев, В. Е., Чижов, А. П. (2009). Совершенствование солянокислотного воздействия на карбонатные коллекторы и прогнозирование его результатов. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2, 5-11.

Məqalədə neft və qaz quyularının maili qazıma texnologiyasının inkişafı məsələlərinə quyudaxili əməliyyatların modelləşdirilməsi rakusundan baxılmışdır. XX əsrdə sovet və xarici elm adamları tərəfindən işlənib hazırlanmış ənəhəmiyyətli riyazi modellər sadalanmışdır. Nümunə olaraq, ən çox istifadə olunan ilkin parametrlər metodu əsasında baltaya reaksiyanın (təsirin) hesablanması göstərilmişdir. Baltaya təsir edən sapma qüvvəsinin tipik hesablanması prosesində tirlərin əyilmə qiymətinin hesablanması üzrə məlum yanaşmadan istifadə edərək, qazma kəmərinin aşağı hissəsinin tərtibatının dayaqlarında sərhəd şərtlərini təbii şəkildə təyin etmək mümkün olmuşdur. Əldə edilən hesablama nəticələri virtual maili qazıma trenajor-proqramı əsasında kompüter modelləşdirilməsi üçün imitasiya modelinin qurulması zamanı tətbiq edilmişdir. Trenajorproqram quyunun zenit bucağının və istiqamətləndirici tərtibatın sərtliyinin baltaya təsir edən sapma qüvvəsinə təsirini, turboburun baltadan quyu divarının ən yaxın aşağı təmas nöqtəsinə qədər uzununa əyilməsini qiymətləndirməyə imkan vermişdir.

Açar sözlər: təhlil; maili-istiqamətləndirilmiş qazma; qazmanın modelləşdirilməsi; baltaya təsir; qazma kəmərinin aşağı hissəsinin tərtibatının parametrləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мухаметгалиев, И. Д., Аглиуллин, А. Х., Исмаков, Р. А., Аль-Сухили, М. Х. (2020). Этапы зарождения и развития наклонно-направленного бурения скважин для добычи полезных ископаемых. История науки и техники, 4, 53-59.
2. Мухаметгалиев, И. Д., Исмаков, Р. А., Габсалихов, А. Г. (2014). Клиновой отклонитель для забуривания боковых стволов из скважин. Патент РФ 143548.
3. Мухаметгалиев, И. Д., Аглиуллин, А. Х., Исмаков, Р. А., Мухаметгалиева, Ч. Т. (2020). История и особенности развития техники и технологии наклонно-направленного бурения нефтегазовых скважин в ХХ веке. История науки и техники, 8, 39-50.
4. Willers, Fr. A. (1941). Das Knicken schwerer Gestänge. Zeitschrift für angewandte Mathematik und Mechanik, 21(1), 43-51.
5. Григорян, А. М. (1969). Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Москва: Недра.
6. Иоанесян, Р. А. (1953). Основы теории и техники турбинного бурения. Москва: Гостоптехиздат.
7. Вудс, Г., Лубински, А. (1960). Искривление скважин при бурении. Москва: Гостоптехиздат.
8. Гречин, Е. Г., Овчинников, В. П. (2010). Проектирование технических средств для бурения искривленных скважин: учебное пособие. Тюмень: Экспресс.
9. Callas, N. P., Callas, R. Y. (1980). Boundery value problem is solved. Oil and Gas Journal, 17, 76.
10. Milheim, K. (1979). Behaving of multistabili Zers of bottom hole assembly. Oil and Gas Journal, 14(37), 27-31.
11. Toutain, P. (1981). Analizing drill string behavior. An introduction to deviation control parameters. Part I. World Oil, 5(6), 2455-2457.
12. Toutain, P. (1981). Results of dimentional study give recommendations for inclination control. Part II. World Oil, 5(7), 4341-4350.
13. Toutain, P. (1981). What effects azimuth control. Part III. World Oil, 5(9), 4976-4982.
14. Янгиров, Ф. Н., Яхин, А. Р., Матюшин, В. П., Мухаметгалиев, И. Д. (2017). Забойные телеметрические системы. Учебное пособие. Уфа: Гилем.
15. Исмаков, Р. А., Рахматуллин, Д. В., Мухаметгалиев, И. Д. (2015). Применение виртуального программы тренажера для ЭВМ "Слайд Мастер 1.18" для обучения практическим навыкам бурения нефтяных и газовых скважин с использованием забойных телеметрических систем. Нефтяная провинция, 4(4), 122-135.
16. Аглиуллин, А. Х. (2007). Возникновение и становление процессов добычи нефти в Урало-Поволжье в XVIII – XX веках. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: НИИРеактив.
17. Исмаков, Р. А., Рахматуллин, Д. В., Мухаметгалиев, И. Д. (2014). Проектирование профиля наклонно-направленной скважины с применением ЭВМ. Электронное учебно-методическое пособие. Уфа: УГНТУ.
18. Исмаков, Р. А., Рахматуллин, Д. В., Мухаметгалиев, И. Д. (2016). Квалификационный отбор инженерно-технического персонала в сфере наклонно-направленного бурения с применением инженерного тренажера "Слайд Мастер 1.18". Материалы международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» в г. Альметьевск. Альметьевский государственный нефтяной институт.
19. Исмаков, Р. А., Хафизов, А. Р., Мухаметгалиев, И. Д. и др. (2016). Анализ работы имитационных тренажерных комплексов для обучения практическим навыкам бурения. Нефтегазовое дело, 4(14), 9–13.

Məqalədə boru kəmərinin aşağı tərtibatının (BKAT) dinamiki həyəcanlanmış hissəsində yerləşən bağlı osilatorlar – elastik-özlü işçi elementlər kompleksi kimi tədqiq edilən «Perfobur» texniki sistemi üçün BKAT üsuluna baxılmışdır. Sahənin uzunluğu faza və tezliyə görə özünün üstünlük təşkil edən tezlikləri ilə (bu tezliklər faza trayektoriyalarının əldə edilmiş dinamoqram qrafiklərinin statistik işlənməsindən sonra hesablanır) bir-birindən fərqlənən kvazi harmonik dalğalar paketinin enerjisinin yayılmasının qrup sürətindən istifadə edilməsi ilə müəyyən edilir. Sonra texniki sistemin işçi elementləriözseçilmiş tezlikləri və komplektləyici qovşaqların (osillyatorların) müxtəlif əyilmə və burucu sərtliklərinin nəzərə alınması ilə yığılması həyata keçirilir. Tərtibatların dempferləyici xassələri isə «hərəkət sabitliyi qovşaqlarının» hesablanmış yerlərində oxboyu yükü dəyişkən vibroizolyasiya əmsalı ilə olan hidromexaniki tənzimləyicilərinəlavə olaraq yerləşdirilməsi iləartırılır.

Açar sözlər: perfobur (perforasiya edən qazma); qazma kəmərinin aşağı tərtibatı; dinamiki həyəcanlanmış hissə; sərtlik; kütlə; osilator; rəqslər; modulyasiya; qrup sürəti; faza trayektoriyası; spektral sıxlıqlar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Белоруссов, В. О. (1988). Подбор компоновок низа бурильной колонны для безориентированного бурения скважин за рубежом. Выпуск 8. Москва: ВНИИОЭНГ.
2. Лягов, И. А., Губайдуллин, А. Г., Лягов, А. В., Попов, А. Н. (2019). Прогнозирование рисков заклинивания для исключения возможности прихватов технической системы «Перфобур» при бурении разветвленных каналов в терригенных коллекторах. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(10), 126-136 .
3. СТО 03-144-90. (1990). Инструкция по бурению наклонно-направленных кустовых скважин в Башкирии. Уфа: БашНИПИнефть.
4. Григулецкий, В. Г., Лукьянов, В. Т. (1990). Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны. Москва: Недра.
5. Ишемгужин, И. Е., Лягов, А. В., Ишемгужин, Е. И. и др. (2000). Способ компоновки низа бурильной колонны. Патент РФ 2147669.
6. Балицкий, П. В. (1975). Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. Москва: Недра.
7. Челомей, В. Н. (1978). Вибрации в технике: справочник в 6-ти томах. Том 1. Москва: Машиностроение.
8. Лягов, И. А., Лягов, А. В., Сулейманов, И. Н., Качемаева, М. А. (2015) Создание технической системы «Перфобур» и исследование её работоспособности в сильно искривленном канале при вынужденных продольных колебаниях. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 5, 45-105.
9. Lyagov, I. A. (2014) Bottomhole formation zone completion through ultra deep multibranch channels: experimental research of a new technology. In Mine Planning and Equipment Selection Proceedings of the 22nd MPES Conference. Dresden: Springer International Publishing, 1221-1229.
10. Лягов, И. А. (2014). Анализ результатов промысловых испытаний технической системы «Перфобур». Аналитический синтез базовых узлов «Перфобура» повышенной надежности для бурения сверхдлинных каналов по прогнозируемой траектории. Нефтегазовое дело, 1, 52-76.
11. Лягов, А. В. (2005). Динамические компоновки для бурения забойными двигателями. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: УГНТУ.
12. Лягов, И. А. (2014). Обоснование и разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов разветвленными скважинами сверхмалого диаметра. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Санкт-Петербург: СПбГУ.
13. Lyagov, I. A., Vasilev, N. I., Reich, M., Mezzetti, M. (2014). Analytical research and experimental tests on the technology fov drilling small diameter channels with small radius of curvature. Oil Gas European Magazine, 40(3), 124-129.
14. Копылов, В. Е., Артюшкин, В. Н. (1983). Быстроразъемные и упругие соединения бурильных труб. Тюмень: ТГУ.
15. Лягов, А. В., Лягов, И. А. (2014). Выбор допустимых радиусов кривизны скважин сверхмалого диаметра (каналов) для технической системы «Перфобур». Экспозиция Нефть и Газ, 6, 47-52.

«Samaraneftegaz» ASC-də son illər layların proppant hidravlik yarılmasının azalması və turşu ilə stimulyasiyanın artması istiqamətində dayanıqlı trend nəzərə çarpır. «Samaraneftegaz» SC-nin karbonatlı kollektorlarında əvvəllər həyata keçirilmiş hidravlik yarılma işlərini, həmçinin dünya təcrübəsini təhlil edərək, karbonatlı kollektorlarda hidravlik yarılmanın effektivlik müddətinin turşu hidroyarılmasının ayırıcı agent (proppant) ilə kombinasiyası hesabına artırılmasına nail olunacağını güman etmək olar. Burada əsas qum daşıyıcı maye kimi tikilmiş turşu qeli xidmət göstərə bilər. Lakin bununla belə, karbonatlı kollektorlarda əsas qum daşıyıcı agent kimi turşu qelinin istifadə edildiyi təcrübələrə baxılarkən bu kollektorların geoloji şərtlərinin fərqli olması səbəbindən proppant hidravlik yarılma texnologiyasının tikilmiş turşu qeli ilə tətbiqinin məqsədəuyğunluğu bir sıra araşdırmalar tələb edir.

Açar sözlər: terrigen laylar; karbonatlı; silisiumlu kollektorlar; hidravlik yarılma; proppant.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Парфенов, А. Н., Шашель, В. А., Ситдиков, С. С. (2007). Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз». Нефтяное хозяйство, 11, 38-41.
2. Топал, А. Ю., Фирсов, В. В., Усманов, Т. С. и др. (2020). Региональные аспекты проведения ГРП в ОАО «Удмуртнефть». Нефтяное хозяйство, 4, 44-48.
3. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Летичевский, А. Е. и др. (2014). Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области. Нефтяное хозяйство, 11, 65-69.
4. Запорожец, Е. П., Шостак, Н. А., Антониади, Д. Г., Савенок, О. В. (2014). Способ гидравлического разрыва пласта. Патент РФ 2507389.
5. Исмагилов, А. Ф., Манасян, А. Э., Хамитов, И. Г. и др. (2014). Разработка месторождений Самарской области (от практики к стратегии). Самара: ООО «Издательство «Нефть. Газ. Новации».
6. Бурштейн, М. А., Кошелев, А. Т., Вартумян, А. Г., Гилаев, Г. Г. (2003). Проблемы прогнозирования состояния фильтров в пескопроявляющих скважинах. Сборник трудов КубГТУ, XIX, 3, 236-242.
7. Oliveir, H. A., Li, W., Maxey, J. E. (2013, October). Invert emulsion acid for simultaneous acid and proppant fracturing. OTC-24332-MS. In OTC Brasil.
8. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
9. Гилаев, Г. Г., Хисметов, Т. В., Бернштейн, А. М. и др. (2009). Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 8, 64-67.
10. Bale, A., Smith, M. B., Klein, H. H. (2010, September). Stimulation of carbonates combining acid fracturing with proppant (CAPF): A revolutionary approach for enhancement of sustained fracture conductivity and effective fracture halflength. SPE-134307-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
11. Suleimanov, R. I., Zainagalina, L. Z., Khabibullin, M. Y., et al. (2018). Studying heat-affected zone deformations of electric arc welding. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering.
12. Rickman, R., Mullen, M. (2008, September). A practical use of shale petrophysics for stimulationdesign optimization: All shale plays are not cloning of the Barnett Shale. SPE-115258-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
13. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидкихсистемпри сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
14. Гилаев, Г. Г., Горбунов, В. В., Кузнецов, А. М. и др. (2012). Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК "Роснефть". Нефтяное хозяйство, 11, 22-24.
15. Глущенко, В. Н., Пташко, О. А., Харисов, Р. Я., Денисова, А. В. (2010). Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем.
16. Kadochnikova, L. M., Pichugin, O. N., Chebakov, A. A. (2002). Analytical technique for gel treatment prediction of production and injection wells in a stratified reservoir. Iranian Journal of Science & Technology. Transaction B, 26(B2), 205-216.
17. 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.
18. Коннов, Ю. Д., Сидоркин, Д. И., Хабибуллин, М. Я. (2018). Механизация технологического процесса спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
19. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24.
20. Zaichenko, A. Yu., Glazov, S. V., Salgansky, E. A. (2017). Filtration combustion of viscous hydrocarbon liquids. Theoretical Foundations of Chemical Engineering, 51(5), 673-679.
21. Orlov, M. S., Roschin, P. V., Struchkov, I. A., Litvin, V. T. (2015). The application of x-ray micro computed tomography (micro-CT) of core sample for estimation of physicochemical treatment efficiency. SPE-176600-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference.
22. Dubinsky, G. S. (2015). On the response of fractal structures of fluid-saturated reservoir rocks under wave impact. In The Collection of Scientific Papers. The Development of Science in the 21st Century: Natural and Technical Sciences. New York: Ron Bee & Associates.
23. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геологотехнологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
24. Хабибуллин, М. Я., Сулейманов, Р. И. (2019). Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления. Нефтегазовое дело, 17(5), 93-98.
25. Nsoga, V. N., Hona, J., Pemha, E. (2017). Numerical simulation of heat distribution with temperature-dependent thermal conductivity in a two-dimensional liquid flow. International Journal of Nonlinear Sciences and Numerical Simulation, 18(6), 507-513.
26. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Шевчук, Т. Н., Рощин, П. В. (2018). Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта. Нефтяное хозяйство, 4, 70-73.
27. Khabibullin, M. Ya. (2019). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering.
28. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
29. Ямалетдинова, К. Ш., Халадов, А. Ш., Дудников, Ю. В. и др. (2017). Эффективность кислотных обработок нагнетательных скважин. Успехи современного естествознания, 12, 278-283.
30. Assem, A. I., Nasr-El-Din, H. A., De Wolf, C. A. (2013). Formation damage due to iron precipitation in carbonate rocks. SPE-165203-MS. In SPE European Formation Damage Conference & Exhibition.
31. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
32. Rady, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015). Iron precipitation in calcite, dolomite and sandstone cores. SPE-176574-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference.
33. Rabie, A. I., Nasr-El-Din, H. A. (2015). Sodium gluconate as a new environmentally friendly iron controlling agent for HP/ HT acidizing treatments. SPE-172640-MS. In SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference.
34. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Рощин, П. В. (2015). Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(3). http://www.ngtp.ru/rub/11/36_2015.pdf.
35. Шакен, М. Ш. (2019). Исследование применимости кислотной обработки в конгломератных коллекторах. SOCAR Proceedings, 4, 23-31.

Neft ehtiyatlarının işlənmə dərəcəsinin kifayət qədər yüksək olmamaması ilə xarakterizə olunan neft yatağı qruplarının şərati üçün obyektlərin geoloji quruluşunun xassələrini xarakterizə edən və neft çıxarma əmsalına yüksək təsir göstərən parametrlərin istifadəsi ilə obyektlərin identifikasiyası alqoritmi təklif olunur. Təklif olunan alqoritm obyektlər və orada baş verən proseslər haqqında məlumatların məqsədyönlü seçilməsi, aşağı sıxlıq şəraitində qeyri-müəyyənliklərin aradan qaldırılması, real vaxt rejimində qərarqəbuletmə imkanlarının yaranması, cari problemlərin optimal həlli yollarının müəyyənləşdirilməsi, yanlış qərar qəbuletmə ehtimallarının azaldılması, hədəflərə çatma trendinin əsaslandırılması yolu ilə neftçıxarma obyektlərinin idarə edilməsinin effektivliyinin yüksəldilməsi üçün analogiya üsulunun əsaslandırılmasına və istifadəsinə imkan verir.

Açar sözlər: analogiya üsulu; differensasiya; ehtiyatların işlənmə dərəcəsi; hasilat obyektlərinin işləməsinin idarə edilməsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Миловидов, В. Д. (2015). Проактивное управление инновациями: составление карты знаний. Нефтяное хозяйство, 8, 16-21.
2. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
3. Белонин, М. Д., Голубева, В. А., Скублов, Г. Т. (1982). Факторный анализ в геологии. Москва: Недра.
4. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
5. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
6. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е.,.С.Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
7. Кудряшов, С. И., Белкина, Е. Ю., Хасанов, М. М. и др. (2015). Количественные методы использования аналогов в задачах разведки и разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 4, 43-47.
8. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенев Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
9. Мухаметшин, В. В. (2017). О необходимости и создании единого комплексного метода геолого-промыслового анализа и обобщения эффективности воздействия на призабойную зону пласта. Нефтяное хозяйство, 4, 80-84.
10. Орлова, И. О., Захарченко, Е. И., Скиба, Н. К., Захарченко, Ю. И. (2014). Методический подход к классификации месторождений и поиску месторождений-аналогов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 16-18.
11. Плынин, В. В., Уразов, С. С., Кожемякин, А. А., Трахачева, Е. А. (2015). Метод экспресс-оценки технологических показателей новых проектов. Нефтяное хозяйство, 9, 102-105.
12. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, C. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33-39.
13. Токарев, М. А. (1990). Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Москва: Недра.
14. Allan, J., Sun, S. Q. (2003). Controls on recovery factor in fractured reservoirs: lessons learned from 100 fractured fields. SPE-84590-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
15. Андреева, Н. Н., Валиуллин, И.М. (2015). Изучение международного опыта создания полигонов для испытаний техники и технологий, применяемых в ТЭК. Нефтяное хозяйство, 7, 107-111.
16. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. В., Андреев, А. В., Султанов, Ш. Х. (2017). Некоторые результаты опробования методики прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов. SOCAR Procеedings, 4, 83-87.
17. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40-50.

Məqalədə Urenqoy neftqazkondensat yatağının senoman çöküntülərinə məxsus hasilat quyularının quyudibində maye yığılması problemi göstərilmişdir. Maye fazasının qaz axını vasitəsilə çıxarılması məqsədilə quyuların konsentrik lift kəmərlərilə istismarına keçilməsinin şərtləri verilmişdir. Mayenin quyudibindən çıxarılmasının təmin edilməsi məqsədilə Urenqoy yatağının quyularının konsentrik lift kəmərlərilə istismarı rejiminin hesablanması üçün metodikaya baxılmış, proqram kompleksinin köməyi ilə həmin texnologiyaya əsasən məhsul hasilatının mürəkkəbləşmələrsiz aparılmasına imkan verən kritik qaz debeti müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: konsentrik lift kəməri; quyuların öz-özünə boğulması; qaz hasilatı; quyudibində mayenin yığılması; kritik debetin hesablanma alqoritmi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Юшин, Е. С. (2019). Техника и технология текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Ухта: УГТУ.
2. Р Газпром 2-3.3-556-2011. (2011). Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам. Москва: ОАО «Газпром». 3. Минликаев, В.
3. Дикамов, Д. В., Корякин, А. Ю. и др. (2014). Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сеноманских залежей. Газовая промышленность, 3, 85-88.
4. Минликаев, В. З., Дикамов, Д. В., Мазанов, С. В. и др. (2015). Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами. Газовая промышленность, 5, 85-88.
5. СТО Газпром 2-2.3-1017-2015. (2015). Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам. Москва: ОАО «Газпром».
6. Шулятиков, В. И., Гереш, Г. М., Плосков, А. А. (2013). Опыт применения и дальнейшие перспективы внедрения технологий и оборудования для контроля и эксплуатации скважин месторождений Большого Уренгоя /сборник научных трудов ООО «Газпром добыча Уренгой» «Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса». Мосвка: «Издательский дом Недра», 349-357.
7. Дикамов, Д. В., Шулятиков, И. В., Мельников, И. В. (2010). Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье. Материалы VIII Всероссийской научно-технической конференции посвященной 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». Москва: РГУ нефти и газа.
8. Минликаев, В. З., Дикамов, Д. В., Глухенький, А. Г. и др. (2010). Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения. Газовая промышленность, 2, 76-77.
9. Дикамов, Д. В., Шулятиков, И. В. (2008). Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам: опыт и перспективы. Наука и техника в газовой промышленности, 4, 11-19.
10. Дикамов, Д. В., Минликаев, В. З., Имшенецкий, М. А., Шулятиков, И. В. (2011). Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам. Нефтегаз, 1, 64-67.

Məqalədə karbonatlı kollektorlarda turşu ilə layın hidravlik yarılması (LHY) texnologiyalarının səmərəli tətbiqi problemlərinə baxılmışdır. Dəniz şelfinin qaz-kondensat yataqlarının məhsuldar çöküntülərinin işlənməsinin və dağ-mədən avadanlıqlarının geoloji mədən şərtlərinə uyğunlaşdırılmış, turşu ilə işlənilən optimal LHY texnologiyası əsaslandırılmışdır. Namizəd quyularının konkret geoloji hasilat şərtləri üçün proqnozlaşdırılan debet hesablanmasının və dizaynının nəticələri təqdim olunmudur.

Açar sözlər: karbonatlı kollektor; qaz-kondensat yatağı; neft hasilatının intensivləşdirilməsi; turşu ilə layın hidravlik yarılması; basıcı maye; propant; işləmənin dizaynı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Смурыгин, В. И., Рабаев, Р. У., Блинов, С. А. и др. (2019). Обоснование технологии интенсификации добычи газа из продуктивных пластов с различными типами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(2), 75–82.
2. Смурыгин, В. И., Рабаев, Р. У., Муслимов, Б. Ш., Султанов, Ш. Х. (2018). Обоснование причин снижения продуктивности скважин газовых и газоконденсатных месторождений на морском шельфе. Экспозиция «Нефть Газ», 1(61), 46–51.
3. Карачарова, Ю. В., Безносиков, А. Ф. (2016). Технологии при проведении геолого-технических мероприятий на газовых скважинах. Материалы международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле», посвященной 60-летию филиала.
4. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7. 92-95.
5. Иванов, С. И. (2006). Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. Москва: «Недра-Бизнесцентр».
6. Frenier, W., Wilson, D., Crump, D., Jones, L. (2000, October). Use of highly acid-soluble agents in well stimulation services. SPE-63242-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
7. Байков, Н. М. (2003). Новые технологии кислотных обработок продуктивных пластов. Нефтяное хозяйство, 3, 114.
8. Магадова, Л. А., Пономарева, В. В., Давлетшина, Л. Ф., Мухин, М. М. (2010). Исследование ксантановых загустителей, применяемых в технологиях кислотного гидравлического разрыва пласта. Технологии нефти и газа, 2, 25-28.
9. Ермилов, О. М., Алиев, З. С. (2009). Эксплуатация газовых скважин. Москва: Наука.
10. Желтов, Ю. П. (2006). Разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва: Недра.
11. Гвоздев, Б. П., Гриценко, А. И., Корнилов, А. Е. (1988). Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: Недра.
12. Середа, Н. Е., Нифантов, В. И., Малышев, С. В. (2005). Оценка параметров трещины при проведении кислотного ГРП в скважинах, вскрывающих карбонатные пласты. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 7, 17-19.
13. Харисов, Р. Я. (2011). Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 2, 78-82.
14. Гасумов, Р. А., Суковицын, В. А., Гаврилов, А.А. и др. (2017). Реагентные композиции, направленные на восстановление и повышение производительности газовых скважин со сложными горно-геологическими условиями. Нефть. Газ. Новации, 8, 52–57.

Qeyri-stasionar suvurmanın (qapalı neftli məsamələrin kapilyar hopdurulması prosesinin sürətləndirilməsi) səmərəliliyinin daha da artırılması üçün vurucu quyuların quyudibində vurulan mayedə impulslar yaradan, pakerlə olan qurğu quraşdırılır. Məqalədə bu məqsədlər üçün işlənib hazırlanmış qurğudan bəhs olunur. Qurğunun riyazi modeli və əsas çıxış işçi parametrlərin təyin edilməsi üçün ifadələrin nəticəsi verilir. Nəzəri hesablamaların müqayisəsi üçün qurğunun stend sınaqlarının nəticələri göstərilir. Əvvəl aparılan elmi-tədqiqat işlərinin nəzərə alınması ilə, əsərin müəllifləri tərəfindən bu qurğuların lay təzyiqinin saxlanılması sistemində qeyri-stasionar suvurma üçün istifadəsinin effektivliyi əsaslandırılır. Qurğuların 2015-2016-cı illərdə «Rosneft» Neft Şirkətinin yataqlarındakı sənaye tətbiqinə dair ilkin müsbət məlumatlar təqdim olunur.

Açar sözlər: qeyri-stasionar suvurma; dərəcə sırası; Ritz ortalama metodu; elliptik inteqral.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Владимиров, И. В., Альмухаметова, Э. М., Варисова, Р. Р. (2016). Анализ влияния нестационарного заводнения на результаты гидродинамических исследований скважин. Нефтепромысловое дело, 10, 55-57.
2. Suleimanov, R. I., Gabdrakhimov, M. S., Khabibullin, M. Y., et al. (2018). The study of hydraulic hammer device in drilling tool assembly in hydraulical rotary drilling. International Journal of Engineering and Technology (UAE), 7(2), 28-30.
3. Гусева, Д. Н., Курбанова, Г. Я., Васильев, В. В. (2016). Оценка эффективности нестационарного заводнения для послойно-неоднородных залежей при различных подвижностях нефти. Нефтепромысловое дело, 4, 20-23.
4. Khabibullin, M. Ya., Suleimanov, R. I. (2018). Selection of optimal design of a universal device for nonstationary pulse pumping of liquid in a reservoir pressure maintenance system. Chemical and Petroleum Engineering, 54(3-4), 225-232.
5. Хабибуллин, М. Я., Сулейманов, Р. И. (2019). Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления. Нефтегазовое дело, 17(5), 93-98.
6. Гилаев, Г. Г., Горбунов, В. В., Кузнецов, А. М. и др. (2012). Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство, 11, 22-24.
7. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
8. Коннов, Ю. Д., Сидоркин, Д. И., Хабибуллин, М. Я. (2018). Механизация технологического процесса спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
9. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса Самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
10. Аббасов, Э. М., Агаева, Н. А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пластскважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84.
11. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Летичевский, А. Е. и др. (2014). Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области. Нефтяное хозяйство, 11, 65-69.
12. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24.
13. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
14. Тимошенко, С. П., Янг, Д. Х., Уивер, У. (1985). Колебания в инженерном деле. Москва: Машиностроение.
15. Корн, Г. А., Корн, Т. М. (1984). Справочник по математике для научных работников и инженеров. Москва: Наука.
16. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
17. Bale, A., Smith, M. B., Klein, H. H. (2010, September). Stimulation of carbonates combining acid fracturing with proppant (CAPF): a revolutionary approach for enhancement of sustained fracture conductivity and effective fracture half-length. SPE-134307-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
18. Suleimanov, R. I., Zainagalina, L. Z., Khabibullin, M. Y., et al. (2018). Studying heat-affected zone deformations of electric arc welding. Paper 032053. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering.

Məqalədə istismar şəraitində baş verən dəyişikliklər zamanı boru kəmərlərinin yerdəyişmələrinin monitorinqini aparmağa, həmçinin əlverişsiz proseslərin (qruntların donunun açılması, taliklərin əmələ gəlməsi, istilik izolyasiyasının pozulması) modelləşdirilməsini yerinə yetirməyə imkan verən metodika təqdim olunmuşdur. Boru kəmərinin gərginlik-deformasiya vəziyyətinin hesablanmasında istifadə olunan qruntun hesablanmış mexaniki xarakteristikasının (bu temperatur və rütubətdən asılı olur) əldə edilməsi üçün eksperiment planlaşdırılması aparılmışdır. Boru kəməri ətrafındakı donun açılma areolunun radiusunun və temperatur sahəsinin təyin edilməsi üçün riyazi kompüter modeli hazırlanmışdır. Qruntun donunun açılması zamanı boru kəmərinin yerdəyişmələrinin sonlu element alizində eksperiment məlumatlarından istifadə edilməsi üçün bu məlumatların əks olunduğu şablon təqdim olunmuşdur.

Açar sözlər: çoxillik donuşluq qruntları; uzununa yerdəyişmə; monitorinq; istismar şərtləri; gərginlik-deformasiya vəziyyəti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Коптев, Д. П. (2020). Норильский разлив: уроки и последствия. Бурение и нефть, 8, 3-9.
2. Дерцакян, А. К., Волков, Б. Г., Зайцев, Л. А. и др. (1997). Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Ленинград: Недра.
3. Дерцакян, А. К., Васильев, Н. П. (1978). Строительство трубопроводов на болотах и многолетнемерзлых грунтах. Ленинград: Недра.
4. Карнаухов, Н. Н., Кушнир, С. Я., Горелов, А. С., Долгих, Г. М. (2008). Механика мерзлых грунтов и принципы строительства нефтегазовых объектов в условиях севера. Москва: Центрлитнефтегаз.
5. Пульников С. А., Сысоев, Ю. С., Марков, Е. В. (2016). Взаимодействие подземных трубопроводов с мерзлыми грунтами: учебное пособие. Тюмень: Тюменский индустриальный университет.
6. Цытович, Н. А. (2010). Механика мерзлых грунтов. Общая и прикладная: учебное пособие. Москва: Книжный дом «Либроком».
7. Макарычева, Е. М., Ларионов, В. И., Новиков, П. А. (2013). Экспериментальные исследования ореола оттаивания для верификации и калибровки прогнозных математических моделей. Вестник МГТУ им. Н. Э. Баумана. Серия «Естественные науки», 1(48), 109–116.
8. Новиков, П. А. (2015). Выявление опасных участков вдоль нефтепровода в мерзлых грунтах. Материалы международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». Уфа: Институт проблем транспорта энергоресурсов Республики Башкортостан.
9. Новиков, П. А., Александров, А. А., Ларионов, В. И. (2013). Оценка результатов прогнозирования ореола оттаивания вокруг трубопровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами. Вестник МГТУ им. Н.Э.Баумана. Серия «Естественные науки», 1(48), 73–81.
10. Аскаров, Р. М., Гумеров, А. К., Каримов, Р. М., Шамилов, Р. М. (2020). Оценка влияния радиуса изгиба при расчетах продольных напряжений длительно эксплуатируемых трубопроводов. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 3, 234-242.
11. Гаррис, Н. А., Закирова, Э. А., Русаков А. И. (2017). Сопряженная задача регулируемого теплообмена нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах. Нефтегазовое дело, 1(16), 54-61.
12. Гаррис, Н. А., Закирова, Э. А. (2017). О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты. Территория «Нефтегаз», 1-2, 100-106.
13. Бахтизин, Р. Н., Султаномагомедов, С. М., Султанмагомедов, Т. С. и др. (2020). Экспериментальные исследования сопротивления мерзлого грунта продольным перемещениям трубопровода при изменении температуры и влажности. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 3, 243-251.
14. Адлер, Ю. П., Маркова, Е. В., Грановский, Ю. В. (1976). Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. Москва: Наука.
15. Гишкелюк, И. А., Станиловская, Ю. В., Евланов, Д. В. (2015). Прогнозирование оттаивания многолетнемерзлых грунтов вокруг подземного трубопровода большой протяженности. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 1, 20-25.
16. Гишкелюк, И. А., Станиловская, Ю. В. (2013). Компьютерное 3D моделирование ореола оттаивания грунтов с повторно-жильными льдами вокруг нефтепровода. Трубопроводный транспорт. Теория и практика, 6, 14-21.
17. Цытович, Н. А. (1963). Механика грунтов. Москва: Госстройиздат.
18. Nishimura, S., Gens, А., Olivella, S., Jardine, R.J. (2009). THM-coupled finite element analysis of frozen soil: formulation and application. Geotechnique, 3, 159-171.
19. Li, H., Lai, Y., Wang, L., et al. (2019). Review of the state of the art: interactions between a buried pipeline and frozen. Cold Regions Science and Technology, 171-186.
20. Бородавкин, П. П. (1973) Подземные трубопроводы. Москва: Недра.
21. Димов, Л. А., Димов И. Л. (2015). Общая устойчивость подземных МГ в продольном направлении: методы определения и расчета. Газовая промышленность, 3, 40-44.

Məqalədə akril monomerlərinin akril polimerlərə çevrilməsi haqda materiallar şərh edilmişdir. Analoji olaraq akrilonitril əsasında polimer və sopolimerlərin metal törəmələri alınmışdır. Kvant-kimyəvi hesablamalar əsasında polimer və sopolimer materialların parametrləri müəyyənləşdirilmişdir. Bunların əsasında membranların alınması üçün akrilonitril polimer komplekslərini proqnozlaşdırmağa imkan yaranır.

Açar sözlər: komplekslər; kvant-kimyəvi hesablamalar, qətranlar, sopolimer, akrilnitril.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Беркович, А. К., Cергеев, В. Г., Медведев, В. А., Малахов, А. П. (2010). Синтез полимеров на основе акрилонитрила. Москва: МГУ им. М.В.Ломоносова.
2. Торопцева, А. М., Белогородецкая, К. В., Бондаренко, В. М. (1972). Лабораторный практикум по химии и технологии высокомолекулярных соединений /под ред. проф. А. Ф. Николаева. Ленинград: «Химия».
3. Миронов, В. А., Янковский, С. А. (1985). Спектроскопия в органической химии. Москва: Химия.
4. Granovsky, Alex A., Firefly version 8. http://classic. chem.msu.su/gran/firefly/index.html
5. Perdew, J. P., Burke, K., Enzerhof, M. (1996). Generalized gradient approximation made simple. Physical Review Letters, 77(18), 3865-3886.
6. Schäfer, A., Horn, H., Ahlrichs, R. (1992). Fully optimized contracted Gaussian basis sets for atoms Li to Kr. Journal of Chemical Physics, 97(4), 2571-2573.
7. Гордон, А., Форд, Р. Спутник химика. (1976). Москва: Мир.
8. Лурье, Ю.Ю. (1971). Справочник по аналитической химии. Москва: Химия.
9. Энциклопедия полимеров /под ред. Каргина В.А. (1972). Москва: Советская энциклопедия. Т. 1.
10. Мовсум-заде, Н. Ч., Сафиуллина, И. И. (2012). Синтез и свойства полимерных комплексов переходных металлов. Промышленное производство и использование эластомеров, 4, 20-22.
11. Мовсум-заде, Н. Ч., Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И. (2013). Получение полимерных комплексов на основе сополимера акрилонитрила и стирола. Промышленное производство и использование эластомеров, 1, 12-17.
12. Мовсум-заде, Н. Ч., Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И. (2013). Получение полимерных комплексов переходных металлов и сополимера АБС. Промышленное производство и использование эластомеров, 2, 16-21.
13. Сафиуллина, И. И., Ганиева, Р. М., Мовсум-заде, Н. Ч. (2013). Теоретическое исследование особенностей строения некоторых виниловых мономеров. Башкирский химический журнал, 20(3), 103-107.
14. Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И., Сырлыбаева, Р. Р., Мовсум-заде, Н. Ч. (2014). Синтез металл-полимерных комплексов на основе полиакрилонитрила и сополимера. Нефтепереработка и нефтехимия, 6, 34-38.
15. Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И., Сырлыбаева, Р. Р., Мовсум-заде, Н. Ч. (2014). Синтез металл-полимерных комплексов на основе полиакрилонитрила и сополимера. Промышленное производство и использование эластомеров, 4, 8-13.
16. Гусейнова, С. Н., Бабаев, Э. Р., Мовсум-заде, Н. Ч. и др. (2015). Комплесооброзование солей переходных металлов с некоторыми кремнийорганическими нитрилами: термодинамика, механизм реакций и практические свойства. SOCAR Proceedings, 3, 66-76.
17. Сафиуллина, И. И., Дубинина, А. Е., Бабаев, Э. Р., Мовсумзаде Э. М. (2015). Комплексы нитрильных сополимеров как эффективные антимикробные присадки. Промышленное производство и использование эластомеров, 2, 16-19.
18. Сафиуллина, И. И., Дубинина, А. Е., Бабаев, Э. Р., Мовсумзаде Э. М. (2015). Комплексы акрилонитрила и его сополимеров как эффективные антимикробные присадки. Нефтепереработка и нефтехимия, 11, 39-42.
19. Сафиуллина, И. И., Беляева, А. С., Сырлыбаева, Р. Р. и др. (2015). Синтез и свойства металл-полимеров на основе полиакрилнитрила и акрилонитрил-бутадиен-стирольных каучуков и солей Zn, Cu, Ni, Co, Fe. Башкирский химический журнал, 22(4), 26-32.
20. Syrlybaeva, R. R., Movsum-zade N. Ch., Safiullina I. I., et al. (2015). Polymer-metal complexes of polyacrylonitrile and its copolymers: synthesis and theoretical study. Journal of Polymer Research, 22(6), 100.
21. Гусейнова, С. Н., Мовсум-заде, Н. Ч., Мовсумзаде, Э. М., Сафиуллина, И. И. (2016). Термодинамика реакций синтеза циклодиметилсиликонов из диметилсиликона. Нефтегазохимия, 2, 59-63.
22. Сафиуллина, И. И., Пузин, Ю. И., Сырлыбаева, Р. Р. и др. (2016). Термодинамика реакций комплексообразования солей d-элементов с акрилонитрил-бутадиенстиролом. SOCAR Proceedings, 2, 73-80.
23. Сабитова, Г. Ф., Каримов, Э. Х., Сафиуллина, И. И. и др. (2016). Углепластики (карбопластики, углеродопласты) – композиты, армированные углеродными волокнами. Промышленное производство и использование эластомеров, 3, 22-29.
24. Сафиуллина, И. И., Беляева, А. С., Пузин, Ю. И. и др. (2016). Получение металл-полимерных комплексов полиакрилонитрила с солями кадмия, хрома и марганца. Промышленное производство и использование эластомеров, 1, 3-7.
25. Каримов, Э. Х., Каримов, О. Х., Сафиуллина, И. И., Мовсум-заде, Э. М. (2016). Армирующие наполнители эластомеров, полимеров, пластиков и каучуков. Промышленное производство и использование эластомеров, 1, 15-22.
26. Мамедова, П. Ш., Бабаев, Э. Р., Беляева, А. С. и др. (2016). Антиокислительные и антимикробные свойства серосодержащих производных фенолов. Башкирский химический журнал, 23(4), 84-89.

Məqalə neft yataqlarının işlənməsi layihələrinin həyata keçirilməsi zamanı spesifik layihə məhdudiyyətlərinin müəyyənləşdirilməsi və qiymətləndirilməsinə həsr edilmişdir. Layihə məhdudiyyətlərinin müəyyənləşdirilməsi, qiymətləndirilməsi və idarəedilməsi üsullarının mərhələli ardıcıllığı formalaşdırılmışdır. Layihə məhdudiyyətlərinin idarə edilməsi səviyyələrinin xarakteristikası verilmiş və hər səviyyəyə görə menecerin hərəkətləri müəyyənləşdirilmişdir. Məhdudiyyət dərəcələrini təyin etmək üçün məhdudiyyətin baş vermə
ehtimalını və layihənin nəticəsinə təsir səviyyəsini nəzərə alan metodika təklif olunmuşdur. Layihə məhdudiyyətlərinin idarəedilmə səviyyələrinin qiymətləndirilməsi üçün şkalalar üzrə bal qiymətləri sistemi müəyyən edilmişdir. Layihənin riskliliyi ilə layihə məhdudiyyətlərinin idarəedilmə səviyyələri arasında qarşılıqlı əlaqə təyin edilmişdir. İdarəolunmayan və qismən idarəolunan məhdudiyyətlər layihə risklərinin növbəti identifikasiyası və qiymətləndirilməsi sahəsi hesab edilir. Təklif olunan konsepsiya layihə rəhbərinə və potensial investorlara layihədə iştirak etmənin məqsədəuyğunluğu haqqında qərar qəbul etmək üşün zəruri məlumatlar verəcək və riskləri qarşılaya biləcək üsulları qabaqcadan nəzərdə tutmağa imkan verəcəkdir.

Açar sözlər: layihə məhdudiyyətləri; risk; neft yataqlarının işlənməsi layihəsi; idarəedilmə səviyyəsi; məhdudiyyət dərəcəsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Nielsen, K.R. (2007, September) Current risk management issues in the oil & gas industry. In 2007 Deutsche Bank Oil & Gas Conference. London, UK – 27 September 2007. http://www.pegasus-global.com/assets/newsletters/2009/06/ Deutsche-Bank-Oil-and-Gas-Conf-2007.pdf.
2. Гагаев, С. Ю. (2013). Особенности рисков в нефтедобывающей промышленности http://www.sworld.com.ua/ konfer33/462.pdf/2013
3. Юшков, И. Р., Хижняк, Г. П. (2013). Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Пермь: ПНИППУ.
4. Тасмуханова, А. Е. (2016). Существующие методы управления рисками и их применимость в проектах разведки и разработки нефтегазовых месторождений. Вестник экономики и менеджмента, 1, 88-92.
5. Dettmer, H. W. (1998). Constraint theory a logic-based approach to system improvement. Milwaukee, WI: ASQ Quality Press.
6. Leach, L. P. (2006). Critical chain project management. USA: Artech House Publishers Development Library.
7. ГОСТ Р 54869-2011. Проектный менеджмент. Требования к управлению проектом. Москва: Стандартинформ.
8. Гамилова, Д. А., Герасимова, М. В., Мусина, Д. Р. и др. (2016). Основы управления проектами. Уфа: УГНТУ.
9. Авдеева, Л. А., Герасимова, М. В. (2015). Проблемы стандартизации управления нефтегазовыми инвестиционными проектами. Интернет-журнал «Науковедение», 7(3), 23EVN315.
10. A guide to the project management body of knowledge (PMBOK® Guide) – Fifth Edition. http://www.pmi.org
11. ISO 21500 . Guidance on project management. http:// www.projectprofy.ru/
12. Badiru, A. B., Osisanya, S. O. (2013). Project management for the oil and gas industry: a world system approach. USA: CRC Press, Taylor & Francis Group.
13. Skogdalen, J. E. (2011). Risk management in the oil and gas industry. Integration of human, organisational and technical factors. University of Stavanger Norway.
14. Соколов, В. Г., Токарев, А. Н. (2008). Анализ инновационных проектов в условиях неопределенности /в сборнике научных трудов по материалам межрегиональных и научных конференций, под общ. ред. Н.В Фадейкиной. Ч.2, Т.1. Новосибирск: САФБД.
15. Герасимова, М. В., Ямилова, Я. В. (2017). Методические аспекты формирования системы стратегического управления рисками нефтегазовых проектов. Евразийский юридический журнал, 5(108), 331-335.
16. Suda, Kh. A., Abdul Rani N.S., Rahman, H. A., Chen, W. (2015). A review on risks and project risks management: oil and gas industry. International Journal of Scientific & Engineering Research, 6(8), 938-943.

Torpağın və su hövzələrinin neft və neft məhsullarından təmizlənməsinin ən effektiv üsullarından biri neft oksidləşdirici bakteriyaların istifadə edildiyi biotexnoloji metoddur. Lakin onların istehsalı kifayət qədər mürəkkəb prosesdir və bu prosesin yerinə yetirilməsi zamanı insan orqanizminə çoxlu sayda zərərli amillər təsir göstərir. Məqalədə sənaye fermenterinin CIP (Cleaningin Place) təmassız təmizləmə sistemi vasitəsilə təmizlənməsi prosesinə baxılmışdır. Sterilizasiya prosesi zamanı kəskin buxarın verilməsi üçün avtomatik dozalayıcı klapan təklif edilmişdir. Bu isə insan faktorunu və işçilərin fermenterin təmizlənməsi üçün istifadə olunan səthi-aktiv maddələrlə zəhərlənməsi riskini azaldır.

Açar sözlər: fermenter; bioreaktor; səthi-aktiv maddələr; dozalayıcı klapan; neft oksidləşdirici bakteriyalar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Кускильдин, Р. А., Закирова, З. А., Люмьер, В. В. (2016). Совершенствование уровня промышленной безопасности и охраны труда при проведении огнеопасных работ. Сборник статей, докладов и выступлений IX Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники – 2016».
2. Онищенко, Г. Г., Новиков, С. М., Рахманин Ю. А. и др. (2002). Основы оценки риска для здоровья населения при воздействии химических веществ, загрязняющих окружающую. Москва: Федеральный центр госсанэпиднадзора Минздрава России.
3. Исмаилов, Н. М. (2017). Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение. Москва: Инфра-М.
4. Волова, Т. Г. (1999). Биотехнология. Новосибирск: Изд-во СО РАН.
5. Савичева, Ю. Н., Закирова, З. А., Валиева, А. В., Абдуллина, Д. Р. (2017). Минимизация рисков токсического отравления персонала путем автоматизации процесса ферментации для получения нефтеокисляющих бактерий. Нефтегазовое дело, 6, 165-178.
6. Раян, Т. Р., Ауст, С. Д. (1992). Роль железа в кислородно-опосредованной токсичности. Токсикология, 22, 119-141.
7. Алам, М. З., Огаки, С. (2002). Роль перекиси водорода и гидроксильного радикала при выделении остаточного эффекта ультрафиолетового излучения. Водная среда, 74, 248-255.
8. Pharmaceutical quality for the 21st century a riskbased approach progress report. (2007). USA: FDA.
9. Кускильдин, Р. А., Абдрахманов, Н. Х., Закирова, З. А.и др. (2017). Современные технологии для проведения производственного контроля, повышающие уровень промышленной безопасности на объектах нефтегазовой отрасли. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2(108), 111-120.

Məqaləd istilik izolyasiyalı üfüqi sərhədləri olan, sol tərəfdən qızdırılan, sağ tərəfdən isə soyudulan kamerada zəif stratifikasiya edilmiş Nyuton mayenin sərbəst konveksiyası məsələsinə baxılmışdır. Aşağı duz konsentrasiyalı və kameranın hündürlüyü boyunca ilkin xətti təbəqələşmşyş malik maye nəzərdən keçirilmişdir. Sərbəst konveksiya prosesinin təsvir edilməsi ücün Bussinesk yaxınlaşmasında ikiqat diffuziya modelindən istifadə edilmişdir. Məsələ nəzarət həcmi üsulunun və "simple" alqoritminin koməyi ilə həm iki, həm də üçölcülü qoyuluşda həll olunmuşdur. Göstərilmişdir ki, sərbəst konveksiyanın laylı rejimində burulğan strukturları kvazi-ikiölcülü xarakterə malik olurlar.

Açar sozlər: konveksiya; stratifikasiya edilmiş maye; burulğan strukturları; ikiqat diffuziya; laylı axın.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Stommel, H., Fedorov, N. K. (1967). Small scale structure in temperature and salinity near Timor and Mindinao. Tellus, 19, 306 – 325.
2. Stern, M. E. (1960). The salt fountain and thermohaline convection. Tellus, 12, 172 – 175.
3. Stern, M. E. (1967). Lateral mixing of water masses. Deep Sea Research, 14, 747 – 753
4. Turner, J., Stommel, H. (1964). A new case of convection in the presence of combined vertical salinity and temperature gradients. Proceedings of the NAS of USA, 52(1), 49 – 53.
5. Turner, J. S. (1965). The coupled turbulent transports of salt and heat across a sharp density interface. Heat Mass Transfer, 8(5), 759–767.
6. Huppert, H. E., Sparks, R. S. (1984). Double-diffusive convection due to crystallization in magmas. Annual Review of Earth and Planetary Sciences, 12, 11 – 37.
7. Clark, S., Spera, F., Yuen, D. (1987). Steady state double-diffusive convection in magma chambers heated from below. Geochemical Society. Special Publication, 1, 289-305.
8. Toramaru, A., Matsumoto, M. (2012). Numerical experiment of cyclic layering in a solidified binary eutectic melt. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 117(2), b02209.
9. Chen, C. F., Turner, J. S. (1980). Crystallization in a double-diffusive system. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 85, 2573-2593.
10. Turner, J. S., Campbell, I. H. (1986). Convection and mixing in magma chambers. Earth-Science Reviews, 23, 255 – 352.
11. Drebushchak, V. A., Isaenko, L. I., Lobanov, S. I., et al. (2017). Experimental heat capacity of LiInS2, LiInSe2, LiGaS2, LiGaSe2, and LiGaTe2 from 180 to 460 K. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry, 129(1), 103 – 108.
12. Bakhtizin, R. N., Bakiev, A. V., Khaziev, N. N. (2014). Investigation into the process of heat exchange under free convection in non-uniform media. The Herald of the ASRB, 19, 44 – 49.
13. Radko, T. (2013). Double-diffusive convection. EBL – Schweitzer: Cambridge University Press.
14. Sabbah, C., Pasquetti, R., Peyret, R., et al. (2001). Numerical and laboratory experiments of sidewall heating thermohaline convection. International Journal of Heat andMass Transfer, 44(14), 2681–2697.
15. Kutateladze, S. S., Berdnikov, V. S. (1984). Structure of thermogravitational convection in flat varously oriented layers of liquid and on a vertical wall. International Journal of Heat and Mass Transfer, 27(9), 1595–1611.
16. Boyer, D. L., Davies, P. A., Fernando, H. J. S., Zhang, X. (1989). Linearly stratified flow past a cylinder. Philosophical transactions of the Royal Society of London. Series A, 328, 501–528.
17. Fleischer, A., Goldstein, R. (2002). High-Rayleigh-number convection of pressurized gases in a horizontal enclosure. Journal of Fluid Mechanics, 469, 1-12.
18. Urmancheev, S. F., Kireev, V. N. (2004). Steady flow of a fluid with an anomalous temperature dependence of viscosity. Doklady Physics, 49, 328-331.
19. Ilyasov, A. M., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2005). Numerical simulation of thermoconvection in aliquid for the case when viscosity is a quadratic function of temperature. Journal of Applied and Industrial Mathematics, 8(4), 51–59.
20. Palymskii, I. B. (2007). Numerical simulation of two-dimensional convection: Role of boundary conditions. Fluid Dynamics, 42, 550– 559.
21. Soloviev, A., Lukas, R. (2014). The near-surface layer of the ocean: structure, dynamics and applications. Netherlands: Springer, Atmospheric and Oceanographic Sciences Library.
22. Moiseev, K. V., Volkova, E. V., Urmancheev, S. F. (2013). Effect of convection on polymerase chain reaction in a closed cell. Procedia IUTAM, 8, 172-175.
23. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Khizbullina, S.F., et al. (2018). Convective flows of anomalous thermoviscous fluid. Mathematical Models and Computer Simulations, 10(4), 529–537.
24. Khafizov, F. Sh., Afanasenko, V. G., Khafizov, I. F., et al. (2008). Use of vortex apparatuses in gas cleaning process. Chemical and Petroleum Engineering, 44, 425-428.
25. Kulakov, P. A., Kutlubulatov, A. A., Afanasenko, V. G. (2018). Forecasting of the hydraulic fracturing efficiency as components of its design optimization. SOCAR Proceedings, 2, 41-48.
26. Malyshev, V. L., Moiseeva, E. F. (2018). molecular dynamics simulations of heterogeneous nucleation in liquid argon in the presence of solid particle. High Temperature, 56, 833-835.
27. Malyshev, V. L., Moiseeva, E. F., Kalinovsky, Yu. V. (2018). Comparative study of the determination of thermodynamic properties of methane based on the Peng-Robinson equation of state and the molecular dynamics simulations. SOCAR Proceedings, 2, 33-40.
28. Gershuni, G., Zhukovitakii, E. (1976). Convective stability of incompressible fluids. IPST CAT: Israel Programfor Scientific Translations.
29. Patankar, S. (1980). Numerical heat transfer and fluid flow. Electro Skills Series: Hemisphere Publishing Corporation.

Məqalədə, Penq-Robinson vəziyyət tənliyinə əsaslanan çoxkomponentli sistemlər üçün buxar-maye faza tarazlığının hesablanması üçün tam alqoritm təsvir edilmişdir. Tərkibində azot, arqon, karbon dioksid, metan, etan, propan, izo-butan və n-butan olan səkkiz binar helium sisteminin timsalında faza tarazlığının proqnozlaşdırılmasının keyfiyyətini yüksəltməyə imkan verən müxtəlif yanaşmalara baxılmışdır. Asentrik amilin və ikili komponentin qarşılıqlı təsir əmsalının qiymətlərinin helium sistemlərinin faza davranışının proqnozlaşdırılmasının dəqiqliyinə təsiri təhlil edilmişdir. Təqdim olunan sistemlər üçün ikili qarşılıqlı təsirin həmin parametrin temperaturdan asılılığının olmamasını şərtlərində, optimal əmsalları tapılmışdır. Helium sistemlərinin faza davranışının təsvirini maksimum dərəcədə yaxşılaşdırmağa imkan verən müxtəlif yanaşmaların tətbiq oluna bilməsinin temperatur sahəsi müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: helium; Penq-Robinson vəziyyət tənliyi; faza tarazlığı; ikili qarşılıqlı təsir əmsalı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Leland, T. W., Chappelear, P. S. (1968). The corresponding states principle - a review of current theory and practice. Industrial and Engineering Chemistry, 60, 15-43.
2. Rowland, D., Hughes, T. J., May, E. F. (2017). Effective critical constants for helium for use in equations of state for natural gas mixtures. Journal of Chemical & Engineering Data, 62(9), 2799-2811.
3. Twu, C. H., Coon, J. E., Harvey, A. H., Cunningham, J. R. (1996). An approach for the application of a cubic equation of state to hydrogen − hydrocarbon systems. Industrial & Engineering Chemistry Research, 35, 905-910.
4. Radosz, M., Lin, H.-M., Chao, K.-C. (1982). Highpressure vapor-liquid equilibriums in asymmetric mixtures using new mixing rules. Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development, 21, 653−659.
5. Plee, V., Jaubert, J.-N., Privat, R., Arpentinier, P. (2015). Extension of the E-PPR78 equation of state to predict fluid phase equilibria of natural gases containing carbon monoxide, helium-4 and argon. Journal of Petroleum Science and Engineering, 133, 744−770.
6. Qian, J.-W., Jaubert, J.-N., Privat, R. (2013). Phase equilibria in hydrogen-containing binary systems modeled with the Peng−Robinson equation of state and temperature-dependent binary interaction parameters calculated through a groupcontribution method. Journal of Supercritical Fluids, 75, 58−71.
7. Perez, A. G., Coquelet, C., Paricaud, P., Chapoy, A. (2017). Comparative study of vapour-liquid equilibrium and density modelling of mixtures related to carbon capture and storage with the SRK, PR, PC-SAFT and SAFT-VR Mie equations of state for industrial uses. Fluid Phase Equilibria, 440, 19–35.
8. Voutsas, E. C., Pappa, G. D., Magoulas, K., Tassios, D. P. (2006). Vapor liquid equilibrium modeling of alkane systems with Equations of State: «Simplicity versus complexity». Fluid Phase Equilibria, 240, 127−139.
9. Копша, Д. П., Сиротин, С. А., Никифоров, В. Н., Бахметьев, А. П. (2012). Исследование и моделирование фазового равновесия газовых смесей с гелием. Научнотехнический сборник Вести газовой науки, 2, 106-112.
10. Копша, Д. П., Сиротин, С. А., Мамаев, А. В., Курятников, А. А. (2015). Исследование влияния гелия на фазовые равновесия углеводородных смесей с использованием уравнения состояния Пенга-Робинсона. Научнотехнический сборник Вести газовой науки, 1, 51-56.
11. Акберов, Р. Р. (2011). Особенности расчета фазового равновесия пар-жидкость многокомпонентных систем при использовании уравнения Соава-Редлиха-Квонга. Теоретические основы химической технологии, 45(3), 329-335.
12. Lopez-Echeverry, J., Reif-Acherman, S., Araujo-Lopez, E. (2017). Peng-Robinson equation of state: 40 years through cubics. Fluid Phase Equilibria, 447, 39-71.
13. Герасимов, А. А., Александров, И. С., Григорьев, Б. А., Люгай Д. В. (2015). Анализ точности расчета термодинамических свойств природных углеводородов и сопутствующих газов по обобщенным кубическим уравнениям состояния. Научно-технический сборник Вести газовой науки, 4, 5-13.
14. Брусиловский, А. И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. Москва: «Грааль».
15. Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Калиновский, Ю. В. (2018). Сравнительный анализ определения термодинамических свойств метана на основе уравнения состояния Пенга-Робинсона и метода молекулярной динамики. SOCAR Proceedings, 2, 33-40.
16. Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Калиновский, Ю. В. (2019). Расчет коэффициента сверхсжимаемости основных компонент природного газа методом молекулярной динамики Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(11), 121-129.
17. Malyshev, V. L., Moiseeva, E. F. (2020). Construction of a phase diagram for binary helium-methane mixture using Peng-Robinson equation of state and the molecular dynamics simulations. AIP Conference Proceedings, 1392, 050014-11.
18. Butkevich, I. K., Sirenev, V. V. (2019). Increasing the Efficiency of Commercial Helium Liquefiers. Chemical and petroleum engineering, 55, 33-42.
19. Kaverin, A. M., Andbaeva, V. N., Baidakov, V. G. (2015). Attainable superheating of the oxygen-nitrogen-helium solutions. Thermophysics and Aeromechanics, 22(1), 85-94.
20. Streett, W. B. (1969). Gas-liquid and fluid-fluid phase separation in the system helium + argon at high pressures. Trans. Faraday Soc, 65, 696-702.
21. Streett, W. B., Hill, J. L. E. (1971). Phase equilibria in fluid mixtures at high pressures: the helium+ argon system. Transactions of the Faraday Society, 67, 622−630.
22. DeVaney, W. E., Dalton, B. J., Meeks, J. C. (1963). Vapor-Liquid equilibria of the Helium-Nitrogen System. Journal of Chemical & Engineering Data, 8(4), 473-478.
23. Burfield, D. W., Richardson, H. P., Guereca, R. A. (1970). Vapor-liquid equilibria and dielectric constants for the helium + carbon dioxide system. AIChE Journal, 16, 97-100.
24. Mackendrick, R. F., Heck, C. K., Barrick, P. L. (1968). Liquid-Vapor Equilibria of the Helium-Carbon Dioxide System. Journal of Chemical Engineering, 13, 352−353.
25. Heck, C. K., Hiza, M. J. (1967). Liquid-vapor equilibrium in the system helium-methane. AIChE Journal, 13, 593-599.
26. Sinor, J. E., Schindler, D. L., Kurata, F. (1966). Vaporliquid phase behavior of the helium-methane system. AIChE J, 12, 353-357.
27. Никитина, И. Е., Скрипка, В. Г., Губкина, Г. Ф., Сиротин, А. Г., Беньяминович, О. А. (1970). Растворимость гелия в жидком этане при низких температурах и давлениях до 120 кГ/см2 . Газовая промышленность, 15, 35-37.
28. Schindler, D. L., Swift, G. W., Kurata, F. (1966). More low temperature V-L design data. Hydrocarbon Process, 45, 205−210.
29. Никитина, И. Е., Скрипка, В. Г., Губкина, Г. Ф., Беньяминович, О. А. (1969). Растворимость гелия в изо- и н-бутане при низких температурах и давлениях. Газовая промышленность, 14, 35-37.
30. Reid, R. C., Prausnitz, J. M., Poling, B. E. (1987). The properties of Gases & Liquids. New York: McGraw-Hill.