Məqalədə Vyetnam şelfinə (Kyulong hövzəsi) məxsus, o cümlədən kristallik fundamentdə yerləşən neftlərin geokimyəvi tədqiqinin nəticələrinə baxılmışdır. Karbohidrogenlərin paylanması fundamentində yerləşən «Ağ Pələng» yatağının neftləri Oliqosen və Miosenin çöküntü laylarının çoxsaylı neft yataqlarının neftlərindən heç bir şəkildə fərqlənmir. Bütün dünyadakı üzvi mənşəli neftlərdə olduğu kimi, «Ağ Pələng» yatağındakı neftlərdə də müntəzəm C₁₂ və C₁₇ izoprenanları və C₂₂ və C₂₇ xeylantanları (trisiklik terpanlar) olmur. Bu neftləri fərqləndirən xüsusiyyət С₁₉-С₂₉ xeylantanlarının miqdarının çox olması, neoadiantanın adiantana və hopanların steranlara nisbətinin yüksək olmasıdır. Bütün bu göstəricilər həmin neftlərin generasiyasında bakteriyaların böyük rol oynadığını göstərir. Aparılan tədqiqatlar çöküntülərin üzvi maddələrinin və neftlərin biomarker parametrlərinin oxşar olduğunu göstərmişdir ki, bu da Vyetnam şelfindəki fundament yataqlarına məxsus neftlərin üzvi mənşəyini təsdiqləyir. Göstərilmişdir ki, karbohidrogen yığılmaları Kyulong Hövzəsinin fundamentində ikinci dəfəki yatımdır və onların əmələ gəlmə mənbəyinə Oligosen və Miosen dövrülərinə aid çöküntü ana neft komplekslərinin üzvi maddəsi xidmət göstərmişdir.

Açar sözlər: «Ağ Pələng»; biomarker; karbohidrogenin mənşəyi; fundament.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Gordadze, G. N. (2015). Uglevodorody v neftyanoj geohimii. Teoriya i praktika. Moscow: Rossijskij gosudarstvennyj universitet nefti i gaza imeni I.M. Gubkina.
2. Kerimov, V. Y., Gordadze, G. N., Lapidus, A. L., et al. (2018). Physicochemical properties and genesis of the asphaltites of Orenburg oblast. Solid Fuel Chemistry, 52(2), 128–137.
3. Hai, V. N. Mustaev, R. N., Sericova, U. S., Leonova, E. A. (2016). Exploration of the generating potential of the sedimentary complex in the Kyulong basin based on the basin modelling (Vietnam). In: 18th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, Geomodel-2016.
4. Gordadze, G. N., Giruc, M. V., Poshibaeva, A. R., Koshelev, V. N. (2016). Osobennosti obrazovaniya regulyarnyh izoprenanov nefti sostava S10-S20. Neftekhimiya, 56(5), 443–447.
5. Blumenberg, M., Oppermann, B., Guyoneaud, R., Michaelis, W. (2009). Hopanoid-production by Desulfovibrio bastinii isolated from oilfield formation water. FEMS Microbiology Letters, 293, 73-78.
6. Flesch, G., Rohmer, M. (1989). Prokaryotic triterpenoids: A novel hopanoid from the ethanol-producing bacterium Zymomonas mobilis. Biochemical Journal, 262, 673-675.
7. Stroeva, A. R., Giruc, M. V., Koshelev, V. N., Gordadze, G. N. (2014). Modeling of formation of petroleum biomarker hydrocarbons by thermolysis and thermocatalysis of bacterium biomass. Petroleum Chemistry, 54(5), 352–359.
8. Poshibaeva, A. R., Giruc, M. V., Perevalova, A. A., et al. (2017). Neftyanye uglevodorody-biomarkery v produktah termoliza nerastvorimoj chasti biomassy arhej Thermoplasma sp. Materialy 1-go Rossijskogo mikrobiologicheskogo kongressa.
9. Matveeva, I. A., Gordadze, G. N. (2001). Pregnanes and cheilantanes as indicators of the geological age of oil: the example of oils from the Timan-Pechora province. Geochemistry,4, 455-460.
10. Lukin, A. E. (2017). Degazaciya Zemli, naftidogenez i neftegazonosnost'. Zbіrnik naukovih prac' UkrDGRІ, 1–2, 142-164.
11. Savinyh, Yu. V., Lukin, A. E., Doncov, V. V. (2010). Rol' glubinnyh flyuidov v obrazovanii mestorozhdenij nefti v kollektorah fundamenta. Degazaciya zemli: geotektonika, geodinamika, geoflyuidy; neft' i gaz; uglevodorody i zhizn'. GEOS, 476—478.
12. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov A. V. (2017). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in alpine mobile belt basins. Doklady Earth Sciences, 476(1), 1066–1068.
13. Mustaev, R. N., Hai, W. N., Kerimov, V. Y., Leonova, E. A. (2015). Generation and Conditions Formation of Hydrocarbon Deposits in Kyulong Basin by Simulation Results Hydrocarbon Systems. In: 17th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, Geomodel- 2015.
14. Guliev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N. (2016). Fundamental challenges of the location of oil and gas in the South Caspian basin. Doklady Earth Sciences, 471(1), 1109–1112.
15. Kerimov, V. Y., Rachinsky, M. Z. (2016). Geofluid dynamic concept of hydrocarbon accumulation in natural reservoirs. Doklady Earth Sciences, 471(1), 1123–1125.
16. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs. MA, USA: Scrivener Publishing Wiley.
17. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Y., Osipov, A. V., Mustaev, R. N. (2017). Generation and accumulation of hydrocarbons at great depths under the earth's crust. SOCAR Proceedings, 1, 4-16.
18. Kukuruza, V. D. (2003). Geoehlektricheskie faktory v processah formirovaniya neftegazonosnosti nedr. Monografiya. Kiev: Karbon-Ltd.
19. Report. (2004). Geochemical and fluid analyses of well 09-3-soi-2x. Vung Tau: JV «Vietsovpetro» – NIPImorneftegas.
20. Report. (2004). Geochemical modeling for block 01 and 02 – Сuulong basin. Hanoi: Vietnam Petroleum institute.
21. Report. (2009). Geology and petroleum resources Vietnam. Hanoi: Vietnam National Oil and Gas Group (Petrovietnam).
22. Kerimov, V. Yu., Gordadze, G. N., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). Formation conditions of hydrocarbon systems on the Sakhalin shelf of the sea of okhotsk based on the geochemical studies and modeling. Oriental Journal of Chemistry, 34(2), 934-947.
23. Kerimov, V. Y., Leonov, M. G., Osipov, A. V., et al. (2019). Hydrocarbons in the basement of the South China Sea (Vietnam) shelf and structural -tectonic model of their formation. Geotectonics, 53(1), 42 -59.
24. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10, 78-89.
25. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413 -1417.
26. Kerimov, V. Yu., Bondarev, A. V., Mustaev, R. N., Khoshtaria, V. N. (2017). Estimation of geological risks in searching and exploration of hydrocarbon deposits. Oil Industry, 8, 36-41.

Məqalə Cənubi Xəzər Hövzəsində mövcud olan antiklinal strukturların mürəkkəblik xarakteristikasına əsaslanan təsnifat modelinin tərtibinə həsr edilmişdir. Strukturların mürəkkəblik dərəcəsinin müəyyənləşdirilməsi zamanı tektonik blokların sayı ilə yanaşı, strukturun yatma dərinliyi də nəzərə alınmışdır. Strukturlar dənizin dərinliyindən asılı olaraq təsnif edilmiş və ilk dəfə olaraq hövzənin Azərbaycan sektoru üçün mürəkkəblik xəritəsi tərtib edilmişdir. Bu xəritə geoloji-kəşfiyyat işlərinin növbəliliyinin əsaslandırılması üçün istifadə edilə bilər.

Açar sözlər: struktur; mürəkkəblik dərəcəsi; təsnifat; yataq; neft və qaz; məhsuldarlıq.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Yusufzade, H. B. (1979). Development and exploration of offshore oil and gas fields. Baku: Azerneshr.
2. Salmanov, A. M., Ahmedov, E. G., Ragimov, F. V. (2019). Geologicheskaya obosnovaniya plastovyh parametrov. Mezhdunarodnaya nauchno-prakticheskaya konferenciya «Novye idei v geologii nefti i gaza», 17-20.
3. Ahmadov, E. H., Veliyev, R.V. (2019). Methods of minimization of uncertainties and geological risks based on Umid gas-condensate field.
4. Bagirov, E. B. (1999). South Caspian Fields: onshore and offshore reservoir properties. Natural Resurces Research, 4, 209-313.
5. Salmanov, A. M., Ahmadov, E. H., Rahimov, F. V. (2019). Geological assessment of reservoir factors of the Umid-Babek area. SOCAR Proceedings, 3, 8-14.
6. Harbaugh, J. W., Doveton, J., Davis, J. (1977). Probability methods in oil exploration. NY-London_ Toronto: John Wiley & Sons.
7. Puza, B. D. (2015). Bayesian method for statistical analysis. Acton: ANU eView.
8. Abramowitz, M., Stegun, I. (2012). Handbook of mathematical functions with formulas, graphs, and mathematical table. New York: Dover Publications.

Məqalədə «Aksay» yatağı daxilində M-II-4 məhsuldar horizontunun kollektorlarının müxtəlif litoloji tiplərə ayrılmasının əsaslandırılması üçün kern nümunəsinin laboratoriya tədqiqatlarının və quyuların geofiziki tədqiqat materiallarının interpretasiyasının nəticələri göstərilmişdir. Tədqiq edilən geoloji kəsik qumdaşından, qravelitdən, gil və qumdaşı laycıqlardan ibarət karbonatlı-gilli sementlə olan konqlomeratlardan ibarətdir. Aparılan tədqiqatların nəticələrinə əsasən, bütün geoloji və geofiziki məlumatlar nəzərə alınmaqla, kollektorlar alevrit-qumdaşılı; karbonatlı sementlə olan qravelit- konqlomerat; gil və qumdaşı laycıqlarından ibarət karbonatlıgilli sementlə olan qravelit-konqlomerat kimi tiplərə bölünmüşdür. Əldə olunan nəticələr yatağın geoloji modeli qurularkən nəzərə alınmış, tədqiqat işlərinin gələcək istiqamətləri ilə bağlı  tövsiyələr verilmişdir.

Açar sözlər: Cənubi Torqay neftli-qazlı hövzəsi; quyuların geofiziki tədqiqi; kollektorların süzülmə-tutum xassələri; məhsuldar lay; qravelitlər; konglomeratlar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Турков О.С., Куантаев Н.Е., Кулумбетова Г.Е, Есеналы Д.Д. (2020). Атлас месторождений нефти и газа Республики Казахстан. В 2-х томах. Том 1, 392 с., Том 11, 416 с. Алматы.
2. Парагульгов Х.Х., Парагульгов Т.Х. (2001). Рифтогенез и нефтегазоносность Казахстана. Геология Казахстана, № 3-4, 102-122.
3. Акчулаков У.А., Бигараев А.Б., Аблазимов У.А. (2015). Арыскумский трансконтинентальный рифтовый пояс и его нефтегазоносность. Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения. Алматы.
4. Шахабаев Р.С., Кульжанов М.К., Парагульгов Х.Х. и др. (2004). Тектоническое развитие и нефтегазоносность Южно-Торгайского бассейна. Алматы, НИЦ «Fылым».
5. Бигараев А.Б, Филипьев Г.П. (2009). Особенности геологического строения и закономерности размещения залежей углеводородов в Арыскумском прогибе ЮжноТоргайской впадины. Нефть и газ, 2, 50-58.
6. АО «НИПИнефтегаз» «Пересчет запасов нефти, газа и конденсата месторождений Аксай и Южный Аксай» по состоянию на 02.01.2016.
7. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. (1982). «Геофизические исследования в скважинах», М.: Недра.
8. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. (1984). «Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов». М.: Недра.
9. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. (1991). «Литология» М.: Недра.
10. «Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом», (2003). под ред. Петерсилье В.И., Москва–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика»

Dəniz qazıma qurğuslarından hidromonitor baltalarla quyular qazıldıqda qazıma məhlulunun şırnağının dağ süxuruna hidromexaniki təsirindən əlavə olaraq hidromonitor effekt artır. Bu zaman süxur daha da tez dağılır. Məlum olur ki, dağ işlənməsində hidromexaniki təzyiqin təsirindən yüksən şırnaq basqısı yaranır ki, bu da balta dəliklərində keçərək süxurda pulsasiyalar yaradır. Beləliklə dağ süxurlarında dəyişən gərginliklər nəticəsində süxurda yorulma hadısəsi baş verir.

Açar sözlər: qazıma; hidromonitor balta; dəniz qazıma qurğusu; süxurların dağıdılması; hidromexaniki təzyiq; elastiki dalğalar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Козырев, С. П., Шальнев, К. К. (1970). Релаксационная гипотеза механизма соударения жидкости и твердого тела. Доклады АН СCСР, 192(3), 126.
2. Сафаров, Я. И. (2000). Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях. Баку: САДА.
3. Се, Л. Ю. (1973). Распространение волн в пористой среде, насыщенной жидкостью. Труды АОИМ. Серия Е, 4.
4. Катсаманис, Ф., Рафтоцулос, Д., Теокарис, П. (1977). Определение статического и динамического коэффициентов интенсивности напряжений методом каустик. Труды АОИМ. Серия Д, 2.
5. Хуршудов, В. А., Балабешко, В. В., Семяников, В. С. (1983). Влияние температуры и давления на плотность бурового раствора. Нефтяное хозяйство, 7, 9-11

Ehtiyatda olan və sürəkli istimar edilən qazma borularının metalının dağılmasının güc meyarı eksperimental olaraq qiymətləndirilmişdir. Endirmə-qaldırma əməliyyatları zamanı xarici və ya daxili eninə həlqəvi çatları olan tədqiq edilən qazma borularının mümkün dağılma şərtləri müəyyən edilmişdir. Endirmə-qaldırma əməliyyatları zamanı dinamiki yüklərin təsirinin nəzərə alınması ilə, qazma kəmərinin çəkisi ilə qazma borularında olan kritik xarici və ya daxili eninə həlqəvi çatların dərinliyi arasındakı qarşılıqlı əlaqə təyin edilmişdir. Göstərilmişdir ki, istismar boru kəmərinin 1.4 km-dən daha böyük dərinliklərə endirilməsi zamanı daxili eninə həlqəvi çatlar, 1.4 km-ə qədər olan dərinliklərdə isə xarici eninə həlqəvi çatlar daha təhlükəlidirlər.

Açar sözlər: gərginlik intensivliyinin kritik əmsalı faktoru; xarici və ya daxili enenə həlqəvi çatların kritik ölçüsü; xarici və ya daxili eninə həlqəvi çatlaqın xarakterik dərinliyi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Pokhmursky, V. I., Kryzhanivsky, Ye. I., Ivasiv, V. M., et al. (2006). Mechanics of fracture and strength of materials: reference manual /Ed. Panasyuk, V. Vol. 10. Strength and durability of oil and gas equipment. Lviv-Ivano-Frankivsk: Institute of Physics and Mechanics named after. G.V. Karpenko National Academy of Sciences of Ukraine; IFNTUOG.
2. Artym, V., Yatsyniak, І., Hrytsiv, V. (2012). Analysis of corrosion-fatigue failure of drill string elements. Exploration and Development of Oil and Gas Fields, 2(43), 197-202.
3. Ivasiv, V., Hrydzhuk, Ya., Yurych, L. (2014). Analysis of the causes of drilling string elements failure. Technological Audit and Production Reserves, 6/4(20), 15-17.
4. Macdonald, K., Bjune, J. (2007). Failure analysis of drillstrings. Engineering Failure Analysis, 14(8), 1641-1666.
5. Zamani, S., Hassanzadeh-Tabrizi, S., Sharifi, H. (2016) . Failure analysis of drill pipe: A review. Engineering Failure Analysis, 59, 605-623.
6. Fangpo, L., Yonggang, L., Xinhu, W., Caihong, L. (2011). Failure analysis of Ј127mm IEU G105 drill pipe wash out. Engineering Failure Analysis, 18, 1867–1872.
7. Macdonald, K. (1994). Failure analysis of drill string and bottomhole assembly components. Engineering Failure Analysis, 1994, 1(2), 91–117.
8. Vaisberg, O. (2002). Fatigue of drillstring: state of the art. Oil and Gas Scientific Technology, 57(1), 3–37.
9. Kryzhanivskyi, E. (1990). Investigation and increase of fatigue resistance of drilling strings during rotary drilling of wells. Doctor's degree thesis. Moscow.
10. Information bulletin on accidents, complications and lack of work during well drilling in the Drilling Department «UKRBURGAZ» for 2015.
11. Information bulletin on accidents, complications and lack of work during well drilling in the Drilling Department «UKRBURGAZ» for 2016.
12. Saroyan, A. (1990). Theory and practice of the drilling string operation Moscow: Nedra.
13. Kerimov, Z. (1970). Dynamic calculations of the drill string. Moscow: Nedra.
14. Kalinin, S. (1975). Dynamics of the hoisting system of drilling rigs. Lviv: Vyshcha Shkola.
15. Kerimov, Z., Aliyev, A. (1981). On a task of optimizing tripping in drilling tools into a well. Izvestiya vuzov. «Oil and Gas», 7, 20-23.
16. Kerimov, Z., Balakishiev, N. (1965). On the determination of the reduced mass of a drilling string. Izvestiya vuzov. «Oil and Gas», 10, 31-34.
17. Kulizade, K., Saidov, A. (1963). Investigation of the starting mode of drawworks, taking into account the mechanical characteristics of the driving engine. Izvestiya vuzov. «Oil and Gas», 7, 23-28.
18. Kulizade, K., Saidov, A., Kokov, P. (1965). The influence of the main parameters of the hoisting mechanism on its dynamics. Izvestiya vuzov. «Oil and Gas», 6, 97-100.
19. Radzhabov, N. (1996). Scientific and practical methods of improving the design and forecasting the life of the main components and mechanisms of drilling and repair facilities. PhD dissertation. Baku.
20. Tarasevich, V. (1968). Basics of improving the performance of drilling rigs. Moscow: Nedra.
21. Malko, B. (1999). Dynamic characteristics of operating mechanisms of drilling and oil-field facilities and their optimization. PhD dissertation. Ivano-Frankivsk.
22. Malko, B. (1996). Acceleration of the travelling block with the drilling string during their lifting. Exploration and Development of Oil and Gas Fields. Series «Oilfield Equipment», 33, 91-96.
23. Malko, B. (2002). Equation of the drilling string movement during descent into the well. Exploration and Development of Oil and Gas Fields, 2(3), 71-73.
24. Kharchenko, E. (1991). Dynamic processes of drilling rigs. Lviv: Svit.
25. Yurtayev, V. (1987). Dynamics of drilling rigs. Moscow: Nedra.
26. Malko, B., Ivasiv, V., Kozak, F., Ferynuk, M. (1998). Coefficient of dynamics of the drilling rig hoisting system // Exploration and development of oil and gas fields. Series «Drilling Oil and Gas Wells», 2(35), 122-131.
27. Panasyuk, V., Dmytrakh, I., Toth, L., et al. (2014). A method for the serviceability and fracture hazard for structural elements with crack-like defects. Materials Science, 49(5), 565-576.
28. Rice, J. (1968). A path independent integral and the approximate analysis of strain concentration by notches and cracks. Journal of Applied Mechanics, 35, 379-386.
29. ASTM E1737-96. (1996). Standard test method for J-integral characterization of fracture toughness. American Society for Testing and Materials.
30. Vytyaz, O., Hrabovskyj, R. (2017). Express-evaluation of conditions of operated drill pipe elements failure during tripping operations. Bulletin of the NTU «KhPI». Series «New Solutions in Modern Technologies», 7(1229), 30-38.
31. Friedman, Ya. (1974). Mechanical properties of metals. Mechanical tests. Design durability /in 2 vol. Moscow: Mechanical Engineering.
32. Harris, D. (1967). Stress intensity factor for hollow circumferentially notched round bars. Transactions of ASME. Journal of Basic Engineering, 89, 634-645.

Məqalədə maili quyularda aparılmış tədqiqatlar və hesablamalar əsasında maili qazlift quyularında silfonlu qazlift klapanlarının hesablanmış təzyiqinə tənzimlənməsi üsulu işləmiş və qazlift klapanlarının qaldırıcı borular boyu yerinin təyini metodikası verilmişdir. Hesablamalar nəticəsində birinci qazlift klapanının açılma təzyiqi qazın işəburaxma təzyiqinə bərabər götürülərək, sonrakı klapanların açılma təzyiqi əvvəlki qazlift klapanlarından 0.05- 0.175 MPa kiçik, sonuncu klapanla ondan əvvəlki klapan arasında təzyiq fərqi 0.28-0.35 MPa  götürülməsi təklif olunmuşdur.

Açar sözlər: qazlift klapanı; şaquli və maili qazlift quyuları; təzyiq; təzyiq qradienti; xüsusi qaz sərfi; maye-qaz qarışığı; nasos kompressor boruları; meyl bucağı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. 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.
2. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-28.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
5. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
6. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
7. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 58(6), 749-753.
8. Shakhverdiev, A. Kh., Panakhov, G. M., Suleimanov, B. A., Abbasov, E. M. O. (1999). Method for development of oil deposit. RU Patent 2125154.
9. Panakhov, G. M., Suleimanov, B. A. (1995). Specific features of the flow of suspensions and oil disperse systems. Colloid Journal, 57(3), 359-363.
10. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
11. Mirzadzhanzade, A. Kh., Ametov, I. M. (1986). Technique and technology of oil production. Moscow: Nedra.
12. Silash, A. P. (1980). Oil and gas production and transportation. Moscow: Nedra.
13. Reference guide for the design of the development and operation of an oil field. Oil production (1983) /Ed. Sh.K. Gimatudinov. Moscow: Nedra.
14. Ivakhnenko, A. G., Zaichenko, Y. P., Dimitrov, V. D. (1976). Decision making on basis of self-organizing. Moscow: Soviet Radio.
15. 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. SPE-182044-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
16. Abbasov, E. M., Dyshin, O. A., Suleimanov, B. A. (2008). Application of wavelet transforms to the solution of boundary value problems for linear parabolic equations. Computational Mathematics and Mathematical Physics, 48(2), 251–268.
17. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
18. Joachim, I. A. (1968). Oil and gas production. Moscow: Nedra.
19. Mamaev, V. A., Odisharia, G. E., Klapchik, O. V., et al. (1978). The flow of gas-liquid mixtures in pipes. Moscow: Nedra.
20. Prosviryakov, N. N., Shibanov, V. A. (1982). Calculation features of directional wells. Proceedings of «Gipromornetegaz», 10.
21. Hewitt, G., Hall-Taylor, N. (1974). Annular two-phase flows. Moscow: Mir.
22. Guidance for analysis and enhancement of operation efficiency of directional producer wells (1988) /Ed. Mirzadzhanzade, A. Kh. Baku.
23. Mirzadzhanzade, A. Kh., Aliev, N. A., Yusifzade, H. B., et al. (1997). Offshore development fragments. Baku: Elm Publishing House.
24.  Gigiberiya, G. (1956). Hydraulics problems on entrapped air pockets. Transactions of Institute of Energy, Academy of Sciences of Georgia SSR, 10.
25. Galyamov, A. G. (1966). Experimental investigations of the two-phase flow resistance in a non-horizontal pipeline. Oil Industry, 4, 62-65.
26. Galyamov, A. G., Shammasov, A. M., Sakharova, L. Kh., et al. (1978). The application of a self-organizing model for the hydraulic calculation of gas-liquid flows in pipes. Izvestiya vuzov. «Oil and Gas», 5, 65-67.
27. Teletov, S. G. (1958). Problem of fluid dynamics of two-phase mixtures. Bulletin of Moscow University, 2.
28. Poladov, A. R. (1985). Device for operating of gas lift wells. Patent SU1191561.
29. Frangel, I. V., Sivokhina, N. B., Bronzov, A. S. (1968). Allowable wellbore deviation. Moscow: Gostoptekhizdat.
30. Brown, K. E. (1977). The technology of artificial lift methods. Vol. 1. USA: PPS Tulsa.
31. Mamaev, V. A., Odisharia, G. E., Semenov, N. I., et al. (1969). Hydrodynamics of liquid-gas mixtures in pipes. Moscow: Nedra.
32. Zaitsev, Y. V., Maksutov, R. A., Chubanov, O. V., et al. (1987). Theory and practice of gas lift. Moscow: Nedra.
33. Charney, I. A. (1996). The effect of topography and fixed inclusions of liquid or gas to pipeline capacity. Oil Industry, 6, 15-20

Neft sulfonatlarının istifadəsi ilə təsir texnologiyalarının eksperimental tədqiqatları və təcrübi-mədən sınaqlarının nəticələri göstərmişdir ki, Karpatoldan istifadə etməklə, SAM sulu məhlulu – karbohidrogen (neft, kondensat, kerosin) sərhəddində fazalararası gərginliyin əhəmiyyətli dərəcədə azalması; qalıq neftin sıxışdırılma əmsalının yüksəlməsi; su-neft emulsiyalarının dağılması; kolmatasiyaya uğramış mədən süxur nümunələrinin ilkin keçiriciliyinin qismən bərpa olunması; SAM məhlulunun keçiriciliyinə görə qeyribircins olan laylara nüfuzetmə qabiliyyətinin artması; SAM məhlullarının hidrofob laylara nüfuzetmə qabiliyyətinin artması; yüksək özlülüklü neftlərə təsir; laya təsir işlərinin aparılmasından sonra quyuların mənimsənilməsi prosesinin yaxşılaşması; Karpatol istifadəsi ilə təsir texnologiyalarının kifayət qədər yüksək texnoloji səmərəliliyi; işləmədən sonra layın məhsuldarlıq əmsalının artması sayəsində əhəmiyyətli iqtisadi effektə nail olunur.

Açar sözlər: neft; neft sulfonatları; səthi aktiv maddə; səthi gərilmə; sıxışdırılma əmsalı; hidrofob lay; quyunun məhsuldarlığı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Використання поверхнево-активних речовин на родовищах ВАТ «Укрнафта» (2009) /за загал. ред. Михайлюка, В. Д., Рудого, М.,І.]. Галич: Галицька друкарня Плюс.
2. Михайлюк, В. Д., Рудий, М. І., Рудий, С. М. (2010). Міжфазний натяг як функція поверхневої активності поверхнево-активних речовин. Нафтова і газова промисловість, 5, 26-28.
3. Городнов, В. П., Фещук, О. В., Михайлюк, В. Д. и др. (1990). Состав для обработки призабойной зоны пласта. А.С. CCCP № 1571224.
4. Кондрат, О. Р. (2000). Експериментальні дослідження витіснення сконденсованих вуглеводнів з газоконденсатних родовищ розчинами ПАР. Нафтова і газова промисловість, 1, 34-38.
5. Ліскевич, Є. І., Рудий, М. І., Михайлюк, В. Д. (2008). Адсорбція поверхнево-активних речовин як чинник ефективності їх застосування в процесах нафтовидобутку. Нафтова і газова промисловість, 1, 42-44.
6. Касянчук, В. Г., Пилипец, И. А. (1984). Результаты искусственного воздействия на призабойную зону продуктивных пластов в НГДУ «Долинанефтегаз». Нефтепромысловое дело, 7, 12-13.
7. Рудий, М. І., Рудий, С. М. (2009). Технології дії на привибійну зону пласта видобувних свердловин із використанням поверхнево-активних речовин. Нафтова і газова промисловість, 1, 45-48.
8. СОУ 11.1-00135390-023-2006. (2006). Свердловини на нафту і газ. Обробка свердловин з використанням розчинів поверхнево-активних речовин і їх композицій. Івано-Франківськ.
9. Рудий, М. І. (2010). Нові технології кислотної дії на привибійну зону пласта. Галич: Галицька друкарня Плюс.
10. СОУ 11.1-00135390-197-2012. (2012). Визначення технологічної доцільності обробки привибійної зони. Киев: ПАТ «Укрнафта».
11. Сисенбаева, М. Р. (2015). Изменение вязкости пластовой нефти в зоне фазового превращения и определение влияния ПАВ «Карпатол-УМ2К-Нурол» на давление насыщения нефти газом. SOCAR Proceedings, 3, 21-26.

Məqalədə quyuda boru kəmərinə edilən kiçik ölçülü əlavənin onun uzununa titrəyişin xüsusi tezliyinə təsiri tədqiq edilmişdir. Kiçik parametr üzrə asimptotik paylanmanın köməyi ilə, boru kəmərinin rəqs dövrünün dəyişməsini bircins kəmərinin titrəyiş dövrünə edilən müəyyən əlavə kiçik toplanan şəklində təsvir edən analitik nisbət əldə edilmişdir. Ədədi hesablamalarla göstərilmişdir ki, böyük kompakt əlavəsi olan kəmərin titrəyiş dövrü ilə bircins kəmərin titrəyiş dövrü arasında ~20% həddində fərq olduqda, əldə edilmış analitik nisbətlər böyük kompakt əlavəsi olan kəmərin titrəyiş dövrünü demək olar ki, dəqiq təsvir edir. Alınan nəticələr quyuların qazılması zamanı rezonans təzahürlərinin qarşısının alınmasında, həmçinin hasilat quyularının quyudibi zonasına təsir üçün nasos-kompressor boru kəmərinin uzununa titrəyişlərindən optimal istifadə edilməsində faydalı ola bilər.

Açar sözlər: xüsusi titrəyişin tezliyi; boru kəməri; quyu; kiçik ölçülü əlavə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Свалов, А. М. (2008). Устройство для волнового воздействия на продуктивные пласты. Патент РФ № 2337238.
2. Свалов, А. М., Мищенко, И. Т., Ибатуллин, Р. Р. и др. (2014). Скважинное устройство для генерирования и передачи упругих колебаний в продуктивный пласт. Патент РФ № 2520674.
3. Ландау, Л. Д., Лифшиц, Е. М. (1987). Теория упругости. Москва: Наука.

Neftvermənin artırılması və hasilatın intensivləşdirilməsi məqsədi ilə karbon qazının (CО2) tətbiqi üzrə aparılan müasir elmi tədqiqatlar və dünyada mövcud olan təcrübə araşdırılmışdır. Azərbaycanda potensialın mövcudluğunu nəzərə alaraq araşdırma əsasında CО2 qazının Azərbaycanın əksər yataqlarında tətbiqi imkanları öyrənilmiş, bu və ya digər CО2 texnologiyasının tətbiqinin mümkünlüyü baxımından onların qruplara bölünməsi həyata keçirilmişdir. Azərbaycanda CО2 mənbələrinin mövcudluğunu və onun unikal fiziki-kimyəvi xüsusiyyətlərini nəzərə alaraq Azərbaycan yataqlarında neftvermənin və hasilatın intensivləşdirilməsi üçün karbon qazının tətbiqinin böyük perspektivlərə malik olması müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: karbon qazı; hasilatın intensivləşdirilməsi; neftvermənin artırılması; ifrat kritik vəziyyət.

Ədəbiyyat siyahısı

1. 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. SPE182044-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
2. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
4. 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.
5. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
6. 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.
7. 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.
8. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. A., Велиев, Э. Ф. (2019). Применение умягченной воды для повышения нефтеотдачи пласта. SOCAR Proceedings, 1, 19-28.
9. 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.
10. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
12. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
13. Балинт, В., Бан, А., Долешал, Ш. (1977). Применение углекислого газа в добыче нефти. Москва: Недра.
14. Martin, D. F., Taber, J. J. (1992). Carbon dioxide flooding. SPE-23564-PA. Journal of Petroleum Technology, 44(04), 396–400.
15. Гиматудинов, Ш. К. (1971). Физика нефтяного и газового пласта. Москва: Недра.
16. Сабирзянов, А. Н., Гумеров, Ф. М., Габитов, Ф. Р. (2003). Суб- и сверхкритические флюиды в процессах нефте- и битумодобычи. Материалы 12 Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». Казань.
17. Хромых, Л. Н., Литвин, А. Т., Никитин, А. В. (2018). Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов. Вестник Евразийской науки, 5(10).
18. Покрепин, Б. В. (2008). Разработка нефтяных и газовых месторождений. Волгоград: ИнФолио.
19. Sohrabi, M., Riazi, M., Jamiolahmady, M., Brown, Ch. (2009, December). Enhanced oil recovery and CO2 storage by carbonated water injection. IPTC-14070-ABSTRACT. In: International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar.
20. Sohrabi, M., Jamiolahmady, M., Al Quraini, A. (2007, June). Heavy oil recovery by liquid CO2/water injection. In: EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition, London, U.K.
21. Farzaneh, S. A., Seyyedsar, S. M., Sohrabi, M. (2016, September). Enhanced heavy oil recovery by liquid CO2 injection under different injection strategies. SPE-181635-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dubai, UAE.
22. Oldenburg, C. M., Benson, S. M. (2002, February). CO2 injection for enhanced gas production and carbon sequestration. SPE-74367-MS. In: SPE International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico, Villahermosa, Mexico.
23. Izgec, O., Demiral, B., Bertin, H. J., Akin, S. (2005, March-April). CO2 injection in carbonates. SPE-93773-MS. In: SPE Western Regional Meeting, Irvine, California.
24. Kalra, S., Wu, X. (2014, April). CO2 injection for enhanced gas recovery. SPE-169578-MS. In: SPE Western North American and Rocky Mountain Joint Meeting, Denver, Colorado.
25. Гумеров, Ф. М. (2010). Перспективы применения диоксида углерода для увеличения нефтеотдачи пластов. В сборнике научных статей «Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов». Часть II. Москва: «Газпром ВНИИГАЗ».
26. Леменовский, Д. А., Баграташвили, В. Н. (1999). Сверхкритические среды. Новые химические реакции и технологии. Соросовский образовательный журнал, 10, 36-41.
27. Дадашев, М. Н., Кухаренко, A. А., Винокуров, В. А. (2004). Перспективы использования сверхкритической технологии в различных отраслях промышленности. Материалы I Международной научно-практической конференции «Сверхкритические флюидные технологии: инновационный потенциал России». Ростов-на-Дону.

Parafinli neftlərin donma temperaturunu azaltmaq üçün depressor aşqarı işlənmişdir. Depressor aşqarının tərkibinə (qeyri-ionogen) səthi-aktiv  maddə, depressor xassəli komponent və həlledici daxildur. İşlənmiş tərkiblərin depressor xassələri öyrənilmişdir. Müəyyən olunmuşdur ki, tərkiblər neft qarışığına 0.02% kütlə qatılıq ilə əlavə edildikdən sonra onun donma temperaturu +31 ^oC-dən -3 ÷ +7 ^оС, qatılıq 0.04% kütlə ilə olduqda isə -5 ÷ +4 ^оС-yə qədər azalır. İşlənmiş tərkiblərin təsirindən neftin özlülüyü +35 ^oC-də 46.3 mPa·s-dən 22.1 ÷ 27.7 mPa·s-dək, +40 ^оС-də isə 38.2 mPa·s-dən 16.6 ÷ 21.6 mPa·sdək azalır. Özlülüyün azalmasının effektivlik dərəcəsi qeyd olunan temperaturlarda müvafiq olaraq 40.2 ÷ 51.6% и 43.5 ÷ 56.5% təşkil edir. Daha yüksək depressor xassəsini 8, 14 və 17 nömrəli tərkiblər göstərirlər.

Açar sözlər: depressor aşqarı; depressor xassəsi; səthi-aktiv maddə; reagent; donma temperaturu; özlülük; effektivlik dərəcəsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2009). Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2125154.
2. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
3. Сулейманов, Б. А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743-746.
4. Сулейманов, Б. А., Байрамов, М. М., Мамедов, М. Р. (2004). О влиянии скин-эффекта на дебит нефтяных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, (8), 68-70.
5. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 386-390.
6. Хайрулина, Э. Р. (2004). Опыт и перспективы ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования. Нефтепромысловое дело, 2, 23-26.
7. Есполов, И. Т., Аяпбергенов, Е. О., Серкебаева Б.С. (2016). Особенности реологических свойсти высоковязкой нефти при транпортировке по трубопроводу. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 3, 35-39.
8. Волкова, Г. И., Лоскутова, Ю. В., Прозорова, И. В., Березина, Е. М. (2015). Подготовка и транспорт проблемных нефтей (научно практические аспекты). Томск: Издательский дом ТГУ.
9. Ануфриев, Р. В., Волкова, Г. И. (2016). Изучение ультразвука на структурно-механические свойства нефтей и процесс осадкообразования. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 327(10), 50-58.
10. Матиев, К. И., Ага-заде, А. Д., Алсафарова, М. Э., Ахмедов, Ф. М. (2018). Депрессорная присадка для высокозастывающих парафинистых нефтей. SOCAR Proceedings, 3, 32-37.
11. Soliman, E. A., Elkatory, M. R., Hashem, A. I., Ibahim, H. S. (2018). Synthesis and performance of maleic anhydride copolymers with alkyl linoleate or tetra-esters as pour point depressants for waxy crude oil. Fuel, 211, 535-547.
12. Lemos, B. C., Gilles, V., Goncalves, G. R., et al. (2018). Synthesis, structure-activity relationship and evaluation of new nonpolymic chemical additives based on naphthoquinone derivatives as was precipitation inhibitors and pour point depressants to petroleum. Fuel, 220, 200-209.
13. Егоров, А. В., Николаев, В. Ф., Султанова, Р. Б. (2012). Упрощенный метод холодного стержня для оценки ингибирующего действия реагентов, применяемых при профилактике и удалении парафиноотложений с металлических поверхностей при добыче и транспорте нефти. Проблемы нефтедобычи, нефтехимии, нефтепереработки и применения нефтепродуктов, 8, 295-298.
14. Журавлев, А. В., Павлениниа, В. И., Пухова, Е. Ю. (2019). Исследование влияния депрессорных присадок на низкотемпературные свойства нефти и на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Вестник ПНИПУ. Химическая технология и биотехнология, 2, 104-111.
15. Стрижков, И. В. (2007). О динамике образования АСПО при перекачке высокопарафинистой нефти обработанной различными депрессорными присадками. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2, 70-75.
16. Джумадилов, Т. К., Ергожин, Е. Е., Бектуров, Е. А., Бектурганова, Г. К. (2002). Введение в реологию нефти. Алматы.
17. Алдыяров, Т. К., Фролова, В. А., Кожабеков, С. С. и др. (2004). Проблемы трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей Казахстана. Аналитический обзор. Алматы: КазгосИНТИ.
18. Глушенко, В., Силин, М. А., Герин, Ю. Г. (2009). Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Москва: Интерконтакт Наука.
19. Матиев, К. И., Ага-заде, А. Д., Келдибаева, С. С. (2016). Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений различных месторождений. SOCAR Proceedings, 4, 64-68. 

Məqalədə yataqların işlənməsinin son mərhələsində çökmüş qaz quyularının istismar şərtlərinə uyğun olaraq qazötürücü axınların hərəkət rejimləri nəzərdən keçirilir. Senoman qaz yataqlarının işlənməsinin real şərtlərini əks etdirən şəraitdə aparılan eksperimental işlər əsasında qaz quyularının iş rejimlərinin hesablanması alqoritmləri işlənmişdir. Məqalədə birrəqəmli lifli qaz quyularının yuxarı axın su damcısının aşağı istiqamətli su damcılarının ağırlıq qüvvəsi və yuxarı istiqamətlənmiş qaz axını ilə su damcısını hərəkətə gətirən yüksəliş gücünün iki əks istiqamətli gücün tarazlıq şəraitinin tədqiqinə əsaslanan yüksələn axının kritik sürəti üzrə texnoloji iş rejiminin hesablanması konsepsiyasına baxılmışdır. Qərb Sibirinin yataqlarında senomanqaz quyularının sulandırılması şəraitində lay sularının və təbii qazın fiziki parametrlərininorta ölçülmüş dəyərinin metodikası üzrə hesablama aparılmışdır. Senoman quyularının kritikdebitinin lift borularının kəsilmə təzyiqindən və diametrindən asılılığının tədqiqatının nəticələri verilmişdir.

Açar sözlər: yataqların işlənməsi; quyu; istismar; senoman yataqları; sallanan qazquyuları; texnoloji rejim; kritik sürət; yuxarı axın; lift boruları; təbii qaz; debit; lay suyu; basma təzyiqi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Ли, Д., Никенс, Г., Уэллс, М. (2008). Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Москва: Премиум Инжиниринг.
2. Gray, H. E. (1955). Flowing pressure calculations for gas/condensate wells. EPR Report 855, Shell Oil Corporation.
3. Брилл, Дж. П., Мукерджи, Х. (2006). Многофазный поток в скважинах. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
4. Сахаров, В. А., Мохов, М. А. (2004). Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. Москва: РГУ им Губкина, Нефть и газ.
5. Amusa, S. (2009). Optimal position of the extended tail pipes for liquid removal from gas wells. Thesis of the degree of Master of Science. Royal Dutch Shell, Rijswijk, Netherlands: Faculty of Aerospace Engineering TU Delft.
6. Гасумов, Р. А., Шихалиева, И. С., Искандерова, И. И. (2017). Математическая модель для расчета потерь давления при движении сухого газа в вертикальных трубах. Сборник научных трудов «ТюменьНИИгипрогаз».
7. Гасумов, Р. А., Шихалиева, И. С., Искандерова, И. И. (2016). Исследование потери давления при движении газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Наука. Инновации. Технологии, 4, 139-152.
8. Мамаев, В. А., Одишария, Г. Э. , Клапчук, О. В. и др. (1978). Движение газожидкостных смесей в трубах. Москва: Недра.
9. Николаев, О. В. (2012). Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва.
10. Толпаев, В. А., Корчагин, П. В., Гоголева, С. А. (2013). Аппроксимационная зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа от давления и температуры. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 12, 35-38.
11. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С. и др. (2019). Аппроксимационные математические модели эксплуатационных свойств газовых скважин и их применение к расчетам прогнозных дебитов. Нефтепромысловое дело, 5, 53-59.
12. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С., Кравцов, А. М. (2018). Нелинейные динамические волновые модели газожидкостных потоков в технических системах. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 8, 42-47.
13. Толпаев, В. А., Гасумов, Р. А., Ахмедов, К. С., Гоголева, С. А. (2016). Аппроксимационные модели притоков газа к скважинам и расчеты прогнозных дебитов. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 9, 25-37.

İşlənmənin son mərhələsində olan yataqların sayının artması əksər hallarda quyuların sulaşması ilə müşayiət olunur. Bu fenomenin ən çox yayılmış səbəblərindən biri konus əmələgəlmə prosesidir, yəni daban sularının quyudibinə doğru konus formasında hərəkətidir. Məqalədə mövcud proqnozlaşdırma modellərinin resurs sərfinin əhəmiyyətli dərəcədə azaldılması məqsədilə maşın öyrənmə (machine learning) üsullarına əsaslanan qiymətləndirmə mexanizmi təqdim olunmuşdur. Təklif olunan mexanizmin təqdimatını sadələşdirmək məqsədilə yalnız DWL texnologiyası tədqiq olunmuşdur. Əldə olunan nəticələr göstərir ki, ən kiçik kvadratlar dəstəkli vektor maşının (LSSVM) tətbiqi Süni Neyron Şəbəkəsinin tətbiqindən daha dəqiqdir, belə ki, LSSVM istifadəsi ilə alınan nəticələr 10% daha az kənarlaşmaya malik olur. Hər iki tədqiq olunmuş modelin nəticələri praktiki tətbiq üçün qənaətbəxşdir.

Açar sözlər: konus əmələ gəlmə; süni neyron şəbəkəsi; ən kiçik kvadratlar dəstəkli vektor maşını; hissəcik yığını optimallaşdırma metodu; proqnozlaşdırma.

Ədəbiyyat siyahısı

1. 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.
2. Suleimanov, B.A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
3. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
4. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
5. 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.
6. Veliyev, E. F. (2020) Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
7. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Guliyev, V. V., Naghiyeva, N. V. (2019, October). SPE-198351-MS. Water shutoff using crosslinked polymer gels. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. 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.
9. Suleymanov, B. A., Ismaylov, F. S., Veliyev, E. F. (2014). On the metal particles effect on the strength of polymer gels based on carboxymethyl cellulose, applying at oil recovery. Oil Industry, 1, 86-88.
10. Ahmed, T. (2018). Reservoir engineering handbook. Gulf professional publishing.
11. Muskat, M., Wycokoff, R. D. (1935). An approximate theory of water-coning in oil production. Transactions of the AIME, 114(01), 144-163.
12. Wheatley, M. J. (1985, January). An approximate theory of oil/water coning. SPE-14210-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Meyer, H. I., Searcy, D. F. (1956). Analog study of water coning. Journal of Petroleum Technology, 8(04), 61-64.
14. Chierici, G. L., Ciucci, G. M., Pizzi, G. (1964). A systematic study of gas and water coning by potentiometric models. Journal of Petroleum Technology, 16(08), 923-929.
15. Boyun, G., Lee, R. H. (1993). A simple approach to optimization of completion interval in oil/ water coning systems. SPE Reservoir Engineering, 8(04), 249-255.
16. Gunning, J., Paterson, L., Poliak, B. (1999). Coning in dual completed systems. Journal of Petroleum Science and Engineering, 23(1), 27-39.
17. Chaney, P. E., Noble, M. D., Henson, W. L., Rice, T. D. (1956). How to perforate your well to prevent water and gas coning. Oil & Gas Journal, 55(53), 108-114.
18. Abass, H. H., Bass, D. M. (1988, January). The critical production rate in water-coning system. SPE-17311-MS. In: Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Schols, R. S. (1972). An empirical formula for the critical oil-production rate. Erdoel-Erdgas, 88, 6-11.
20. Menouar, H. K., Hakim, A. A. (1995, January). Water coning and critical rates in vertical and horizontal wells. SPE-29877-MS. In: Middle East Oil Show. Society of Petroleum Engineers.
21. Yue, P., Jia, B., Sheng, J., et al. (2019). A coupling model of water breakthrough time for a multilateral horizontal well in a bottom water-drive reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, 317-330.
22. Karp, J. C., Lowe, D. K., Marusov, N. (1962). Horizontal barriers for controlling water coning. Journal of Petroleum Technology, 14(07), 783-790.
23. Liang, J. T., Lee, R. L., Seright, R. S. (1993). Gel placement in production wells. SPE Production & Facilities, 8(04), 276-284.
24. Siddiqi, S. S., Wojtanowicz, A. K. (2002, January). A study of water coning control in oil wells by injected or natural flow barriers using scaled physical model and numerical simulator. SPE-77415- MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
25. Zhang, P., Wen, X. H., Ge, L., et al. (2008, January). Existence of flow barriers improves horizontal well production in bottom water reservoirs. SPE-115348-MS. In: SPE annual technical conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers.
26. Chaperon, I. (1986, January). Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates. SPE-15377-MS. In: SPE annual technical conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Yue, P., Jia, B., Sheng, J., Lei, T., Tang, C. (2019). A coupling model of water breakthrough time for a multilateral horizontal well in a bottom water-drive reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, 317-330.
28. Okon, A. N., Appah, D. (2018). Water coning prediction: an evaluation of horizontal well correlations. Engineering and Applied Sciences, 3(1), 21-28.
29. Oloro, J. O., Adewole, S. E. (2020). Performance and behavior of a horizontal well in reservoir subject to double-edged water drive. Nigerian Journal of Technology, 39(2), 417-423.
30. Siemek, J., Stopa, J. (2002). A simplified semi-analytical model for water-coning control in oil wells with dual completions system. Journal of Energy Resources Technology, 124(4), 246-252.
31. Ould-Amer, Y., Chikh, S., Naji, H. (2004). Attenuation of water coning using dual completion technology. Journal of Petroleum Science and Engineering, 45(1-2), 109-122.
32. Alblooshi, Y. A., Wojtanowicz, A. K. (2018, May). Dynamic water control in naturally fractured bottom water-drive reservoirs via downhole water sink well deployment: first experimental study. SEG-2018-35. In: Research and Development Petroleum Conference and Exhibition 2018 (Vol. 2018, No. 1, pp. 128-131). European Association of Geoscientists & Engineers.
33. Pratama, I. S., Adiwena, M. D. (2018). Integrated study of down-hole water sink technology to water coning development in thin layers.
34. Jin, L., Wojtanowicz, A. K. (2010). Performance analysis of wells with downhole water loop installation for water coning control. Journal of Canadian petroleum technology, 49(06), 38-45.
35. Jin, L., Wojtanowicz, A. K. (2011, January). Minimum produced water from oil wells with water-coning control and water-loop installations. SPE-143715-MS. In: SPE Americas E&P Health, Safety, Security, and Environmental Conference. Society of Petroleum Engineers.
36. Wojtanowicz, A. K., Xu, H. (1995). Downhole water loop-a new completion method to minimize oil well production watercut in bottom-water-drive reservoirs. Journal of Canadian Petroleum Technology, 34(08).
37. Jin, L., Wojtanowicz, A. K., Hughes, R. G. (2009, January). An analytical model for water coning control installation in reservoir with bottom water. PETSOC-2009-098. In: Canadian International Petroleum Conference. Petroleum Society of Canada.
38. 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. SPE-182044- MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
39. 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.
40. Rafiq, M. Y., Bugmann, G., Easterbrook, D. J. (2001). Neural network design for engineering applications. Computers & Structures, 79(17), 1541-1552.
41. Kennedy, J., Eberhart, R. (1995, November). Particle swarm optimization. In: Proceedings of ICNN'95 - International Conference on Neural Networks.
42. Vapnik, V., Vapnik, V. (1998). Statistical learning theory. New York: Wiley-IEEE Press.
43. Suykens, J. A., Vandewalle, J. (1999). Least squares support vector machine classifiers. Neural Processing Letters, 9(3), 293-300.
44. Vong, C. M., Wong, P. K., Li, Y. P. (2006). Prediction of automotive engine power and torque using least squares support vector machines and Bayesian inference. Engineering Applications of Artificial Intelligence, 19(3), 277-287.

Məqalədə Kenkiyak, Kumsay və Mortuk yataqlarında aparılan işləmələrin təhlili əsasında çətin çıxarılan yüksək özlülüklü neftin termiki təsir yolu ilə mənimsənilməsi texnologiyasının tətbiqinin qiymətləndirilməsinin nəticələri və perspsktivliyi təqdim edilmişdir. Bu tədqiqatlar yüksək özlülüklü neftin çıxarılması texnologiyasının Qazaxıstanın Embiya yataqlarında tətbiq edilməsinə əsas verir ki, bu da bütövlükdə resurs bazasının yüksəlməsinə imkan yaradacaqdır.

Açar sözlər: lay; yüksək özlülüklü neft; termiki üsullar; neft veriminin artırılması; neft  hasilatının intensivləşdirilməsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Бабашева, М. Н., Нурбаев, С. Т., Мурзагалиева, Ж. С. (2012). Уточненный проект разработки надсолевых залежей месторождения Кенкияк. Том 1. Атырау: ТОО НИИ «Каспиймунайгаз».
2. Бабашева, М. Н., Нурбаев, С. Т., Рамазан, А. У. (2013). «Анализ разработки месторождения Кумсай». Атырау: ТОО НИИ «Каспиймунайгаз».
3. Бабашева, М. Н., Каирбеков, С. Б., Рамазан, А. У. (2014). Анализ разработки опытных участков месторождения природных битумов Мортук. Атырау: ТОО НИИ «Каспиймунайгаз».
4. Бабашева, М. Н., Каирбеков, С. Б., Коштаева, Ш. К. (2013). Проект опытно-промышленных работ по испытанию технологий термического воздействия на залежи высоковязкой нефти меловых горизонтов участка Молдабек Восточный месторождения Кенбай». Атырау: ТОО НИИ «Каспиймунайгаз».

Boru kəmərindən neft və neft məhsullarının sızmasının aşkar olunması məsələsinə baxılır. Məsələnin riyazi təsviri üçün sıxılmayan özlü mayenin boru kəməri ilə qeyri stasionar axınının hərəkət tənliyi və maye axınının kəsilməzlik tənliyindən ibarət olan bir ölçülü riyazi modelindən istifadə edilir. Bu zaman mayenin sızması delta funksiya ilə təsvir olunan nöqtəvi axın şəklində təqdim edilir və kəsilməzlik tənliyi nöqtəvi axın nəzərə alınmaqla yazılır. Boru kəmərinin başlanğıc və sonuncu kəsiklərində təzyiq və mayenin həcmi sərfi verilmiş hesab edilir. Qoyulmuş məsələ nöqtəvi axının məxsusiyyəti nəzərə alınmaqla qoşulma şərtləri ilə əlaqələndirilən iki məsələyə parçalanır. Alınmış məsələlərin analitik həlləri qurulmuş, mayenin sızmaya həcmi sərfinin və boru kəmərində sızma yerinin koordinatının təyin edilməsi üçün aşkar düsturlar çıxarılmışdır.

Açar sözlər: sızmanı aşkar etmə üsulu; boru kəmərində sızma yeri; mayenin sızmaya sərfi; tərs məsələ.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гольянов, А. А. (2002). Анализ методов обнаружения утечек на нефтепроводах. Транспорт и хранение нефтепродуктов, 10–11, 5–14.
2. Шестаков, Р. А. (2019). Разработка методики параметрической диагностики технологических участков магистральных нефтепроводов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ им. И.М.Губкина.
3. Fiedler, J. (2016). An overview of pipeline leak detection technologies. https://asgmt.com/wp-content/ uploads/2016/02/004.pdf
4. Zhao, Y., Zhuang, X., Min, S. (2010). A new method of leak location for the natural gas pipeline based on wavelet analysis. Energy, 35( 9), 3814-3820.
5. Uttam, R. (2017). Leak detection in pipe networks using hybrid ANN method. Water Conservation Science and Engineering, 2, 145–152.
6. Marllene, D. (2010). A model based approach for pipeline monitoring and leak locating. In: 15th IEEE Mediterranean Electrotechnical Conference, Melecon.
7. Воеводин, А. Ф., Никифоровская, В. С. (2009). Численный метод определения места утечки жидкости или газа в трубопроводе. Сибирский журнал индустриальной математики, 12(1), 25–30.
8. Aida-zade, K. R., Ashrafova, E. R. (2017). Numerical leak detection in a pipeline network of complex structure with unsteady flow. Computational Mathematics and Mathematical Physics, 57(12), 1919–1934.
9. Гамзаев, Х. М. (2008). Метод обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов в трубопроводах. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2, 24-25.
10. Лурье, М. В., Зверев, Ф. С. (2012). Метод зональной локации для обнаружения утечек нефти из трубопровода. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 1, 48-51.
11. Бондарь, Д. В., Жолобов, В. В., Варыбок, Д. И., Надежкин, О. С. (2018). О тестировании алгоритмов обнаружения утечек на основе функций чувствительности. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 4, 194-233.
12. Самарский, А. А., Вабищевич, П. Н. (2009). Численные методы решения обратных задач математической физики. Москва: ЛКИ