SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

Azərbaycan Respublikası Dövlət Neft Şirkətinin "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutunun rəsmi nəşri olan "SOCAR Proceedings" jurnalı 1930-cu ildən nəşr edilir və neft–qaz sənayesinin mütəxəssisləri, aspirantları və elmi işçiləri üçün nəzərdə tutulmuşdur.

Jurnal beynəlxalq sitatgətirmə sistemi Scopus, Rusiya Elmi Sitatgətirmə İndeksi və EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Chemical Abstracts, Inspec xülasələndirmə sistemlərinə daxildir.

2017-ci ildə beynəlxalq indekslədirmə və xülasələndirmə sistemi Emerging Sources Citation Index daxil olunub.

Haqqımızda Redaksiya Heyəti Xülasələndirmə və İndeksləşmə Nəşr etikası Cari Nömrə Xüsusi buraxılış Arxiv Müəlliflər üçün Məqalənin jurnala təqdim edilməsi
Journal Metrics
Source Normalized Impact per Paper (SNIP) 2021: 1.420
SCImago Journal Rank (SJR) 2021: 0.481
SCOPUS CiteScore 2021: 1.7
More about SCOPUS CiteScore
WoS Journal Citation Indicator (JCI) 2021: 0.41
ISSN
On-line ISSN: 2218-8622
Print ISSN: 2218-6867

Socar Proceedings
Buraxılış 2, 2021

D.S. Urakov1, Ş.Ş. Raxman2, S. Tayson3, M. Jamie3, D.Yu. Çudinova1, Ş.H. Sultanov1, Yu.A. Kotenev1

1Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya; 2Yeni Cənubi Uels Universiteti, Sidney, Avstraliya; 3Brunei Texnologiya Universiteti, Bandar Seri Begawan, Brunei

Müxtəlif laboratoriya metodlarının istifadəsi ilə törəmə məsaməliliyin əmələgəlmə konsepsiyasının formalaşması


Qumdaşlarında törəmə məsaməlilik karbohidrogen hasilatına nəzarət edən əsas parametr hesab olunur. Törəmə məsamələrin paylanmasının başa düşülməsi yatağın konkret sahəsi üçün kollektorun qeyri-bircinsliyi haqqında müəyyən təsəvvür yaradır və nəticə olaraq neftverimi göstəricilərinin yüksəldilməsi üçün daha səmərəli quyu layihələndirmə texnologiyalarının tətbiqinə kömək edir. Tədqiq olunan yataq Bruney Darusallamdan təxminən 40 km məsafədə yerləşir. Törəmə məsaməliyin əmələ gəlməsinə səbəb olan mexanizmləri araşdırmaq üçün helyum porozimetrinin (məsamə ölçən) istifadəsi, nümunəyə civə vuraraq kapilyar təzyiqin ölçülməsi, mikrokompüter tomoqrafiyasının istifadəsi , rentqen difraksiyası, petroqrafik analiz, enerji dispersion spektroskopiya ilə skanedici elektron mikroskop, həmçinin fokuslanmış ion şüasının istifadəsi ilə bir sıra tədqiqatlar aparılmışdı. Nəticələr göstərmişdir ki, törəmə məsamələrdən ibarət effektiv məsaməlilik eroziya prosesləri, qumdaşı dənəciklərində çatlaqların meydana gəlməsi, həmçinin məsamələri dolduran sementin bir hissəsi olan mineralların, o cümlədən autigenlərin həllolması hesabına əmələ gəlmişdir.

Açar sözlər: törəmə məsaməlilik; mineralların həllolma qabiliyyəti; diagenetik proseslər; geoloji qeyri-bircinslik; kernin analizi.

Ədəbiyyyat siyahısı

  1. Hadley, D. F., Arochukwu, E. C., Nishi, K., et al. (2006, January). Depositional modelling of Champion field, Brunei: assessing the impact of reservoir architecture on secondary recovery. SPE-101033-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  2. Hodgetts, D., Imber, J., Childs, C., et al. (2001). Sequence stratigraphic responses to shorelineperpendicular growth faulting in shallow marine reservoirs of the Champion field, offshore Brunei Darussalam, South China Sea. AAPG Bulletin, 85(3), 433-457.
  3. Fah, Y. K., Carter, R. R., Walton, W., Hupje, R. (1997, January). Technology-driven infill oil development planning of a mature offshore area, Brunei Darussalam. SPE-38051-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  4. Tingay, M. R., Hillis, R. R., Swarbrick, R. E., et al.. (2009). Origin of overpressure and pore-pressure prediction in the Baram province, Brunei. AAPG Bulletin, 93(1), 51-74.
  5. Sommerauer, G., Zerbst, C. (2006, January). Rapid pressure support for Champion SE reservoirs by multi-layer fractured water injection. SPE-101017-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  6. Childs, C. J. J. P., Walsh, J. J., Watterson, J. (1997). Complexity in fault zone structure and implications for fault seal prediction. Norwegian Petroleum Society Special Publications, 7, 61-72.
  7. Harding, T. P. (1976). Tectonic significance and hydrocarbon trapping consequences of sequential folding synchronous with San Andreas faulting, San Joaquin Valley, California. AAPG Bulletin, 60(3), 356-378.
  8. Smalley, P. C., England, W. A., El Rabaa, A. W. M. (1994). Reservoir compartmentalization assessed with fluid compositional data. SPE Reservoir Engineering, 9(03), 175-180.
  9. Jolley, S. J., Fisher, Q. J., Ainsworth, R. B. (2010). Reservoir compartmentalization: an introduction. Geological Society, London, Special Publications, 347(1), 1-8.
  10. Zoback, M. D. (2010). Reservoir geomechanics. London: Cambridge University Press.
  11. Van Rensbergen, P., Morley, C. K. (2003). Re-evaluation of mobile shale occurrences on seismic sections of the Champion and Baram deltas, offshore Brunei. Geological Society, London, Special Publications, 216(1), 395-409.
  12. Crevello, P., Morley, C., Lambiase, J., Simmons, M. (1997, May). The interaction of tectonics and depositional systems on the stratigraphy of the active tertiary Deltaic Shelf Margin of Brunei Darussalam. In: Proceedings of an International Conference on Petroleum Systems of SE Asia and Australasia.
  13. Buckley, S. E., Leverett, M. (1942). Mechanism of fluid displacement in sands. Transactions of the AIME, 146(01), 107-116.
  14. Ahmed, T. (2018). Reservoir engineering handbook. Gulf Professional Publishing.
  15. Zhuravljov, A., Lanetc, Z. (2019). Relevance of analytical Buckley–Leverett solution for immiscible oil displacement by various gases. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(1), 617-626.
  16. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  17. Hook, J. R. (2003). An introduction to porosity. Petrophysics, 44 (03), 205-212.
  18. Salimov, F. S., Kotenev, Y. A., Mukhametshin, V. S., et al. (2020, August). Development of oil deposits in tectonic conditions. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905(1), 012086.
  19. Stenkin, A. V., Kotenev, Y. A., Sultanov, S. K., et al. (2020, August). Increased production of oil reserves in low production deposits of West Siberian oil and gas province. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905(1), 012088.
  20. Wilkinson, M., Darby, D., Haszeldine, R. S., Couples, G. D. (1997). Secondary porosity generation during deep burial associated with overpressure leak-off: Fulmar Formation, United Kingdom Central Graben. AAPG Bulletin, 81(5), 803-813.
  21. Lindquist, S. J. (1977). Secondary porosity development and subsequent reduction, overpressured Frio Formation sandstone (Oligocene), South Texas. AAPG Bulletin, 71(2), 191-206.
  22. Schmidt, V., McDonald, D. A. (1979). The role of secondary porosity in the course of sandstone diagenesis. SEPM Special Publication, 26, 175-207.
  23. Thomson, A. (1959). Pressure solution and porosity. SEPM Silica in Sediments (SP7).
  24. Mozley, P. S. (1989). Relation between depositional environment and the elemental composition of early diagenetic siderite. Geology, 17(8), 704-706.
  25. Gautier, D. L. (1982). Siderite concretions; indicators of early diagenesis in the Gammon Shale (Cretaceous). Journal of Sedimentary Research, 52(3), 859-871.
  26. Wang, W. H. (1992). Origin of reddening and secondary porosity in Carboniferous sandstones, Northern Ireland. Geological Society, London, Special Publications, 62(1), 243-254.
  27. Blatt, H. (1979). Diagenetic processes in sandstones. SEPM Special Publication, 26, 141-157.
  28. Blatt, H. (1982). Sedimentary petrology. San-Francisco: W.M. Freeman and Co.
  29. Dewers, T., Ortoleva, P. (1990). A coupled reaction/transport/mechanical model for intergranular pressure solution, stylolites, and differential compaction and cementation in clean sandstones. Geochimica et Cosmochimica Acta, 54(6), 1609-1625.
  30. Renard, F., Ortoleva, P., Gratier, J. P. (1997). Pressure solution in sandstones: influence of clays and dependence on temperature and stress. Tectonophysics, 280(3-4), 257-266.
  31. Houseknecht, D. W. (1988). Intergranular pressure solution in four quartzose sandstones. Journal of Sedimentary Research, 58(2), 228-246.
  32. Bjorkum, P. A. (1996). How important is pressure in causing dissolution of quartz in sandstones?. Journal of Sedimentary Research, 66(1), 147-154.
  33. Hayes, J. B. (1979). Sandstone diagenesis—the hole truth. SEPM Special Publication, 26, 127-139.
  34. Bjorlykke, K. (1984). Formation of secondary porosity: How important is it?: Part 2. Aspects of porosity modification. In: Clastic Diagenesis.
  35. Dapples, E. C. (1972). Some concepts of cementation and lithification of sandstones. AAPG Bulletin, 56(1), 3-25.
  36. Larter, S. R., Senftle, J. T. (1985). Improved kerogen typing for petroleum source rock analysis. Nature, 318(6043), 277-280.
  37. Dow, W. G., O'Connor, D. I. (1982). Kerogen maturity and type by reflected light microscopy applied to petroleum exploration.
  38. Edwards, M. B. (2002). Sequence stratigraphic responses to shoreline-perpendicular growth faulting in shallow marine reservoirs of the Champion field, offshore Brunei Darussalam, South China Sea: discussion. AAPG Bulletin, 86(5), 919–921.
  39. van Kessel, O. (2000, November). Champion East, low cost redevelopment of shallow, stacked and faulted heavy oil reservoirs. SPE-64719-MS. In: International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. Society of Petroleum Engineers.
  40. Daniels, E. J., Altaner, S. P., Marshak, S., Eggleston, J. R. (1990). Hydrothermal alteration in anthracite from eastern Pennsylvania: Implications for mechanisms of anthracite formation. Geology, 18(3), 247-250.
  41. Hryckowian, E., Dutcher, R. R., Dachille, F. (1967). Experimental studies of anthracite coals at high pressures and temperatures. Economic Geology, 62(4), 517-539.
  42. Xia, W., Xie, G. (2014). Changes in the hydrophobicity of anthracite coals before and after high temperature heating process. Powder Technology, 264, 31-35.
  43. Maxwell, J. C. (1964). Influence of depth, temperature, and geologic age on porosity of quartzose sandstone. AAPG Bulletin, 48(5), 697-709.
  44. Saller, A., Blake, G. (2003). Sequence stratigraphy and syndepositional tectonics of upper Miocene and Pliocene deltaic sediments, offshore Brunei Darussalam. SEPM Special Publication, 76, 219–234.
  45. Smith, B. J. (2009). Weathering processes and forms /in «Geomorphology of Desert Environments». Dordrecht: Springer.
  46. Meshri, I. D. (1986). On the reactivity of carbonic and organic acids and generation of secondary porosity. SEPM Roles of Organic Matter in Sediment Diagenesis.
  47. Surdam, R. C., Boese, S. W., Crossey, L. J. (1984). The chemistry of secondary porosity: Part 2. Aspects of porosity modification. AAPG Memoir, 37(2), 127-149.
  48. Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1989). Formation and diagenesis of weathering profiles. The Journal of Geology, 97(2), 129-147.

DOI: 10.5510/OGP20210200490

E-mail: urakov.dm.s@gmail.com

D.Yu. Çudinova, D.S. Urakov, Ş.H. Sultanov, Yu.A. Kotyenev, Yao.D.B. Atse

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Yüksək dərəcədə qeyri-bircins laylarda neftveriminin artırılması


İşlənmənin son mərhələsində olan yataqlar üçün son neftçıxarma əmsalına təsir edən çoxlu sayda amillər mövcuddur. Bu amillərdən biri də yüksək dərəcədə geoloji qeyri-bircinslilik və lay flüidlərinin xassələri səbəbindən əmələ gələn qalıq neft ehtiyatları zonalarının formalaşmasıdır. Bu problemin həlli üçün layların neftveriminin (LNA) artırılmasının müxtəlif üsullarından istifadə olunur. Məqalədə həmin üsulların tətbiqinin əsaslandırılması geoloji mədən məlumatlarının təhlili, qeyri-bircinslilik xəritələrinin qurulması və təhlili, tədqiqat obyektində aparılan geoloji-texniki tədbirlərin retrospektiv təhlilinin aparılması yolu həyata keçirilmişdir. Tədqiqat obyekti linzayaoxşar quruluşa malikdir, 9 fərqli fasiyadan ibarətdir və 4 qeyri-bircinslilik sinfi ilə təmsil olunur. Verilən lay şəraitində qalıq neft ehtiyatlarının işlənməyə cəlb edilməsi üçün ən effektiv üsullar təklif edilmişdir.

Açar sözlər: neftveriminin artırılması üsulları; qeyri-bircinlilik; fasiya; layın quyudibi zonasının işlənməsi; neftçıxarma əmsalı.

İşlənmənin son mərhələsində olan yataqlar üçün son neftçıxarma əmsalına təsir edən çoxlu sayda amillər mövcuddur. Bu amillərdən biri də yüksək dərəcədə geoloji qeyri-bircinslilik və lay flüidlərinin xassələri səbəbindən əmələ gələn qalıq neft ehtiyatları zonalarının formalaşmasıdır. Bu problemin həlli üçün layların neftveriminin (LNA) artırılmasının müxtəlif üsullarından istifadə olunur. Məqalədə həmin üsulların tətbiqinin əsaslandırılması geoloji mədən məlumatlarının təhlili, qeyri-bircinslilik xəritələrinin qurulması və təhlili, tədqiqat obyektində aparılan geoloji-texniki tədbirlərin retrospektiv təhlilinin aparılması yolu həyata keçirilmişdir. Tədqiqat obyekti linzayaoxşar quruluşa malikdir, 9 fərqli fasiyadan ibarətdir və 4 qeyri-bircinslilik sinfi ilə təmsil olunur. Verilən lay şəraitində qalıq neft ehtiyatlarının işlənməyə cəlb edilməsi üçün ən effektiv üsullar təklif edilmişdir.

Açar sözlər: neftveriminin artırılması üsulları; qeyri-bircinlilik; fasiya; layın quyudibi zonasının işlənməsi; neftçıxarma əmsalı.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Chudinova, D. Yu. (2018). Obosnovanie vydeleniya razlichnyh kategorij ostatochnyh zapasov nefti i tekhnologij ih vyrabotki (na primere gruppy plastov BS sortymskoj svity). Doctoral dissertation. Ufa: UGNTU.
  2. Chudinova, D. Yu., Sidnev, A.V. (2016). Geological and technical measures to control and regulate the development of deposits of the Kogalym group at the final stage. Electronic Scientific Journal «Oil and Gas Business», 1, 119-137.
  3. Chudinova, D. Yu (2016). Geological and technological justification of the choice areas for the technology of enhanced oil recovery. Journal of Young Scientist, 1, 5-9.
  4. Chudinova, D. Yu., Burumbueva, M. D., Kotenev, Yu. A. (2017). Operational modeling of oil deposits using mathematical methods of clustering facies deposits. Online Scientific Publication «Oil Province», 2(10).
  5. Petuhov, A. A., Nasibullin, V. G., Kipot', V. L. I dr. (2010). Mini-proekt po obosnovaniyu bureniya vtoryh stvolov s gorizontal'nym okonchaniem v skvazhinah Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya, uchastok plasta BS102-3 v rajone skvazhiny 39 R s primeneniem geologo-gidrodianmicheskogo modelirovaniya v PK «Astra». Kazan': OOO «Nauchno-tekhnicheskij centr «Geoproekt»».
  6. Otchet po NIR. (2016). Podbor effektivnyh geologo-tekhnicheskih meropriyatij po intensifikacii dobychi nefti, povysheniya nefteotdachi plasta BS10-2/3 Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya (rajon CDNG-4). Ufa: FBGOU VO UGNTU. 
  7. Zalevskij, O. A., Boldenko, N. V. (2014). Dopolnenie k proektu razrabotki Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya (Tyumenskaya oblast', HMAO). Otchet po NIR. Tyumen': OOO «Lukojl-Zapadnaya Sibir'» filial OOO «Lukojl-Inzhiniring «Kogalymneftegaz».
  8. Kotenev, Yu. A. (2004). Nauchno-metodicheskie osnovy povysheniya effektivnosti vyrabotki trudnoizvlekaemyh zapasov nefti s primeneniem metodov uvelicheniya nefteotdachi. Doctoral dissertation. Moscow: Institut problem transporta energoresursov.
  9. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  10. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
  11. 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.
  12. 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.
  13. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
  14. 1998 Worldwide EOR Survey. The Oil and Gas Journal, 96(16), 60–77.
  15. 2000 Worldwide EOR Survey. The Oil and Gas Journal, 98(12), 46–61.
  16. Special Report: 2006 Worldwide EOR Survey. The Oil and Gas Journal, 104(15), 46–57.
  17. World energy outlook 2007. International Energy Agency, 76–93.
  18. Cadelle, C. P., Burger, J. G., Bardon, C. P., et al. (1981). Heavy-oil recovery by in-situ combustion—two field cases in rumania. Journal of Petroleum Technology, 33(11), 2057–2066.
  19. Awan, A. R. (2008). A survey of North Sea enhanced-oil-recovery projects initiated during the years 1975 to 2005. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11(3), 497-512.
  20. Demin, W., Jiecheng, C., Junzheng, W., et al. (1999, October). Summary of ASP pilots in Daqing Oil Field. SPE-57288-MS. In: SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia.
  21. Taber, J. J., Martin, F. D., Seright, R. S. (1997). EOR screening criteria revisited - Part 1: introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects. SPE Reservoir Engineering, 12(03), 189–198.
  22. Al Adasani, A., Bai, B. (2011). Analysis of EOR projects and updated screening criteria. Journal of Petroleum Science and Engineering, 79(1–2), 10–24.
  23. Otchet. (2006). «Facial'nyj i sedimentologicheskij analiz kernovogo materiala s cel'yu optimizacii poiskov zalezhej UV v plastah gruppy BS10 Kochevskogo mestorozhdeniya i severnoj chasti Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya». Kogalym.
  24. Valeev, A. S., Dulkarnaev, M. R., Kotenev, YU. A. i dr. (2016). Metodicheskie osnovy planirovaniya i organizacii intensivnyh sistem zavodneniya (na primere plastov Vat'eganskogo i Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdenij). Ekspoziciya «Neft'.Gaz», 3(49), 38-44..
  25. Minnimuhametova, A. A., Matrosov, V. YU. (2015). Kompleks geologo-tekhnologicheskih issledovanij dlya vydeleniya produktivnogo plasta BS 10 2-3 na Tevlinsko-Russkinskom mestorozhdenii. Ekonomika i biznes: teoriya i praktika, 10, 78-81.
  26. Auhatov, YA. G. (2008). Vliyanie nadvigovyh dvizhenii na harakter stroeniya produktivnyh plastov tevlinsko-russkinskogo mestorozhdeniya (Srednee Priob'e). Izvestiya Otdeleniya nauk o Zemle i prirodnyh resursov Akademiya nauk Respubliki Bashkortostan. Seriya «Geologiya», 12, 52-53.
  27. Yudin, A. V., Klimenko, V. N., Golovanev, A. S., et el. (2015, November). Channel fracturing technique increases oil production up to 30% from Jurassic formations in Kogalym area. SPE-177373-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  28. Reading, H. G., Reading, H. G. (1978). Sedimentary environments and facies. Volume 60. Oxford: Blackwell.
  29. Alpay, O. A. (1972). A practical approach to defining reservoir heterogeneity. Journal of Petroleum Technology, 24(07), 841–848.
  30. Leong, V. H., Ben Mahmud, H. (2019). A preliminary screening and characterization of suitable acids for sandstone matrix acidizing technique: A comprehensive review. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(1), 753–778.
  31. Skachek, K. G., Valeev, R. A. (2008). Evaluation of the effectiveness of geological and technical measures based on geostatic analysis, taking into account the conditions for the formation of oil reservoirs and geological objects. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 8, 27-31.
  32. Christensen, R., Stenby’, E. H., Skauge, A. Review of WAG field experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 4(02), 97–106.
Ardını oxu Qısa mətni oxu

DOI: 10.5510/OGP20210200491

E-mail: miracle77@mail.ru

D.Yu. Çudinova, Yao D.B. Atse, R.M.M inniaxmetova, M.Yu. Kotyenev

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Qalıq neft ehtiyatlarının təsnifatı və onların çıxarılma üsulları


Neft və qaz yataqlarının əksəriyyəti işlənmənin son mərhələsindədir, onların çoxu suvurma üsulu ilə işlənilir. Bu yataqlar neft hasilatının azalması və sulaşma payının kəskin artması ilə xarakterizə olunur. İşlənmənin gedişatı zamanı neft ehtiyatlarının əsas hissəsi neftveriminin artırılması üsullarından istifadə edilmədən hasil olunur. İşlənməmiş zonalardakı neft ehtiyatları qiymətli hasilat mənbəyidir. Qalıq ehtiyatların aktiv işlənməyə cəlb edilməsi üçün yataqların müxtəlif geoloji və kollektor xarakteristikasını nəzərə alan effektiv geoloji-texniki tədbirlərin düzgün əsaslandırılması və seçimi zəruridir. Qalıq neft ehtiyatları çətin çıxarıla bilən ehtiyatlar kimi təsnif edilir və əsasən suvurma ilə əhatə olunmayan zonalarda vertikal və lateral olaraq cəmlənir. Geoloji və texniki xassələrə əsasən onlar müxtəlif kateqoriyalara aid edilirlər. Bu səbəbdən, qalıq neft ehtiyatlarının quruluşunu və paylanma qanunauyğunluqlarını nəzərə alaraq müxtəlif geoloji və texniki tədbirlər planlaşdırmaq lazımdır. Məqalədə mürəkkəb neft və qaz yataqlarının tədqiqatı aparılmış, kollektorların geoloji və geofiziki xarakteristikaları, qeyri-bircinslilik parametrləri ətraflı təhlil edilmiş, həmçinin neft ehtiyatlarının işlənməsi istismar, geoloji və kommersiya baxımından qiymətləndirilmişdir.

Açar sözlər: qalıq neft ehtiyatları; neft pərdəsi; kollektor; geoloji qeyri-bircinslilik; suvurma.

Neft və qaz yataqlarının əksəriyyəti işlənmənin son mərhələsindədir, onların çoxu suvurma üsulu ilə işlənilir. Bu yataqlar neft hasilatının azalması və sulaşma payının kəskin artması ilə xarakterizə olunur. İşlənmənin gedişatı zamanı neft ehtiyatlarının əsas hissəsi neftveriminin artırılması üsullarından istifadə edilmədən hasil olunur. İşlənməmiş zonalardakı neft ehtiyatları qiymətli hasilat mənbəyidir. Qalıq ehtiyatların aktiv işlənməyə cəlb edilməsi üçün yataqların müxtəlif geoloji və kollektor xarakteristikasını nəzərə alan effektiv geoloji-texniki tədbirlərin düzgün əsaslandırılması və seçimi zəruridir. Qalıq neft ehtiyatları çətin çıxarıla bilən ehtiyatlar kimi təsnif edilir və əsasən suvurma ilə əhatə olunmayan zonalarda vertikal və lateral olaraq cəmlənir. Geoloji və texniki xassələrə əsasən onlar müxtəlif kateqoriyalara aid edilirlər. Bu səbəbdən, qalıq neft ehtiyatlarının quruluşunu və paylanma qanunauyğunluqlarını nəzərə alaraq müxtəlif geoloji və texniki tədbirlər planlaşdırmaq lazımdır. Məqalədə mürəkkəb neft və qaz yataqlarının tədqiqatı aparılmış, kollektorların geoloji və geofiziki xarakteristikaları, qeyri-bircinslilik parametrləri ətraflı təhlil edilmiş, həmçinin neft ehtiyatlarının işlənməsi istismar, geoloji və kommersiya baxımından qiymətləndirilmişdir.

Açar sözlər: qalıq neft ehtiyatları; neft pərdəsi; kollektor; geoloji qeyri-bircinslilik; suvurma.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  2. Shakhverdiev, A. Kh., Panakhov, G. M., Suleimanov, B. A., et al. (1999). Method for development of oil deposit. RU Patent 2125154.
  3. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
  4. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
  5. Surguchev, M. L., Simkin, E. M. (1988). Factors affecting the state of residual oil in watered reservoirs. Oil Economy, 9, 31 – 36.
  6. Kovalev, V. S. (1964). The question of oil displacement from heterogeneous reservoirs. Scientific Works of «Giprovostokneft», No. 7.
  7. Zheltov, Yu. P. (1975). Development of oil fields. Moscow: Nedra.
  8. Manapov, T. F. (2017). Scientific and methodological approach to the development of residual oil reserves from heterogeneous reservoirs with variable permeability. Doctoral dissertation. Ufa: USPTU.
  9. Akhmetova. Z. R. (2017). Structuring of residual oil to justify oil recovery technologies. PhD dissertation. Ufa; USPTU.
  10. Mikhailov, N. N. (1992). Residual oil saturation of the producing formations. Moscow: Nedra.
  11. Mikhailov, N. N. (1993). Physical and geological problems of residual oil saturation. Moscow: Science.
  12. Kotenev, Yu. A., Andreev, V.E., Nugaybekov, A. G. (1997). Improving the efficiency of production of hard-to-recover oil reserves in carbonate reservoirs. Study Guide for USPTU. Ufa: USPTU.
  13. Semin A.V., (1962). Geological heterogeneity of formations and someways to study it. Works of AllRussian Research Institute. Moscow.
  14. Dementiev, L. F. (1964). Mathematical statistics in oilfield. Geology, Geology of Oil and Gas, 3.
  15. Skachek, K. G., Valeev, R. A. (2008). Evaluation of the effectiveness of geological and technical measures based on geostatic analysis, taking into account the conditions of oil reservoirs and geological objects. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 8, 27-31.
  16. Podymov E. D., Slesareva V. V., Rafikova K. R. (2010). Review of ideas on enhanced oil recovery methods classification. Proceedings of TatNIPINeft. Moscow.
  17. Alvarado V., Manrique E. (2010). Enhanced oil recovery: an update review. USA: Energies.
  18. Fedotov I. B., Artyukhovich V.K. (2015). Methods of enhanced oil recovery application. Oilfield Engineering, 1, 15-18.
  19. Sulaev V. V. (2019). Methods of enhanced oil recovery and their application criteria. Scientific Almanac, 200-203.
  20. Kotenev, Yu. A., Andreev, V. E., Yagafarov, Yu.P., et al. (1998), Geological and field analysis of the efficiency of applying enhanced oil recovery methods. Ufa: USPTU.
  21. Muslimov, R. H. (1999). Planning additional oil production and evaluating the effectiveness of methods for increasing oil recovery. Kazan: Kazan University.
  22. Lozin, E. V. (1987). Efficiency of oil field development. Ufa: Bashknigoizdat.
  23. Surguchev, M. L. (1964). About the principles of regulating the development of heterogeneous formations. Moscow: Nedra.
Ardını oxu Qısa mətni oxu

DOI: 10.5510/OGP20210200492

E-mail: miracle77@mail.ru

R.U. Rabayev1, Ş.H. Sultanov1, V.E. Andreyev1,2, A.V. Çibisov1,2, A.P. Çijov1,2, Q.S. Dubinskiy1,2, R.R. Qazizov1,2, E.R. Yefimov1,2

1Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya; 2«Başqırdıstan Respublikasının Strateji Tədqiqatlar İnstitutu» Dövlət Muxtar Elmi Müəssisəsi, Ufa, Rusiya

Karbonatlı kollektorlarda kompleks fiziki-kimyəvi təsirin eksperimental tədqiqatlarının nəticələri


Məqalədə heterogen strukturlarda turşunun reaksiya sürətinin yavaşladılmasının effektiv üsullarının işlənməsi məqsədilə karbonat süxurlarının həllolma kinetikasının eksperimental tədqiqatlarının nəticələrinə baxılmışdır. Müəyən olunmuşdur ki, dioksan kimi karbohidrogen həlledicilərinin əlavə edilməsi ilə karbonatlı kollektorların yuyulma prosesinin intensivliyi asetalların neft fazasına keçməsi, neftin yüksək dərəcədə aktiv komponentlərinin həll olması və xlorid turşusunun sulu məhlulunun karbonat süxur matrisinə daha intensiv nüfuz etməsi sayəsində artır. Karbonatlı kollektorlara kompleks fiziki-kimyəvi təsir texnologiyası işlənmişdir. Göstərilmişdir ki, xlorid turşusu və üzvi həlledici sulu məhlullarının qarışığının istifadəsi həllolma effektivliyinin 88% -ə qədər, reaksiya sürətinin isə 3.5 dəfə artmasına səbəb olmuşdur.

Açar sözlər: karbonatlı süxür; kollektor; məsaməli mühit; qeyri-bircinslilik; yuyulma kinetikası; xlorid turşusu ilə işlənmə; həlledici.

Məqalədə heterogen strukturlarda turşunun reaksiya sürətinin yavaşladılmasının effektiv üsullarının işlənməsi məqsədilə karbonat süxurlarının həllolma kinetikasının eksperimental tədqiqatlarının nəticələrinə baxılmışdır. Müəyən olunmuşdur ki, dioksan kimi karbohidrogen həlledicilərinin əlavə edilməsi ilə karbonatlı kollektorların yuyulma prosesinin intensivliyi asetalların neft fazasına keçməsi, neftin yüksək dərəcədə aktiv komponentlərinin həll olması və xlorid turşusunun sulu məhlulunun karbonat süxur matrisinə daha intensiv nüfuz etməsi sayəsində artır. Karbonatlı kollektorlara kompleks fiziki-kimyəvi təsir texnologiyası işlənmişdir. Göstərilmişdir ki, xlorid turşusu və üzvi həlledici sulu məhlullarının qarışığının istifadəsi həllolma effektivliyinin 88% -ə qədər, reaksiya sürətinin isə 3.5 dəfə artmasına səbəb olmuşdur.

Açar sözlər: karbonatlı süxür; kollektor; məsaməli mühit; qeyri-bircinslilik; yuyulma kinetikası; xlorid turşusu ilə işlənmə; həlledici.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Surguchev, M. L., Kalganov, V. I., Gavura, A. V., Mikhnevich, V. G. (1987). Extraction of oil from carbonate collectors. Moscow: Nedra.
  2. Chizhov, A. P., Chibisov, A. V., Efimov, E. R., Andreev, V. E. (2017) On the issue of a comprehensive impact on difficult-built carbonate development facilities. In: VI International Scientific and Practical Conference.
  3. Parlar, M., Parris, M. D., Jasinski, R. J., Robert, J. A. (1995, March). An experimental study of foam flow through berea sandstone with applications to foam diversion in matrix acidizing. SPE29678-MS. In: SPE Western Regional Meeting, Bakersfield, California.
  4. Zhang, N. L., Zhao, L., Luo, Z. (2017). Simulation of acid fracturing effective distance in fissured carbonate reservoir. Electronic Journal of Geotechnical Engineering, 22, 4317-4331.
  5. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  6. Davarpanah, A., Nassabeh, M.M., Zarei, M., et al. (2017). An overview of acidizing procedures in fractured carbonated reservoirs. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 1(2), 1-9.
  7. Civan, F. (2007). Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment and mitigation. 2nd Edition. Amsterdam: Elsevier, Gulf Professional Publication.
  8. Chizhov, A. P., Andreev, V. E., Chibisov, A. V., et al. (2016). Intensification of inflow from carbonate collectors for the conditions of the Volga-Urals. Problems of Collection, Preparation and Transportation of Oil and Petroleum Products, 3(105), 35-42.
  9. Mamedov, T. M. (1984). Oil production using hydrocarbon solvents. Moscow: Nedra.
  10. Chizhov, A. P., Ptashko, O. A., Chibisov, A. V. (2015). Solvent of asphaltenes, resin and paraffin deposits for the conditions of Volga-Ural province oil fields. In: XV International Scientific and Practical Conference Energy Efficiency. Problems and Solutions.
  11. Charnyi, I. A. (2006). Underground hydrogasodynamics. Moscow: RCD.
  12. Fedorov, K. M., Andreev, V. E., Nugaybekov, A. G. (1996). Modeling of the process of complex physical and chemical impact on the carbonate collector. In: 2nd Scientific and Technical Conference Dedicated to the 850th Anniversary of Moscow.
  13. Andreev, V. E., Blinov, S. A., Nugaybekov, A. G. (1996) Kinetics of leaching carbonate reservoirs with a composite solvent. Bashkir Chemical Journal, 7, 43-47.
  14. Svalov, A. M. (2013). Problems of oil and gas production. Capillary effects in underground hydrodynamics: new results. Moscow: RAS, Institute of Oil and Gas Problems, Librocom.
Ardını oxu Qısa mətni oxu

DOI: 10.5510/OGP20210200493

E-mail: z077@mail.ru

R.U. Rabayev, A.V. Çibisov, A.Yu. Kotyenev, M.Yu. Kotyenev, Q.S. Dubinskiy, V.Ş. Muxametşin, E.R. Yefimov

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Karbonatlı kollektorların həllolmasının riyazi modelləşdirilməsi və tənzimlənə bilən xlorid turşusu ilə təsirinin effektivliyinin proqnozlaşdırılması


Məqalədə, ikifazalı lay mayesi ilə doymuş karbonatlı kollektorların məsaməli mühitində xlorid turşusu kompozisiyalarının süzülmə prosesinin nəzəri tədqiqatlarının nəticələri təqdim olunmuşdur. Karbonatlı kollektorların yuyulması prosesində karbohidrogen həlledicilərinin vasitəsilə prosesin mümkün tənzimlənməsi ilə süzülmə məsələsinin həllinə baxılmışdır. Neftlə doymuş laya turşu ilə təsirin ədədi alqoritmi təklif olunmuş və sınaqdan keçirilmişdir. Bu isə süzülmə axınının parametrlərini – xlorid turşusunun konsentrasiyası, su ilə doymanın paylanması, təzyiq və digər parametrləri müəyyənləşdirməyə imkan verir. Kompozit həlledicilərin istifadəsi ilə karbonatlı kollektorların həllolma prosesinin riyazi modeli təqdim olunmuşdur. Riyazi model turşu ilə təsirinin effektivliyinin texnoloji göstəricilərini proqnozlaşdırmağa imkan verir.

Açar sözlər: karbonatlı süxur; məsaməli mühit; kollektor; lay flüidləri; modelləşdirmə; turşu ilə təsir; həlledici.

DOI: 10.5510/OGP20210200494

E-mail: z077@mail.ru

İ.N. Hakimzyanov1,2, V.Ş. Muxametşin2, R.N. Baxtizin2, R.İ. Şeşdirov1

1V.D.Şaşina adına «Tatneft» İSC-nin «Tatar Neft Elmi Tədqiqat Layihə İnstitutu», Bugulma, Rusiya; 2Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Neft yataqlarının horizontal quyularla işlənməsi zamanı son neftçıxarma əmsalının qiymətləndirilməsi üçün quyu şəbəkəsinin həcm əmsalının müəyyənləşdirilməsi


Məqalədə horizontal quyuları olan neft yataqlarının işlənməsi zamanı son neftçıxarma əmsalının qiymətləndirilməsi üçün quyu şəbəkəsinin həcm əmsalını müəyyənləşdirən düstur təklif olunur. Ənənəvi və həcmi metodikalar vasitəsilə alınmış quyu şəbəkəsinin sıxlığını (QŞS) müqayisə etmək məqsədilə Yamaşinskiy yatağının müxtəlif şaquli quyu (ŞQ) və horizontal sonluqlu quyu (HSQ) yerləşmələri ilə olan sınaq sahəsinin işlənməsi üçün 12 varianta baxılmışdır. Hesablamaların nəticələrinə əsasən QŞS-nin qiymətlərində əhəmiyyətli fərqlər alınmışdır ki, bu da QŞS-nin ümumi qəbul edilmiş təyinində bir və ya bir neçə şərti horizontal lüləsi (ŞHL) olan HSQ-ya neft axınının həcm xarakterinin nəzərə alınmadığını təsdiqləyir. QŞS-nin həcminin zenit meyl bucağı, drenaj konturunun radiusu və ŞHL-nin uzunluğu ilə müəyyənləşdirilməsi metodikasında HSQ-ya neft axınının həcm xarakteri nəzərə alınır.

Açar sözlər: quyu şəbəkəsinin sıxlığı, quyu şəbəkəsinin əmsalı, horizontal sonluqlu quyu, əhatə əmsalı, qidalandırma konturunun radiusu, həcm metodikası.

Məqalədə horizontal quyuları olan neft yataqlarının işlənməsi zamanı son neftçıxarma əmsalının qiymətləndirilməsi üçün quyu şəbəkəsinin həcm əmsalını müəyyənləşdirən düstur təklif olunur. Ənənəvi və həcmi metodikalar vasitəsilə alınmış quyu şəbəkəsinin sıxlığını (QŞS) müqayisə etmək məqsədilə Yamaşinskiy yatağının müxtəlif şaquli quyu (ŞQ) və horizontal sonluqlu quyu (HSQ) yerləşmələri ilə olan sınaq sahəsinin işlənməsi üçün 12 varianta baxılmışdır. Hesablamaların nəticələrinə əsasən QŞS-nin qiymətlərində əhəmiyyətli fərqlər alınmışdır ki, bu da QŞS-nin ümumi qəbul edilmiş təyinində bir və ya bir neçə şərti horizontal lüləsi (ŞHL) olan HSQ-ya neft axınının həcm xarakterinin nəzərə alınmadığını təsdiqləyir. QŞS-nin həcminin zenit meyl bucağı, drenaj konturunun radiusu və ŞHL-nin uzunluğu ilə müəyyənləşdirilməsi metodikasında HSQ-ya neft axınının həcm xarakteri nəzərə alınır.

Açar sözlər: quyu şəbəkəsinin sıxlığı, quyu şəbəkəsinin əmsalı, horizontal sonluqlu quyu, əhatə əmsalı, qidalandırma konturunun radiusu, həcm metodikası.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  2. Султанов, С. А., Мухарский, Э. Д., Лысенко, В. Д., Буторин, О. И. (1977). Методика определения конечного коэффициента нефтеотдачи. Бугульма: ТатНИПИнефть.
  3. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
  4. Керимов, Н. С., Гусейнова, Д. Ф., Юсифова, Ш. Ф. (2013). Оценка начальных извлекаемых запасов горизонта верхний мел месторождения «Мурадханлы» методами моделирования. SOCAR Proceedings, 2, 56-59.
  5. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
  6. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
  7. РД 39-0147035-214-86. (1986). Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. Москва: ВНИИ.
  8. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50. 
  9. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
  10. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
  11. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33-39.
  12. Щелкачев, В. Н. (1974). Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещение. Нефтяное хозяйство, 6, 26-29.
  13. Хакимзянов, И. Н., Хисамов, Р. С., Ибатуллин, Р. Р. и др. (2011). Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений. Казань: ФЭН.
  14. Хабибрахманов, А. Г., Зарипов, А. Т., Хакимзянов, И. Н. и др. (2019). Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан). Казань: Слово.
  15. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
  16. Хамитов, И. Г., Щекатурова, И. Ш., Федоренко, Н. В. (2014). Численное исследование плотности сетки скважин с учетом многоствольных скважин на примере месторождения Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 2, 15-18.
  17. Вышенская, М. И. (2013). Определение плотности сетки при разработке месторождения горизонтальными скважинами. Бурение и нефть, 9, 26-30.
  18. Мулявин, С. Ф. (2012). Методика расчета коэффициента охвата для систем разработки с горизонтальными скважинами. Нефтепромысловое дело, 5, 27-30.
  19. Y a k u p o v , R . F . , M u k h a m e t s h i n , V . Sh.,Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
  20. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
Ardını oxu Qısa mətni oxu

DOI: 10.5510/OGP20210200495

E-mail: vsh@of.ugntu.ru

R.F. Yakupov, İ.N. Xakimzyanov, V.V. Muxametşin, L.S. Kuleşova

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Su-neft zonaları şəraitində əks neft konusunun yaradılması zamanı hidrodinamik modelin istifadəsi


Layın qübbə hissəsində neftlə doymuş süxurların aşağı keçiriciliyə malik terrigen kollektorlarında sudaüzən yataqların işlənmə şəraiti üçün qalıq neft ehtiyatlarının səmərəli hasil edilməsi üçün əks neft konusunun yaradılması texnologiyası təklif edilmişdir. Neftçıxarma prosesinin vizual görüntülənməsi üçün təklif olunan texnologiyanın effektivliyinin artırılmasına və texnoloji parametrlərinin tənzimlənməsinə imkan verən hidrodinamik model yaradılmışdır. Modellərin yaradılma məsələləri nəzərdən keçirilmişdir: layın tavan ətrafı hissəsinin yarılması zamanı su konusunun əmələ gəlməsi; su ilə maksimum doymuş laylardan su götürülməsi prosesində neft konusunun əmələ gəlməsi; neftlə ən çox doymuş laycıqlardan neft hasilatı prosesində neft konusun yuyulması. Təklif olunan əks konus texnologiyasından istifadənin effektivliyinə təsir edən parametrlər müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: neft; süzülmə modeli; neft konusu; sudaüzən yataqlar; hasilat.

Layın qübbə hissəsində neftlə doymuş süxurların aşağı keçiriciliyə malik terrigen kollektorlarında sudaüzən yataqların işlənmə şəraiti üçün qalıq neft ehtiyatlarının səmərəli hasil edilməsi üçün əks neft konusunun yaradılması texnologiyası təklif edilmişdir. Neftçıxarma prosesinin vizual görüntülənməsi üçün təklif olunan texnologiyanın effektivliyinin artırılmasına və texnoloji parametrlərinin tənzimlənməsinə imkan verən hidrodinamik model yaradılmışdır. Modellərin yaradılma məsələləri nəzərdən keçirilmişdir: layın tavan ətrafı hissəsinin yarılması zamanı su konusunun əmələ gəlməsi; su ilə maksimum doymuş laylardan su götürülməsi prosesində neft konusunun əmələ gəlməsi; neftlə ən çox doymuş laycıqlardan neft hasilatı prosesində neft konusun yuyulması. Təklif olunan əks konus texnologiyasından istifadənin effektivliyinə təsir edən parametrlər müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: neft; süzülmə modeli; neft konusu; sudaüzən yataqlar; hasilat.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Телков, А. П., Ягафаров, А. К., Шарипов, А. У., Клещенко, И. И. (1993). Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. Москва: ВНИИОЭНГ.
  2. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
  3. Куванышев, У. П. (1965). Некоторые задачи пространственной фильтрации в анизотропных пластах. Труды ТатНИПИнефть, 8, 205-214
  4. Керимов, Н. С., Гусейнова, Д. Ф., Юсифова, Ш. Ф. (2013). Оценка начальных извлекаемых запасов горизонта верхний мел месторождения «Мурадханлы» методами моделирования. SOCAR Proceedings, 2, 56-59.
  5. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117-124.
  6. Скворцов, В. В. (1961). Определение времени обводнения скважин при учете различия вязкостей нефти и воды. Татарская нефть, 4, 21-28.
  7. Казаков, А. А., Соловьев, И. Г. (2009). Модель динамики конусообразования подошвенной воды нефтяной скважины. Вестник кибернетики, 8, 4-11.
  8. Karpychev, V. A. (1960). To the problem of the cone of bottom water in an inhomogeneous formation. Journal of Applied Mechanics and Technical Physics, 3, 88-113.
  9. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33-39. 
  10. Mukhametshin, V. V., Andreev, V. E. (2017). Search and argumentation of decisions aimed at increasing the efficiency of bottom-hole zone stimulation in oil accumulations with challenged reserves. SPE-187785-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  11. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V., Andreev, A. V. (2017). A quantitative assessment method of the productive formation wettability indicator according to the data of geophysical surveys. SPE-187907-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  12. 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.
  13. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
  14. Рамазанзаде, Э. Н. (2010). Выявление потенциальных ресурсов и эффективное освоение многопластовых нефтяных месторождений Абшерона, находящихся в поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, 1, 24-28.
  15. Soloviev, N. N., Mukhametshin, V. Sh., Safiullina, A. R. (2020). Developing the efficiency of low-productivity oil deposits via internal flooding. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering (International Conference on Extraction, Transport, Storage and Processing of Hydrocarbons & Materials (ETSaP)), 952(1), 012064, 1-5.
  16. Lux, M., Szanyi, J., Tóth, T. M. (2016). Evaluation and optimization of multi-lateral wells using MODFLOW unstructured grids. Open Geosciences, 8(4), 39-44.
  17. López Peña, L. A., Meulenbroek, B., Vermolen, F. J. (2016). A network model for the kinetics of bioclogged flow diversion for enhanced oil recovery. In: 15th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery.
  18. Jena, H. M., Sahoo, B. K., Roy, G. K., Meikap, B. C. (2008). Characterization of hydrodynamic properties of a gas–liquid–solid three-phase fluidized bed with regular shape spherical glass bead particles. Chemical Engineering Journal, 145(1), 50-56.
  19. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
  20. Burghardt, A., Bartelmus, G., Szlemp, A. (2004). Hydrodynamics of pulsing flow in three-phase fixed-bed reactor operating at an elevated pressure. Industrial and Engineering Chemistry Research, 43(16), 4511-4521.
Ardını oxu Qısa mətni oxu

DOI: 10.5510/OGP20210200496

E-mail: vv@of.ugntu.ru

F.E. Səfərov1,2, S.A. Vejnin1, N.A. Sergeyeva1, A.A. Ratner1, L.N. Latıpova1, İ.F. Xalitov3, L.E. Lençenkova3, A.Q. Telin1

1«Ufa Elmi Texniki Mərkəz» MMC, Ufa, Rusiya; 2REA Ufa Federal Tədqiqat Mərkəzinin Ufa Kimya İnstitutu, Ufa, Rusiya; 3Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Yura çöküntülərinin keçiricilikli-heterogen yüksək temperaturlu yataqlarına kompleks təsir texnologiyasının işlənməsi


Keçiricilikli-heterogen yüksək temperaturlu Yura qumdaşı çöküntülərinin suvurma ilə işlənməsi, bir qayda olaraq, sulaşma tempinin ehtiyatların hasil edilmə tempini üstələməsi ilə xarakterizə olunur. Bu cür yataqların səmərəli işlənməsi üçün onlara neftveriminin artırılması və qəbul etmə profilinin hamarlaşdırılması üsulları ilə birgə təsir etmək lazımdır. Bu, neftin su ilə sıxışdırılması (Ksıx) və yatağın suvurma ilə əhatə olunma əmsallarını artırmağa imkan verəcəkdir. Yüksək temperaturlu kollektorlarda neftveriminin artırılması üçün səthi-aktiv maddələrin kompozisiyalarının istifadə edildiyi layihələrin çoxu daxili olefin sülfonatların (IOS) tətbiqinə əsaslanır, lakin vergiyə güzəştlər tətbiq edilməsə bu layihələr zərərli ola bilər. Məqalədə layihənin müsbət iqtisadi rentabelliyini əldə etməyə imkan verən, ucuz və əlçatan böyük tonnajlı reagentlərdən ibarət kompozisiya təqdim edilmişdir. IOS ehtiva edən kompozisiyalarla müqayisədə təqdim olunan kompozisiyanın tətbiqi zamanı qalıq neftlə doyma daha az aşağı düşür. Bir neçə yatağın timsalında fiziki-kimyəvi və filtrasiya tədqiqatları, həmçinin hidrodinamiki modelləşdirmə də daxil olmaqla, neft yataqlarının səthi-aktiv maddələr (SAM) və tikilmiş polimer tərkiblər (TPT) əsasında kompozisiyalarla kompleks təsir texnologiyası ilə işlənməsi metodologiyası göstərilmişdir.

Açar sözlər: xam neft; faza davranışı; anion səthi aktiv maddələr; tikilmiş polimer; fazalararası səthi gərilmə; süzülmə tədqiqatları; hidrodinamiki modelləşdirmə.

Keçiricilikli-heterogen yüksək temperaturlu Yura qumdaşı çöküntülərinin suvurma ilə işlənməsi, bir qayda olaraq, sulaşma tempinin ehtiyatların hasil edilmə tempini üstələməsi ilə xarakterizə olunur. Bu cür yataqların səmərəli işlənməsi üçün onlara neftveriminin artırılması və qəbul etmə profilinin hamarlaşdırılması üsulları ilə birgə təsir etmək lazımdır. Bu, neftin su ilə sıxışdırılması (Ksıx) və yatağın suvurma ilə əhatə olunma əmsallarını artırmağa imkan verəcəkdir. Yüksək temperaturlu kollektorlarda neftveriminin artırılması üçün səthi-aktiv maddələrin kompozisiyalarının istifadə edildiyi layihələrin çoxu daxili olefin sülfonatların (IOS) tətbiqinə əsaslanır, lakin vergiyə güzəştlər tətbiq edilməsə bu layihələr zərərli ola bilər. Məqalədə layihənin müsbət iqtisadi rentabelliyini əldə etməyə imkan verən, ucuz və əlçatan böyük tonnajlı reagentlərdən ibarət kompozisiya təqdim edilmişdir. IOS ehtiva edən kompozisiyalarla müqayisədə təqdim olunan kompozisiyanın tətbiqi zamanı qalıq neftlə doyma daha az aşağı düşür. Bir neçə yatağın timsalında fiziki-kimyəvi və filtrasiya tədqiqatları, həmçinin hidrodinamiki modelləşdirmə də daxil olmaqla, neft yataqlarının səthi-aktiv maddələr (SAM) və tikilmiş polimer tərkiblər (TPT) əsasında kompozisiyalarla kompleks təsir texnologiyası ilə işlənməsi metodologiyası göstərilmişdir.

Açar sözlər: xam neft; faza davranışı; anion səthi aktiv maddələr; tikilmiş polimer; fazalararası səthi gərilmə; süzülmə tədqiqatları; hidrodinamiki modelləşdirmə.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Nelson, R. C., Lawson, J. B., Thigpen, D. R., Stegemeier, G. L. (1984, April). Cosurfactant-enhanced alkaline flooding. SPE-12672-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  2. Hill, H. J., Reisberg, J., Stegemeier, G. L. (1973, February). Aqueous surfactant systems for oil recovery. SPE-3798-PA. Journal of Petroleum Technology, 25 (2), 186–194.
  3. Barnes, J. R., Dirkzwager, H., Smit, J. R., et al. (2010, April). Application of internal olefin sulfonates and other surfactants to EOR. Part 1: Structure—performance relationships for selection at different reservoir conditions. SPE-129766-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  4. Al-Murayri, M. T., Kamal, D. S., Al-Qattan, A., et al. (2021). A practical and economically feasible surfactant EOR strategy: impact of injection water ions on surfactant utilization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 201, 108479.
  5. Uren, L. C., Fahmy, E. H. (1927, December). Factors influencing the recovery of petroleum from unconsolidated sands by waterflooding. SPE-927318-G. Petroleum Transactions, AIME, 77, 318–335.
  6. Atkinson, H. (1927). Recovery of petroleum from oil bearing sands. US Patent 1651311.
  7. Buckley, J. S., Liu, Y., Xie, X., Morrow, N. R. (1997). Asphaltenes and crude oil wetting – the effect of oil composition. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2(02), 107–119.
  8. Jennings, H. Y. Jr. (1975, June). A study of caustic solution-crude oil interfacial tensions. SPE-5049-PA. SPE Journal, 15 (3), 197–202.
  9. Liu, S., Zhang, D.L., Yan, W., et al. (2008, March). Favorable attributes of alkali-surfactant-polymer flooding. SPE-99744-PA. SPE Journal, 13 (01), 5–16.
  10. Wessen, L. L., Harwell, J. H. (2000). Surfactant adsorption in porous media /in «Surfactants: fundamentals and applications in the petroleum industry», ed. L.L. Schramm. New York: Cambridge University Press. 
  11. Zhang, R., Somasundaran, P. (2006). Advances in adsorption of surfactants and their mixtures at solid/solution interfaces. Advances in Colloid and Interface Science, 123–126, (Special Issue, 16 November 2006), 213–229.
  12. Bae, J. H., Petrick, C. B. (1977). Adsorption/retention of petroleum sulfonate in Berea cores. SPE-5819-PA. SPE Journal, 17(5), 353–357.
  13. Dwarakanath, V., Chaturvedi, T., Jackson, A., et al. (2008, April). Using co-solvents to provide gradients and improve oil recovery during chemical flooding in a light oil reservoir. SPE-113965-MS. In: SPE Symposium on Improved Oil Recover. Society of Petroleum Engineers.
  14. Sahni, V., Dean, R. M., Britton, C., et al. (2010, April). The role of co-solvents and co-surfactants in making chemical floods robust. SPE-130007-MS. In: SPE Symposium on Improved Oil Recover. Society of Petroleum Engineers.
  15. Плетнёв, М. Ю. (1990). Косметико-гигиенические моющие средства. Москва: Химия.
  16. Heyden, Van der, Mikhaylenko, F. H. J., de Reus, A. J., et al. (2017, April). Injectivity experiences and its surveillance in the West Salym ASP pilot. EAGE ThB07. In: 19th European Symposium on Improved Oil Recovery.
  17. Тома, А. (2020). Основы технологии полимерного заводнения. Санкт-Петербург: ЦОП «Профессия».
  18. Castro, R, Llanos S., Jenny Rodríguez, J., et al. (2020). Polymers for EOR application in high temperature and high viscosity oils: rock–fluid behavior. Energies, 13(22), 5944.
  19. Швецов, И. А., Манырин, В. Н. (2002). Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: Дом печати.
  20. Сафаров, Ф. Э., Вежнин, С. А., Вульфович, С. Л. и др. (2020). Трассерные исследования и работы по выравниванию профиля приемистости в скважине Дачного месторождения. Нефтяное хозяйство, 4, 38–43.
  21. Lobanova, S. Yu., Yelubaev, B. U., Talamanov, N. E., et al. (2020) Cyclical gel-polymer flooding technology is an effective method of enhanced oil recovery in high-viscosity oil fields. SPE-201824-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual. Society of Petroleum Engineers.
  22. Лозин, Е. В., Хлебников, В. Н. (2003). Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. Уфа: Башнипинефть.
  23. Chang, H.L., Zhang, Z.Q., Wang, Q. M., et al. (2006). Advances in polymer flooding and alkaline/surfactant/ polymer processes as developed and applied in the Peoples Republic of China. SPE-89175-JPT. Journal of Petroleum Technology, 58(02), 84–89.
  24. Sheng, J. J., Leonhardt, B., Azri, N. (2015). Status of polymer-flooding technology. Journal of Canadian Petroleum Technology, 54(2), 116–126.
  25. Sheng, J. J. (2014). A comprehensive review of alkalinesurfactant-polymer (ASP) flooding. Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering, 9(4), 471–489.
  26. Liu, S., Feng Li, R., Miller, C.A., Hirasaki, G.J. (2010). Alkaline/surfactant/ polymer processes: wide range of conditions for good recovery. SPE-113936-PA. SPE Journal, 15(2), 282–293. 
  27. Buijse, M. A., Prelicz, R. M., Barnes, J. R., et al. (2010, April). Application of internal olefin sulfonates and other surfactants to EOR. Part 2: The design and execution of an ASP field test. SPE-129769-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  28. Barnes, J. R., Smit, J. P., Smit, J., et al. (2008, April). Development of surfactants for chemical flooding at difficult reservoir conditions. SPE-113313-MS. In: SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
  29. Zhao, P., Jackson, A.C., Britton, C., et al. (2008, April). Development of high performance surfactants for difficult oils. SPE-113432-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
  30. Puerto, M., Hirasaki, G. J., Miller, C.A. (2010, April). Surfactant systems for EOR in high-temperature, high-salinity environments. SPE-129675-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  31. Петраков, А. М., Рогова, Т. С., Макаршин, С. В. и др. (2020). Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций. Нефтяное хозяйство, 1, 66–70.
  32. Batchelor, G. К. (2000). An introduction to fluid dynamics. Cambridge: Cambridge University Press.
  33. ОСТ 39-195-86. (1986). Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения водой в лабораторных условиях.
  34. Семихина, Л. П., Штыков, С. В., Карелин, Е. А. (2015). Исследование пригодности реагентов для химических методов заводнения по их способности отмывать пленки нефти. Нефтегазовое дело, 5, 236–256.
  35. Suijkerbuijk, B. M., Sorop, T. G., Parker, A. R., et al. (2014, April). Low salinity waterflooding at west-salym: laboratory experiments and field forecasts. SPE-169102-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  36. Hirasaki, G. J. (1981). Application of the theory of multicomponent, multiphase displacement to threecomponent, two-phase surfactant flooding. SPE-8373-PA. SPE Journal, 21(2), 191–204.
  37. Taber, J. J. (1969). Dynamic and static forces required to remove a discontinuous oil phase from porous media containing both oil and water. SPE-2098-PA. SPE Journal, 9(1), 3–12.
  38. Stegemeier, G. L. (1977). Mechanisms of entrapment and mobilization of oil in porous media. In: Improved oil recovery by surfactant and polymer flooding, ed. D.O. Shah and R.S. Schechter. New York: Academic Press.
  39. Melrose, J. C., Brandner, C. F. (1974). Role of capillary forces in detennining microscopic displacement efficiency for oil recovery by waterflooding. JCPT 74-04-05. Journal of Canadian Petroleum Technology, 13(4), 54–62.
  40. Foster, W. R. (1973). A low-tension waterflooding process. SPE-3803-PA. SPE Journal of Petroleum Technology, 25 (2), 205–210.
  41. Pennell, K. D., Pope, G. A., Abriola, L. M. (1996). Influence of viscous and buoyancy forces on the mobilization of residual tetrachloroethylene during surfactant flushing. Environmental Science & Technology, 30(4), 1328–1335.
Ardını oxu Qısa mətni oxu

DOI: 10.5510/OGP20210200497

E-mail: SafarovFI@ufntc.ru

R.T. Axmetov, A.M. Malyarenko, L.S. Kuleşova, V.V. Muxametşin, A.R. Safiullina

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Qərbi Sibirin neft və qaz kollektorlarının hidravlik nahamarlığının kapilyarimetrik tədqiqatlar əsasında miqdari qiymətləndirilməsi


Məlumdur ki, məsamə kanallarının ölçülər üzrə verilən paylanması ilə olan kapilyar model kollektor layların absolyut keçiriciliyini kifayət qədər dəqiqliklə qiymətləndirməyə imkan vermir. Bu halda düstura litoloji əmsal və ya hidravlik nahamarlıq (əyri-üyrülük) adlanan müəyyən düzəliş əmsalının əlavə edilməsi lazım gəlir. Məqalədə göstərilmişdir ki, düzəliş əmsalına ehtiyac əsasən kapilyar modelin kollektorun boş fəzasının real geometriyası ilə uyğun gəlməməsi səbəbindən yaranır. Bununla əlaqədar olaraq, absolyut keçiriciliyin hesablanması zamanı süzülmə kanallarının dəyişən məsamələr və məsamələrarası daralmalarla verildiyi qantel modelindən istifadə edilməsi təklif olunur. Kapilyarimetriya məlumatları yalnız minimal kəsiyin kanallarının – yəni, məsamələrarası daralmaların radiuslarını təyin etməyə imkan verir. Bu məqalədə kapilyar tədqiqatların nəticələrinə, həmçinin həcmi xassələrin tədqiqinin məlumatlarına əsaslanaraq Qərbi Sibir kollektorları üçün hidravlik nahamarlıqların hesablanması metodikası təqdim edilmişdir. Hidravlik nahamarlıq məsamələrdəki cərəyan xətlərinin genişlənməsi və onların süxurun məsamələrarası kanallarında sıxılması prosesi ilə izah olunur. Qeyd olunmuşdur ki, qalıq su məsamələrin canlı kəsiyinin daralmasına və müvafiq olaraq hidravlik nahamarlığın müəyyən qədər azalmasına səbəb olur.

Açar sözlər: boş fəzanın quruluşu; kapilyarimetriya; hidravlik nahamarlıq; süzülmə-həcmi parametrlər.

DOI: 10.5510/OGP20210200498

E-mail: vv@of.ugntu.ru

D.R. Musina, İ.V. Burenina, R.R. Kazıxanov, L.Ş. Nafikova

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Neft şirkətlərinin satınalmalar fəaliyyətinin səmərəliliyinin bençmarkinq əsasında artırılması


Məqalədə müəlliflərin neft və qaz sənayesi şirkətləri üçün satınalma fəaliyyətinin daxili və xarici bençmarkinqi metodikasının işlənməsinə yönəlmiş elmi işlərinin nəticələri təqdim olunmuşdur. Bençmarkinq növlərinin kateqoriyalara ayrılması aparılmış və neft şirkətlərinin satınalmalarında bençmarkinq metodlarının işlənməsi üçün uyğun gələnlər göstərilmişdir. Satınalma fəaliyyətinin bençmarkinq metodikasının işlənməsi məqsədilə bençmarkinqin ümumi konsepsiyası neft şirkətində satınalmaların sənaye şərtlərinə və funksional xüsusiyyətlərinə uyğun dəyişdirilmişdir. Satınalma fəaliyyətinin xarici bençmarkinqinin realizasiya prosesi işlənmişdir. Sənaye rəqiblərinin seçim mərhələsi üçün əməliyyat effektivliyinin və əmək məhsuldarlığının əsas göstəriciləri təklif olunmuşdur. Müqayisə mərhələsində neft şirkətlərinin satınalma logistikasının elementlərinin, alətlərinin və göstəricilərinin müqayisə edilməsi təklif edilmişdir. Daxili funksional bençmarkinq böyük neft şirkətləri və vertikal-inteqrasiya olunmuş neft şirkətləri üçün tövsiyə olunmuşdur. Xarici bençmarkinqdən fərqli olaraq, bu, tərəfdaş bençmarkinqidir, bençmarkinq mübadilədir. Satınalma fəaliyyətlərinin daxili bençmarkinqinin realizasiya prosesi təklif olunmuşdur. «Törəmə etalon müəssisələrin seçim» mərhələsi üçün fərdi göstəricilər dəsti təklif olunmuşdur. Xarici bençmarkinqdən fərqli olaraq, daxili bençmarkinq etalon törəmə müəssisələrdə satınalma fəaliyyətinin biznes proseslərinin təkmilləşdirilməsi təcrübəsindən bəhrələnməyə yönəlmişdir.

Açar sözlər: satınalmalar; logistika; bençmarkinq; neft şirkəti; metodika.

DOI: 10.5510/OGP20210200499

E-mail: musinad@yandex.ru

A.S. Quba1, R.N. Baxtizin2, R.İ. Ableyev3, A.V. Faxreyeva4, F.F. Musin4, V.A. Dokiçev4,5

Samara Neft Elmi Tədqiqat Layihə İnstitutu, Samara, Rusiya; Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya; Başqırdıstan Respublikasının Elmlər Akademiyası, Ufa, Rusiya; REA Ufa Federal Tədqiqat Mərkəzinin Ufa Kimya İnstitutu, Ufa, Rusiya; Ufa Dövlət Aviasiya Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Samara bölgəsindəki Vinno-Bannovsk neft yatağının quyu tikintiləri prosesində əmələ gələn qazma şlamları əsasında texnogen qruntun işlənməsi


Samara bölgəsindəki Vinno-Bannovsk neft yatağında quyu tikintisi prosesində əmələ gələn qazma şlamlarının mineraloji, kimyəvi və qravimetrik tərkibləri tədqiq edilmişdir. Müəyyən edilmişdir ki, qazma şlamının tərkibdə olan qazılmış süxur aşağıdakı süxurəmələgətirən minerallardan – kalsit, kvars, dolomit, vollastonit, dəmir tərkibli ankermanit və ankeritdən ibarətdir. Qazma şlamlarında ağır metalların yolverilən konsentrasiya həddinin (YKH) ümumi miqdarının aşılması qurğuş, arsen və civədə müşahidə olunur. Neft məhsullarının miqdarı 0.64 ± 0.27 q/kq həddində olur və neft üzrə YKH-ni aşmır. Qazma şlamının təbii qum, fosfoqips və sorbent ilə 53:40:2:1 nisbətində mexaniki qarışdırılması yolu ilə ekoloji cəhətdən təhlükəsiz sukeçirici texnogen qrunt əldə edilməsi üçün üsul təklif olunmuşdur. Bu üsul pollütantların konsentrasiyasının azaldılması və sorbentdə sorbsiyası hesabına pollütantların toksiki təsirinin aşağı düşməsinə gətirib çıxarır. Qazma şlamlarının utilizasiyası zamanı əldə edilən qrunt fiziki və kimyəvi xarakteristikalarına görə QOST 25100 — 2020 «Qrunt. Təsnifat» uyğun olaraq texnogen dispers qrunt hesab olunur və istehsalat və köməkçi sahələrin qrunt özüllərinin tikintisində istifadə edilə bilər.

Açar sözlər: ekologiya; utilizasiya; qazma tullantıları; qazma şlamı; texnogen qrunt; sorbent.

DOI: 10.5510/OGP20210200500

E-mail: dokichev_vl@mail.ru

S.M. Sultanmagomedov, D.R. Hayrullin, R.N. Kunafin

Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya

Yay tipli daxili karkası olan bon çəpərinin işlənməsi


Məqalədə şişirdilən bon çəpərlərinin tətbiqinin aktuallığına baxılmışdır. Bonların çay üzərindən çəkilən polad troslar vasitəsilə qaraşdırılması zamanı lokal hissələrinin əyilmə təhlükəsi və müvafiq olaraq neft və neft məhsullarının onların üzərindən keçərək yayılması əhəmiyyətli dərəcədə aşağı düşür. Daxili üzən kamerasında yay olan bon çəpərlərinin tətbiqi təklif edilmişdir. Bonun açılmış vəziyyətdən sıxılmış vəziyyətə quraşdırılması ətəyin ayrılmasından sonra, sıxılmış vəziyyətdən işçi vəziyyətə quraşdırılması isə yayın düzləşməsi zaman yerinə yetirilir. Bonun formasını bon boyunca uzanan iki tros tənzimləyir. Bon hissələrinin birləşdirilməsindən sonra, çay üzərindən çəpərin tam quraşdırılması aşağıdakı üsullardan biri ilə yerinə yetirilir.

Açar sözlər: bon çəpəri; neft və neft məhsullarının qəzalı dağılmalarının lokallaşdırılması; spesifik (xüsusi) konstruksiyalı bon çəpəri; şişirdilən bon çəpəri.

DOI: 10.5510/OGP20210200501

E-mail: damir2018@yandex.ru

R.A. İsmakov1, V.Q. Konesev2, F.N. Yangirov1, Q.L. Qaymaletdinova1, A.R. Yaxin1   

1Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya; 2Qazpromneft Elmi Texniki Mərkəzi MMC, Sankt-Peterburq, Rusiya

Qazma texnologiyasına tətbiq olunan sürtkü materiallarının sərhəd qatlarının qalınlığındakı dəyişikliklərin kinetikasının tədqiqi


Sürtkü yağlarının istismar xüsusiyyətlərinin yaxşılaşdırılması mexanizmlərin istismar müddətini artırır, bu isə öz növbəsində avadanlıqların texniki-iqtisadi effektivlik və təhlükəsizlik göstəricilərinə müsbət təsir göstərir. Buna görə də tribologiyada texnikada sürtünmə düyünlərinin vəziyyətinin analizinə və onların istismar müddətini artırmağa imkan verən resurs xassələrinin qiymətləndirilməsinə böyük diqqət yetirilir. Məqalədə verilmiş tədqiqatın məqsədi sürtkü yağları və sürtkü materialları haqqında ümumi qaydaların, həmçinin sürtünmə səthlərində sərhəd qatlarının yaranma xüsusiyyətlərinin və bu zaman müşahidə olunan qanunauyğunluqların öyrənilməsindən ibarətdir. Silindr 52 yağı və balta üçün plastik sürtkü mühitində şaroşkalı baltanın diyircəkli podşipniki üçün uyğun olan sürtünmə cütünün müxtəlif energetik yüklənməsi zamanı sürtkü reaktivlərindən istifadə etməklə sərhəd qatlarının qalınlığının hesablanması aparılmışdır. Təklif olunan metodologiya qazma sürtkü materiallarının tribotexnik xassələrini yaxşılaşdıran vasitələrin işlənməsi üzrə səmərəliliyi və effektivliyi artırmağa imkan vermişdir.

Açar sözlər: sərhəd qatının qalınlığı; quyuların qazılması; sürtkü materialları; sürtünmə rejimi; yeyilmə.

DOI: 10.5510/OGP20210200502

E-mail: ismakovrustem@gmail.com

Ş.Ş. Cumayev1, Yu.Q. Borisova1, Q.Z. Raskildina1, R.R. Daminyev2, S.S. Zlotskiy1

1Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Ufa, Rusiya; 2Ufa Dövlət Neft Texniki Universiteti, Sterlitamak filialı, Rusiya

Dixlorometilbenzol-1,2-əsasında tsiklik asetal və qem-dixlorosiklopropanların alınması


Dimetil-2,2-oksimetil-4 dioksolan (ketal-kül)-3 və diklometilbenzol-1,2 istifadə etməklə fazalararsı kataliz şəraitində tərkibində sikloasetal fraqmentləri olan mono- və diefirlər sintez edilmişdir. Həmçinin, dixloridin köməyilə, benzolun iştirakı ilə allil spirtinin mono- və diefirləri alınmışdır. Xloroform, qələvi və katamin AB katalizatorunun istifadəsi ilə qeyri-həddi efirlərin dixlorosiklopropanlaşdırılması qem-dixlorosiklopropan fraqmentləri ehtiva edən birləşmələrin alınmasına imkan yaratmışdır. Ketal-külün [(alloksi) metil]-1-(xlorometil) benzen-2 (allil spirtinin monotörəməsi) ilə O-alkillənməsi vasitəsilə quruluş baxımından dioksolan-1,3 və qemdixlorosiklopropan fraqmentləri ilə uyuşan sadə efir sintez edilmişdir. Alınan maddələr kütlə-spektrometriyası (Nist tədqiqat bazası olan «Xromatek-Kristall» cihazı) və NMR spektroskopiyası («Bruker» cihazı) üsulları ilə analiz edilib təsdiqlənmişdir. Müəyyən olunmuşdur ki, alınan bir sıra birləşmələr arasında HEK293, SH-SY5Y, MCF-7 və A549 qəfəs xətlərinə qarşı sitoloji aktivliyi yalnız {[(2-{[(2,2-diklorosiklopropil) metoksi] metil}-benzil) oksi] metil}-4 - dimetil-2,2-dioksolan-1,3 nümayiş etdirmişdir.

Açar sözlər: o-ksililendixlorid; dixlorosiklopropanlaşdırma; tsiklik asetallar; bioloji aktivlik.

DOI: 10.5510/OGP20210200503

E-mail: yulianna_borisova@mail.ru