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.

V.Yu. Kərimov1, E.A. Lavrenova2, R.N. Mustaev1, Yu.V. Şerbina1

1S. Orconikidze adına Rusiya Dövlət Geoloji Kəşfiyyat Universiteti, Moskva, Rusiya; 2«ASAP Service» MMC, Gelencik, Rusiya

Şərqi Arktikanın karbohidrogen sistemləri və neft-qaz yığılmalarının axtarış perspektivləri


Məqalədə Şərqi Arktikada əhəmiyyətli karbohidrogen potensialının proqnozlaşdırıldığı karbohidrogen sistemlərinin formalaşması şərtlərinə baxılmışdır. Neft karbohidrogenlərinin hazırda məlum olan bütün təzahürləri cənuba bitişik quru ərazidə, həmçinin şelfin şərqində müəyyən edilmişdir. Şərqi Arktika akvatoriyaları karbohidrogen sistemləri təkamülünün adekvat müqayisəli təhlilinin aparılması üçün vahid modelə daxil edilmişdir. Tədqiqatın məqsədi çöküntü hövzələrinin və karbohidrogen sistemlərinin məkan-zaman rəqəmsal modellərinin qurulması, ana-neft süxurlarının əsas horizontları üçün karbohidrogenlərin generasiya, miqrasiya və akkumulyasiya həcmlərinin kəmiyyətcə qiymətləndirilməsi olmuşdur. Qarşıya qoyulan məqsədə nail olmaq üçün ədədi hövzə modelləşdirilməsi aparılmış, onun əsasında karbohidrogen sistemlərinin paylanma sahələri müəyyənləşdirilmiş və təhlil edilmişdir. Alınmış məlumatlar nəticəsində Şərqi Arktika dənizlərinin akvatoriyalarında karbohidrogenlərin ən çox ehtimal olunan yığılma zonaları, potensial tələlərdəki flüid növləri və neft və qaz yığılmaları axtarışının perspektivlərinin proqnozu yerinə yetirilmişdir.

Açar sözlər: hövzə modelləşdirməsi; çöküntü hövzəsi; karbohidrogen sistemi; məkanzaman rəqəmsal modeli; neft-qazlılıq əlamətləri; Şərqi Arktika; karbohidrogen sistemlərinin elementləri; neft-qaz ana təbəqələri; rezervuarlar; miqrasiya; akkumulyasiya; perspektivli obyektlər.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Керимов, В. Ю., Бондарев, А. В., Сизиков, Е. А. и др. (2015). Условия формирования и эволюция углеводородных систем на Присахалинском шельфе Охотского моря. Нефтяное хозяйство, 8, 22-27.
  2. Керимов, В. Ю., Горбунов, А. А., Лавренова, Е. А., Осипов, А. В. (2015). Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба по результатам моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Литология и полезные ископаемые, 50(5), 394-406.
  3. Керимов, В. Ю., Мустаев, Р. Н., Серикова, У. С. и др. (2015) Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей. Нефтяное хозяйство, 3, 56-60.
  4. Богоявленский, В. И., Керимов, В. Ю., Ольховская, О. О. (2016). Опасные газо-насыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Охотское море. Нефтяное хозяйство, 6, 43-47.
  5. Лазуркин, Д. В. (2004). Перспективы нефтегазоносности морей Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского. Атлас: Геология и полезные ископаемые шельфов России. Москва: ГИН РАН.
  6. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Мустаев, Р. Н, Бондарев, А. В. (2018). Оценка генерационного потенциала сланцевых низко проницаемых толщ (майкопская серия Кавказа). SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
  7. Иванова, Н. М., Секретов, С. Б., Шкарубо, С. И. (1989). Данные о геологическом строении шельфа моря Лаптевых по материалам сейсмических исследований. Океанология, 1989, 29(5), 789-793.
  8. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Осипов, А. В., Мустаев, Р. Н. (2017). Генерация и аккумуляция углеводородов в условиях больших глубин земной коры. SOCAR Proceeding, 1, 4-16.
  9. Керимов, В. Ю., Бондарев, А. В., Осипов, А. В., Серов, С. Г. (2015). Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь). Нефтяное хозяйство, 5, 39-42.
  10. Керимов, В. Ю., Гордадзе, Г. Н., Лапидус, А. Л. и др. (2018). Физико-химические свойства и генезис асфальтитов Оренбургской области. Химия твердого топлива, 2, 128-137.


DOI: 10.5510/OGP2021SI200556

E-mail: r.mustaev@mail.ru


S.A. Punanova

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Neft və qaz tələlərinin təsnifat müxtəlifliyi və şist formasiyalarının məhsuldarlığının geokomyəvi meyarları haqqında


Məqalədə analitik tədqiqatlar və ədəbiyyat mənbələrinin tənqidi təhlili əsasında qeyriantiklinal tələlərin təsnifat atributları nəzərdən keçirilmişdir. İstər universal sxemlərin təsviri, istərsə də konkret neft-qaz hövzələri üçün tədqiqatçılar tərəfindən istifadə olunan tələlərin təsnifat təriflərinin və xarakteristikalarının həddindən artıq olması və çox vaxt müxtəlif variantlarda olması son nəticədə tələlərin tiplərinin və yarımtiplərinin genişlənməsinə, üç əsas sinifdə birləşməsinə gətirib çıxarır: fasiləsiz və kvazifasiləsiz (qeyri-ənənəvi) və fasiləli (ənənəvi). Qeyd edilmişdir ki, tələlərin genezis və morfologiyasının və onlarının axtarışının geofiziki, seysmostratiqrafik, paleogeoqrafik, paleotektonik, hidrogeoloji və digər üsullarla kompleks şəkildə öyrənilməsinə hal-hazırda axtarış-kəşfiyyat işlərinin bütün mərhələlərində karbohidrogen yığımlarının geokimyəvi üsullarla da proqnozlaşdırılması və axtarışı geniş tətbiq olunur. Karbon tərkibli formasiyaların nazik tələlərinin effektiv məhsuldarlığının qiymətləndirilməsi üçün geokimyəvi üsulların praktiki imkanları Rusiyanın Bajenov və Domanik yataqlarının, habelə ABŞ-da Bakken, Eagle və digər şist yataqlarının nümunəsində göstərilmişdir.

Açar sözlər: qeyri-antiklinal tələlər; nazik tələlər; rezervuarlar; neft və qaz; tələlərin təsnifatı; karbon tərkibli formasiyalar; geokimyəvi tədqiqatlar.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Dolson, J. (2016). Understanding oil and gas shows and seals in the search for hydrocarbons. Switzerland: Springer International Publishing, XIX.
  2. Zhao, J.-Z., Li, J., Wu, W.-T., et al. (2019).The petroleum system: a new classification scheme based on reservoir qualities. Petroleum Science, 16, 229–251.
  3. Dolson, J., Zhiyong, H., Horn Brian, W. (2018). Advances and perspectives on stratigraphic trap exploration-making the subtle trap obvious. Search and Discovery, Article 60054.
  4. Sonnenberg, S. A., Meckel, L. (2017). Our current working model for unconventional tight petroleum systems: oil and gas. Article #80589. In: Annual Convention and Exhibition AAPG 2017.
  5. North, F. K. (1985). Petroleum geology. Boston: Allen & Unwin.
  6. Леворсен, А. И. (1970). Геология нефти и газа.  Москва: Мир.
  7. Levorsen, A. (1967). Geology of petroleum. 2nd Edition. San Franciso, CA: W. H. Freeman and Company.
  8. Оленин, В. Б. (1977). Нефтегеологическое районирование по генетическому принципу. Москва: Недра.
  9. Ратнер, В. Я., Булатов, Н. Н., Зубова, М. А., Польстер, Л. А. (1982). Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа. Москва: Недра.
  10. Громека, В. И., Алексин, А. Г., Андреев, В. Н. и др. (1994). Состояние поисков и разведки залежей нефти и газа в ловушках нетрадиционного типа. Геология нефти и газа, 6, 43–47.
  11. Окнова, Н. С. (2012). Неантиклинальные ловушки и их примеры в нефтегазоносных провинциях. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 7(1).
  12. Ларочкина, И. А. (2009). Методическое пособие «Геонотипы ловушек, их значение и прогнозирование на этапе высокой опоискованности недр Татарстана» по курсу «Региональная геофизика». Казань: КГУ.
  13. Поляков, А. А., Колосков, В. Н., Фончикова, М. Н. и др. (2015). К вопросу о классификации залежей нефти и газа. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(1).
  14. Варламов, А. И., Шиманский, В. В., Танинская, Н. В. и др. (2019). Состояние проблемы поисков и перспектив выявления неструктурных ловушек углеводородов в основных нефтегазоносных провинциях России. Геология нефти и газа, 3, 9–22.
  15. Шиманский, В. В., Танинская, Н. В., Раевская, Е. Г. (2019). Выявление структурно-литологических ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири на основе палеогеографических реконструкций. Геология нефти и газа, 3, 39–46.
  16. Пунанова, С. А. (2020, сентябрь). О некоторых приоритетных направлениях развития нефтегазового комплекса. Материалы международной научно-практичческой конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии». Казань, Ихлас.
  17. Пунанова, С. А. (2020). Прогноз неантиклинальных ловушек и оценка качества скоплений углеводородов в них – приоритетное направление развития нефтегазового комплекса. Экспозиция Нефть Газ, 6, 20–24.
  18. Пунанова, С. А. (2020). Актуальность картирования неантиклинальных ловушек и особенности их классификаций. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(30), 13–25.
  19. Конторович, А. Э. (1976). Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. Москва: Недра.
  20. Дахнова, М. В. (2007). Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов. Геология нефти и газа, 2, 81–89.
  21. Прищепа, О. М., Аверьянова, О. Ю. (2014). Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья. Электронный научный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2(10).
  22. Pearson, K. (2012). Geologic models and evaluation of undiscovered conventional and continuous oil and gas resources – upper cretaceous Austin Chalk, U.S. Gulf Coast U.S. Virginia: Geological Survey, Reston.
  23. Прищепа, О. М., Аверьянова, О. Ю., Высоцкий, В. И., Морариу, Д. (2013). Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2, 1-11.
  24. Pollastro, R. M., Roberts, L. N. R., Cook, T. A., Lewan, M. D. (2008) Assessment of undiscovered technically recoverable oil and gas resources of the Bakken Formation, Williston Basin, Montana and North Dakota. U.S.: Geological Survey Open-File Report.
  25. Ульмишек, Г. Ф., Шаломеенко, А. В., Холтон, Д. Ю., Дахнова, М. В. (2017). Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области. Геология нефти и газа, 5, 57–67.
  26. Скворцов, М. Б., Дахнова, М. В., Можегова, С. В. и др. (2017). Роль геохимических методов в прогнозе нефтеносности и оценке ресурсного потенциала черносланцевых толщ (на примере баженовской свиты). Геология и геофизика, 58(3–4), 495–503.
  27. Соболева, Е. Н. (2020). Особенности строения и перспективы нефтеносности отложений доманикового типа в пределах Муханово-Ероховского прогиба. Вестник Пермского университета. Геология, 19(2), 183–188.
  28. Остроухов, С. Б., Пронин, Н. В., Плотникова, И. Н., Хайртдинов, Р. К. (2020). Новый метод «геохимического каротажа» для изучения доманиковых отложений. Георесурсы, 22(3), 28–37.
  29. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Казаненков, В. А. и др. (2014). Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России. Электронный научный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2(10).
  30. Конторович, А. Э., Костырева, Е. А., Родякин, С. В. и др. (2018). Геохимия битумоидов баженовской свиты. Геология нефти и газа, 2, 9–88.
  31. Юсупова, И. Ф. (2019). Влияние органического вещества сланцевой залежи на ее свойства. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(26), 1-4.
  32. Абукова, Л. А., Юсупова, И. Ф., Абрамова, О. П. (2014). Роль органического вещества сланцевой залежи в формировании ее проницаемости на раннем катагенном этапе. Химия твердого топлива, 48(2), 92-97.
  33. Гафурова, Д. Р., Корост, Д. В., Козлова, Е. В. и др. (2017). Изменение пустотного пространства различных литотипов керогенонасыщенных пород доманиковой формации при разных скоростях нагрева. Георесурсы, 19(3), 255–263.
  34. Калмыков, А. Г., Карпов, Ю. А., Топчий, М. С. и др. (2019). Влияние катагенетической зрелости на формирование коллекторов с органической пористостью в баженовской свите и особенности их распространения. Георесурсы, 21(2), 159–171.
  35. Бородкин, В. Н., Курчиков, А. Р., Маркин, М. А. и др. (2020). К вопросу выделения зон-коллекторов в отложениях баженовской свиты Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4, 4–13.
  36. Чахмахчев, В. А., Пунанова, С. А. (1992). К проблеме диагностики нефтематеринских свит на примере баженовских отложений Западной Сибири. Геохимия, 1, 99–109.
  37. Шустер, В. Л., Пунанова, С. А. (2018). Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 20(2), 67–80.
  38. Пунанова, С. А. (2020, сентябрь). Геохимическая детализация генетических особенностей органического вещества баженовской свиты. Материалы VIII Всероссийского совещания с международным участием «Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии». Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН.
  39. Punanova, S. (2019, September). Oil source deposits in the Bazhenov formation of Western Siberia. In: 29-th International Meeting on Organic Geochemistry (IMOG), Gothenburg, Sweden, EAGE-IMOG.
  40. Abarghani, A., Gentzis, T., Bo Liu, et al. (2020). Preliminary investigation of the effects of thermal maturity on redox-sensitive trace metal concentration in the Bakken Source Rock, North Dakota, USA.  ACS Omega, 5(13), 7135–7148.


DOI: OGP2021SI200538

E-mail: punanova@mail.ru


E.B. Rile, А.V. Yerşov.

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Peçora dənizi şelfinin və Timan-Peçora neftli-qazlı əyalətinin ona bitişik quru ərazisinin Orta Devon-Aşağı Frasnsk təbii karbohidrogen rezervuarları


Tədqiqat təbii rezervuarda məhsuldar hissənin (tərkibində laylar olan) həqiqi örtüyü və onların arasında yatan qatlarararası qat – yalançı örtük olmaqla, 3 qata ayrılan təbii karbohidrogen rezervuarlarının üçqatlı strukturu nəzəriyyəsinə əsaslanır. Peçora dənizinə bitişik Timan-Peçora neft-qaz əyalətinin şimal hissəsinin çöküntü örtüyünün Orta Devon-Aşağı Frasnk intervalının qalınlığına, tərkibinə və stratiqrafik tamlığına görə dəyişkən kəsiyinin terrigen yataqlarında mürəkkəb struktura malik və özündə bir neçə zonal və lokal təbii rezervuarı (Orta Ordovik-Aşağı Devon, Orta Ordovik-Eyfel, Jivetsk-Aşağı Fransk və s.) birləşdirən Orta Ordovik-Aşağı Frasnk subregional təbii karbohidrogen rezervuarı aşkar edilmişdir. Bu təbii rezervuarların yayılma sahəsi Peçora dənizinin akvatoriyasında ekstrapolyasiya edilmişdir. Peçora dənizindəki Timan-Peçora neft və qaz əyalətinin quru sahəsinin şimal hissəsinin neft-qazlılığının analizi əsasında neft-qazlılıq perspektləri ən yüksək olan bölgələr – Denisov əyrisinin şimal-qərb davamı, Kolvinsk meqavalı, həmçinin Varandey-Adzvinsk struktur zonası və Karotaixinsk çökəkliyi konturlanmışdır.

Açar sözlər: təbii rezervuar; həqiqi örtük; yalançı örtük; yataq; karbohidrogenlər.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Риле, Е. Б., Ершов, А. В. (2019). Среднеордовикско-верхнедевонские природные резервуары шельфа Печорского моря и прилегающей суши Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(27).
  2. Ильин, В. Д. (1982). Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре. Методические рекомендации. Москва: ВНИГНИ.
  3. (2019). Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации по состоянию на 01.01.2017 г. Москва: ФГУНПП «Росгеолфонд».
  4. Большаков, Р. Г., Кончиц, Е. Н., Лавриненко, И. А. (2004). Атлас нефтегазоносности и перспектив освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья Ненецкого автономного округа. Нарьян-Мар: Ненецкий информационно аналитический центр.
  5. Клещев, К. А., Шеин, В. С. (2010). Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник. МоскваВНИГНИ.
  6. (2000). Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт. УхтаТП НИЦ.
  7. Мандель, К. А. (2005). Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции (Печорское море). Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Санкт-Петербург: ВНИГРИ.
  8. Прищепа, О. М., Богацкий, В. И., Орлова, Л. А. и др. (2009). Прогноз нефтегазоносности области северного замыкания Тимано-Печорского осадочного бассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 4(3).
  9. Окнова, Н. С. (2010). Зоны концентрации углеводородов суши и акваторий в нефтегазоносных бассейнах окраин Восточно-Европейской платформы (Баренцево-Каспийский пояс нефтегазоносности). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(4).
  10. Холодилов, В. А. (2006). Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей. Автореферат на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
  11. Теплов, Е. Л., Коростыгова, П. К., Ларионова, З. В. и др. (2011) Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции. Санкт-ПетербургРеноме.
  12. Белонин, М. Д., Прищепа, О. М. (2004). Тимано-Печорская провинция. Москва: Недра.
  13. Обметко, В. В. (2007). Перспективы нефтегазоносности акваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена. Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: ФГУП ИГиРГИ.
  14. Маргулис, Е. А. (2009). Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 4(3).
  15. Риле, Е. Б., Ершов, А. В., Попова, М. Н. (2019). Экранирование фаменских залежей нефти Хорейверской впадины и прилегающих территорий (Тимано-Печорская НГП). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11, 4-12.
  16. Хитров, А. М. (2013). Покрышки залежей углеводородов и ресурсный потенциал недр. Актуальные проблемы нефти и газаoilgasjournal.ru
  17. Прищепа, О. М., Богацкий, В. И. (2009). Нефтегазовый потенциал акваториальной части севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление6, 2-9.


DOI: OGP2021SI200539

E-mail: lenailinka@yandex.ru


İ.Ya. Çebotareva

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Dərində yatan karbohidrogen yığımlarının axtarışı və kəşfiyyatı məsələlərinin həlli üçün seysmik emissiya tomoqrafiyasının eksperimental imkanları


Standart seysmik kəşfiyyat kiçik dərinliklərdə nazik təbəqələrin tədqiqi üçün işlənmişdir. 4 km-dən artıq dərinliklərdə süxurlar əhəmiyyətli dərəcədə sıxlaşır, öz xassələrini dəyişir və əks olunan dalğalarla dəqiq horizontları izləmək çox vaxt mümkün olmur. Çöküntü örtüyünün kristal fundamentində və aşağı horizontlarında süxurların blok quruluşu aydın şəkildə özünü göstərir. Bunu nəzərə alaraq geoloji modellər işlənməli,
həmçinin karbohidrogen yığımlarının axtarışı zamanı digər proqnozlaşdırıcı əlamətlərdən istifadə edilməlidir. Böyük dərinliklərin tədqiqi üçün daha informativ seysmik üsullar seysmologiyada ətraflı işlənmiş emissiya və transmissiya tomoqrafiyasıdır. Bu məqalədə seysmik kəşfiyyatdan fərqli proqnostik əlamətlərə baxılmış və işlənən yataqlarda və digər geofiziki obyektlərdə aparılan sahə tədqiqatları nümunəsində onların müəyyənləşdirilməsi zamanı emissiya tomoqrafiyasının müvəffəqiyyətliyini təsdiqləyən eksperimental nəticələr təqdim olunmuşdur. Tədqiqatın işçi dərinliklərinin diapazonu yer qabığının mantiyaya keçid zonası da daxil olmaqla bütün yer qabığını əhatə edir.

Açar sözlər: seysmik emissiya; emissiya tomoqrafiyası; dağ-mədən süxurları; karbohidrogen yataqları.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Беленицкая, Г. А. (2011). Мексиканский залив - центр природных и геотехногенных нефтяных катастроф. Региональная геология и металлогения, 45, 51-68.
  2. Кудрявцев, Н. А. (1973). Генезис нефти и газа. Ленинград: Недра.
  3. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю. (2012). Сверхглубокие углеводородные системы и технологии их прогноза. Основы технологии поисков и разведки нефти и газа, 1, 24-32.
  4. Овчаренко, А. В., Ермаков, Б. В., Мятчин, К. М. и др. (2007). Флюидоупоры в месторождениях углеводородов. Литология и полезные ископаемые, 2, 201-213.
  5. Коротков, С. Б., Карнаухов, С. М. , Ступакова, А. В. и др. (2019, май). Прогноз ареала распространения соленосных толщ шельфа арктических морей россии на основе геологических и океанографических данных. Материалы конференции «Новые Идеи в Геологии Нефти и Газа-2019». Москва: МГУ имени М.В. Ломоносова.
  6. Молодцов, И. В., Мавричев, В. Г. , Баранов, В. Н. (2016). Возможности выделения разуплотненных зон в породах кристаллического фундамента Южно-Татарского свода, перспективных на обнаружение углеводородов. Металлогения, 66,  95-201.
  7. Коротков, С. Б. (2011). Новые прогнозно-поисковые геологические модели для геофизических методов разведки. Вести газовой науки, 3(8),131-136.
  8. Николаев, А. В., Троицкий, П. А., Чеботарева, И. Я. (1983). Способ сейсмической разведки. Авторское свидетельство СССР 3213796.
  9. Tchebotareva, I. I., Nikolaev, V., Sato, H. (2000). Seismic emission activity of Earth's Crust in Northern Kanto, Japan. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 120(3), 167–182.
  10. Чеботарева, И. Я. (2010). Новые алгоритмы эмиссионной томографии для пассивного сейсмического мониторинга разрабатываемых месторождений углеводородов. Часть I. Алгоритмы обработки и численное моделирование. Физика Земли, 3, 7–36.
  11. Чеботарева, И. Я. (2011). Методы пассивного исследования геологической среды с использованием сейсмического шума. Акустический  журнал, 57 (6), 844–853.
  12. Chebotareva, I. (2018). Ray tracing methods in seismic emission tomography. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 54(2), 201-213.
  13. Чеботарева, И. Я. (2018). Эмиссионная сейсмическая томография – инструмент для изучения трещиноватости и флюидодинамики земной коры. Георесурсы, 20(3), 238-245.
  14. Чеботарева, И. Я., Дмитриевский, А. Н. (2020) . Диссипативная сейсмика. Физическая мезомеханика, 23(1), 14-32.
  15. Кропоткин, П. Н. (1955). Проблема происхождения нефти. Советская геология, 47, 104-125.
  16. Валяев, Б. М. (2011). Углеводородная дегазация Земли, геотектоника и происхождение нефти и газа. Материалы конференции, посвященной 100-летию со дня рождения П.Н. Кропоткина «Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений». Москва: ГЕОС.
  17. Напреев, Д. В., Оленченко, В. В. (2010). Комплексирование геофизических и геохимических методов при поиске залежей углеводородов в Усть-Тымском нефтегазоносном районе. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(1).
  18. Pirson, J. (1981). Significant advances in magneto-electric exploration. Unconventional Methods in Exploration for Petroleum and Natural Gas. Proc. Symposium, II-1979 /Gottlieb, B.M. (Ed.). Dallas, Texas: Southern Methodist University Press.
  19. Муслимов, Р. Х. (2019). Роль кристаллического фундамента в формировании ресурсной базы углеводородов республики татарстан. Материалы Международной научно-практической конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента». Казань: Ихлас.
  20. Трофимов, В. А. (2000). Региональные геофизические исследования в Татарстане: комплекс, основные результаты и новые задачи. Геоинформатика, 4, 48-51.
  21. Трофимов, В. А. (2014). Глубинные региональные сейсморазведочные исследования МОГТ нефтегазоносных территорий. Москва: ГЕОС.
  22. Муслимов, Р. Х., Плотникова, И. Н. (2018). Учёт процессов переформирования нефтяных залежей при длительной эксплуатации и глубинной подпитки при моделировании разработки нефтяных месторождений. Георесурсы, 3(20), 186-192.
  23. Бембель, Р. М., Бембель, С. Р., Мегеря, В. М. (2003). Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. Тюмень: Вектор Бук.
  24. Мегеря, В. М. (2009). Поиск и разведка залежей углеводородов, контролируемых углеводородной дегазацией земли. Москва: Локус Станди.
  25. Бембель, Р. М., Бембель, С. Р., Мегеря, В. М. (2001). Геосолитонная природа субвертикальных зон деструкции. Геофизика. Специальный выпуск к 50-летию «Хантымансийсктеофизика», 36-50.
  26. Мамедов, П. З., Гулиев, И. С. (2003). Субвертикальные геологические тела в осадочном чехле южно-каспийской впадины. Известия НАН Азербайджана. «Науки о Земле», 3, 139-146.
  27. Гулиев, И. С. (2006). Субвертикальные геологические тела. Механизмы формирования и углеводородный потенциал. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Актуальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа. Москва: ГЕОС.
  28. Matsumoto, S., Hasegawa, А. (1996). Distinct S wave reflector in midcrust beneathe Nikko-Shirane Volcano in the northeastern Jahan arc. Journal of Geophysical Research, 101(2), 3067-3083.
  29. Усольцева, О. А., Санина, И. А. (2006). Модели для непрерывной среды с В-сплайн аппроксимацией (алгоритмы разработаны в ИДГ РАН). Земная кора и верхняя мантия Тянь-Шаня в связи с геодинамикой и сейсмичностью. Бишкек-Илим: МНТЦ.
  30. Kosarev, G. L., Petersen, N. V., Vinnik, L. P., Roecker, S. W. (1993). Receiver functions for the Tien Shan analog broadband network: contrasts in the evolution of structures across the Talasso-Fergana fault. Journal of Geophysical Research, 98, 4437-4448.
  31. Makeeva, L. I., Vinnik, L. P., Roеcker, S. W. (1992). Shear-wave splitting and small-scale convection in the continental upper mantel. Nature, 358, 144-147.
  32. Беляевский, Н. А. (1974). Земная кора в пределах территории СССР. Москва: Недра.
  33. Чеботарева, И. Я. (2011). Алгоритм сейсмической эмиссионной томографии при ослаблении пространственной корреляции сигнала. Вестник МГОУ. Естественные науки, 1, 101–107.
  34. Копничев, Ю. Ф., Соколова, И. Н. (2010).Неоднородности поля поглощения короткопериодных S-волн в литосфере Тянь-Шаня и Джунгарии и их связь с сейсмичностью. Доклады РАН, 433(6), 808-812.
  35. Трофимов, В. А. (2013). Кардинальное решение вопроса повышения нефтеотдачи «старых» месторождений – добыча нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов. Георесурсы, 4(54), с. 65-68.


DOI: OGP2021SI200540

E-mail: irinache@inbox.ru


A.P. Şilovskiy

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Neft-qaz yataqlarının yaradılmasına trap maqmatizminin təsiri


Neft və qaz yataqlarının işlənməsinin hasilat səviyyəsinin və qəbul olunmuş maya dəyərinin saxlanılması zərurəti ilk növbədə mövcud vəziyyətə arxalanmağı, yəni ənənəvi neft-qaz hasilatı rayonlarının və ona bitişik ərazilərin – kənar zonalarının potensialından maksimum istifadə etməyə vadar edir. Eyni zamanda, 3-5 km-dən artıq dərinliklərdəki tədqiq edilməmiş çöküntü komplekslərinin mənimsənilməsi də zəruridir. Bunun fonunda trap maqmatizmi ilə bağlı yerin təkinin neft-qaz potensialını artıran xüsusi bir fenomeni qeyd etmək lazımdır. Yerin təkinin öyrənilmə səviyyəsinin kifayət qədər olmaması ənənəvi tipli iri neft və qaz yataqlarının kəşfini proqnozlaşdırmağa imkan verir ki, bu da onların yüksək rentabelliyini təmin edəcəkdir.

Açar sözlər: trap maqmatizmi; neft və qaz ehtiyatlarının rentabelliyi; kənar zonalar; buynuzdaşı; karbonatların çevrilməsi; trap formasiyasının süxurları; regional flüid dayaqları.

Ədəbiyyat siyahısı:

  1. (2020). Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. № 1523-р.
  2. Шиловский, А. П. (2018). Проект программы «Возрождение старых нефтегазодобывающих регионов России». Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), 14.
  3. Шиловский, А. П. (2011). Проблемы интерпретации геофизических данных в пределах Московско-Мезенского осадочного бассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 42-48.
  4. Блюман, Б. А. (2011). Земная кора океанов по материалам международных программ глубоководного бурения в Мировом океане. СПб: ВСЕГЕИ.
  5. Черский, Н. В., Царев, В. П., Сороко, Т. И. и др. (1985). Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов. Новосибирск: Наука.
  6. Шиловский, А. П. (2018). Зоны нефтегазонакопления территории Московской синеклизы и величины геологических ресурсов в зависимости от характера эндогенных и геодинамических процессов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11, 34-39.
  7. Barenbaum, A. A., Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., et al. (2015, January). Physical and chemical processes during the carbonated water flooding in the oilfields. SPE-176729-RU. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  8. Шиловский, А. П. (2016). Западно-Сибирская плита: анализ строения промежуточного стратиграфического этажа. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 9, 25-29.


DOI: OGP2021SI200541

E-mail: ashilovsky08@gmail.com


V.L. Şuster

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Qeyri-antiklinal neft və qaz tələlərinin mərhələlər üzrə öyrənilməsinin prinsipal sxemi (iş növləri və tədqiqat metodları)


Məqalə, geoloji kəşfiyyat işlərinin bütün mərhələləri üçün qeyri-antiklinal tələlərə aid edilən karbohidrogen yığımlarının aşkarlanması və axtarışı üzrə işlərin növləri və tədqiqat metodları elmi cəhətdən əsaslandırılmış və sistemləşdirilmişdir. Geoloji kəşfiyyat işlərinin hər mərhələsində qeyri-antiklinal tələlərin proqnozlaşdırılması və aşkarlanması məsələləri və meyarları tərtib edilmişdir. Yeni tədqiqat metodları təklif olunmuşdur.

Açar sözlər: neft; qaz; qeyri-antiklinal tələlər; tədqiqat sxemi; iş növləri; tədqiqat metodları; proqnoz meyarları; geoloji kəşfiyyat işlərinin mərhələləri.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Алексин, А. Г., Гогоненков, Г. Н., Хромов, В. Т. и др. (1992). Методика поисков залежей нефти и газа в ловушках сложноэкранированного типа. Москва: ВНИИОЭНГ.
  2. Варламов, А. И., Шиманский, В. В., Танинская, Н. В. и др. (2019). Состояние проблемы поисков и перспектив выявления неструктурных ловушек углеводородов в основных нефтегазоносных провинциях России. Геология нефти и газа, 3, 9–22.
  3. Шиманский, В. В., Танинская, Н. В., Раевская, Е. Г. (2019). Выявление структурно-литологических ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири на основе палеогеографических реконструкций. Геология нефти и газа, 3, 39–46.
  4. Шустер, В. Л., Дзюбло, А. Д., Шнип, О. А. (2020). Залежи углеводородов в неантиклинальных ловушках Ямальского полуострова Западной Сибири. Георесурсы, 1, 39-45.
  5. Dolson, J., He, Zh., Horn, B. W. (2018). Advances and perspectives on stratigraphic trap exploration-making the subtle trap obvious. search and discovery. http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2018/ 60054dolson/ndx_dolson.pdf.html
  6. Хэлбути, М. (1973). Геология гигантских месторождений нефти и газа. Москва: Мир.
  7. Гусейнов, А. А., Гейман, Б. М., Шик, Н. С., Сурцуков, Г. В. (1988). Методика прогнозирования и поисков литологических, стратиграфических и комбинированных ловушек нефти и газа. Москва: Недра.
  8. Шустер, В. Л. (2020). Методический подход к прогнозу в нефтегазоносных бассейнах зон, благоприятных для формирования неантиклинальных ловушек. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(29), 64-71.
  9. Шустер, В. Л. (2020). Прогноз и поиски нефтегазовых скоплений в неантиклинальных ловушках-важный элемент новой стратегии развития нефтегазовой геологии. Материалы международной научно-практической конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии». Казань: ИХЛАС.
  10. (1983). Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. Москва: ВНИГНИ.
  11. Абукова, Л. А., Карцев, А. А. (1999). Флюидные системы осадочных нефтегазоносных бассейнов (типы, основные процессы, пространственное распространение). Отечественная геология, 2, 11-16.
  12. Левянт, В. Б., Шустер, В. Л. (2002). Выделение в фундаменте трещиноватых пород методами сейсморазведки 3Д. Геология нефти и газа, 2, 21-26.
  13. Жемчугова, В. А., Рыбальченко, В. В., Шарданова, Т. А. (2021). Секвенс- стратиграфическая модель нижнего мела Западной Сибири. Георисурсы, 23(2), 179-191.
  14. Курышева, Н. К. (2005). Прогнозирование, картирование залежей нефти и газа в верхней части доюрского комплекса по сейсмологическим данным в Шаимском нефтегазоносном районе и на прилегающих участках. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Тюмень.


DOI: OGP2021SI200542

E-mail: tshuster@mail.ru


E.A. Sidorçuk, M.E. Seliverstova

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Qeyri-struktur tələlərin formalaşma amili kimi evaporitlərin əmələ gəlməməsi


Məqalədə qeyri-antiklinal şərtlərdə əmələ gələn neft və qaz tələlərinin təsnifatının təkmilləşdirilməsi məsələlərinə baxılmışdır. Bu məsələnin aktuallığı karbohidrogen yığılmalarının axtarışı sahələrinin genişləndirilməsi və yeni axtarış əlamətlərinin nəzərə alınması ilə bağlıdır. Bir çox neftli-qazlı hövzələrdə geniş yayılmış evaporit süxurlar karbohidrogen yataqlarının saxlanmasına kömək edən xassələrə malikdir. Duzlu formasiyaların quruluş xüsusiyyətlərindən asılı olaraq onların neft və qaz yataqlarının yerləşməsinə təsiri müxtəlifdir. Evaporit süxurlar ilə əlaqəli olan yataqlar analiz edilmişdir. Əsas əmələgəlmə amili evaporit olan tələlərin növləri müəyyən edilmişdir. Belə tələlərin ayrı kateqoriyaya ayrılması təklif olunmuşdur.

Açar sözlər: evaporit süxurlar; qeyri-struktur və kombinasiya olunmuş tələlər; karbohidrogen yığılması; tələ təsnifatı; tektonik üslub; bağlanmış yataqlar.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Кулибакина, И. Б.(1982). Факторы, определяющие приуроченность залежей углеводородов к бассейнам соленакопления /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.
  2. Гаев, А. Я., Щугорев, В. Д., Бутолин, А. П. (1986). Подземные резервуары: Условия строительства, освоения и технология эксплуатации. Ленинград: Недра.
  3. Селли, Р. К. (1981). Введение в седиментологию. Москва: Недра.
  4. Перродон, А. (1985). Формирование и размещение месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
  5. Поляков, А. А., Колосков, В. Н., Фончикова, М. Н. (2015). К вопросу о классификации залежей нефти и газа. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(1), 10.
  6. Кирюхин, Л. Г., Капустин, И. Н., Комиссарова, И. Н. (1982). Палеогеографические и палеотектонические условия формирования кунгурской соленосной формации Прикаспийской впадины и ее влияние на размещение залежей нефти и газа /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.
  7. Николаев, Ю. Д., Сивков, С. Н. (1982). Взаимосвязь эвапоритовых отложений Тимано-Печорской провинции с залежами нефти и газа /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.
  8. Грунис, Е. Б., Ростовщиков, В. Б., Богданов, Б. П. (2016). Соли ордовика и их роль в особенностях строения и нефтегазоносности северо-востока Тимано-Печорской провинции. Георесурсы, 18(1), 13-23.
  9. Виноградов, Л. Д., Сахибгареев, Р. С., Кицис, Н. А. (1982). Катагенетическое запечатывание галитом залежей нефти и газа /сб. «Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления». Новосибирск: Наука.


DOI: OGP2021SI200547

E-mail: elena_sidorchuk@mail.ru


O.P. Abramova, D.S. Filippova

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Hidrogen-metan qarışıqlarının yeraltı anbarlarda saxlanmasının geobioloji xüsusiyyətləri


Litosfer hidrogeninin ontogenezinin öyrənilməsi üzrə dünya və yerli təcrübələrin nəzərə alınması ilə, həmin təbii qazın çöküntü örtüyünün terrigen formasiyalarındakı metanla birlikdə hidrokimyəvi, geokimyəvi və mikrobioloji amillərlərinin birgə məcmusu əsaslandırılmışdır. Proqnozlaşdırılmışdır ki, hidrogenin metanla birlikdə yeraltı saxlanıldığı sənaye obyektlərində mühəndis qurğularının, həmçinin kollektor süxurların sementinin və lay örtüklərinin karbon və sulfat korroziyasının inkişafına səbəb ola biləcək müxtəlif hidrokimyəvi və mikrobioloji proseslər özünü göstərə bilər. Yeraltı anbarlara vurulan hidrogenin həcminin azalması riskləri diffuziya itkiləri ilə yanaşı, mikrob aktivliyi nəticəsində hidrogenin CH4 və H2S-ə çevrilməsi, hidrogenin kollektor və örtüklərin mineralları ilə kimyəvi qarşılıqlı əlaqəsi (süzülmə-həcmi və geomexaniki xassələrin dəyişməsi ilə müşaiyət olunur), yerüstü və yeraltı quyu avadanlığının metal
konstruksiyalarının hidrogen kövrəkləşməsi də daxil olmaqla, geobioloji amillərlə də bağlı ola bilər.

Açar sözlər: geobiologiya; hidrogen; metan; yeraltı anbar; metanogenez; asetogenez; sulfat reduksiyası.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. (1976). Природные газы осадочной толщи /под ред. Якуцени, В. П. Ленинград: Недра.
  2. Суббота, М. И., Сардонников, Н. М. (1968). О генезисе газа, состоящего из азота, окиси углерода и водорода некоторых межгорных впадин северного Тянь-Шаня. Геохимия. 5, 612-617.
  3. (1963). Пластовые воды палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья. Труды «КуйбышевНИИ НП» /под ред. Зайдельсона, М. И., Козина, А. Н. Куйбышев: КуйбышевНИИ НП.
  4. (1989). Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник /под ред. Зорькина, Л. М. Москва: Недра.
  5. Кудельский, А. В., Бураки, В.М. (1982). Газовый режим Припяткого прогиба. Минск: Наука и техника.
  6. Молчанов, В. И. (1981). Генерация водорода в литогенезе. Новосибирск: Наука.
  7. Корценштейн, В. Н. (1976). Гидрогеология нефтегазовых месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака и сопредельных районов Устюрта. Москва: Недра.
  8. Бетелев, Н. П. (1961). О наличии водорода в составе природного газа на юго-восточном Устюрте. Доклады Академии Наук СССР, 161(6), 1422–1426.
  9. Соколов, В. А. (1971). Геохимия природных газов. Москва: Недра.
  10. Zgonnik, V. (2020). The occurrence and geoscience of natural hydrogen: A comprehensive review. Earth-Science Reviews, 203, 103140.
  11. Larin, V. N., Hunt, C. W. (1993). Hydridic Earth: the new geology of our primordially hydrogenrich planet. Calgary, Alberta, Canada: Polar Publishing.
  12. Dmitriev, L. V., Bazylev, B. A., Silantiev, S. A., et al. (1999). Hydrogen and methane formation with serpentization of mantle hyperbasite of the ocean and oil generation. Russian Journal of Earth Sciences, 1(6), 511–519.
  13. McCollom, T. M., Donaldson, C. D. (2016). Generation of hydrogen and methane during experimental low-temperature reaction of ultramafic rocks with water. Astrobiology, 16(6), 389-406.
  14. Разницин, Ю. Н., Гогоненков, Г. Н., Загоровский, Ю. А. и др. (2020). Серпентинизация мантийных перидотитов как основной источник глубинных углеводородов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Вестник Краунц. Науки о Земле, 1(45), 66-88.
  15. Леин, А. Ю., Богданов, Ю. А., Сагалевич, А. М. и др. (2004). Новый тип гидротермального поля на Срединно-Атлантическом хребте (поле Лост-Сити, 30° с.ш.). Доклады Российской Академии Наук, 394(3), 380-383.
  16. Вовк, И. Ф. (1979). Радиолиз подземных вод и его геохимическая роль. Москва: Недра.
  17. Сметанников, А. Ф. (2011). Об образовании водорода при радиолизе кристаллизационной воды карналлита и возможные следствия этого явления. Геохимия, 9, 971–980.
  18. Рогозина, Е. А., Наливкин, В. Д., Неручев, С. Г. и др. (1977). Этапы газообразования и их влияние на распределение нефти и газа /в сб. «Генезис углеводородных газов и формирование месторождений». Москва: Наука.
  19. Panfilov, M., Gravier, G., Fillacier, S. (2006, September). Underground storage of H2 and H2-CO2-CH4 mixtures, Netherlands. In: 10th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery.
  20. Ranchou-Peyruse, M., Auguet, J., Mazière, C., et al. (2019). Geological gas-storage shapes deep life. Environmental Microbiology, 21(10), 3953–3964.
  21. Cord-Ruwisch, R., Kleinitz, W., Widdel, F. (1987). Sulfate-reducing bacteria and their activities in oil production. Journal of Petroleum Technology, 39, 97-106.
  22. Panfilov, M. (2010). Underground storage of hydrogen: natural methane generation and in-situ self-organisation. Special issue: Gazovaya Promyshlennost, 98-105.
  23. Pichler, M. P. (2013, September). Assesment of hydrogen rock interaction during geological storage of CH4-H2 mixtures. In: Second EAGE Sustainable Earth Sciences (SES) Conference and Exhibition.
  24. Hemme, C., Berk, W. (2018). Hydrogeochemical modeling to identify potential risks of underground hydrogen storage in depleted gas fields. Applied Sciences, 8, 2282.
  25. Hagemann, B., Rasoulzadeh, M., Panfilov, M., et al. (2015). Hydrogenization of underground storage of natural gas. Computational Geosciences, 20, 595-606.
  26. Reitenbach, V., Ganzer, L. J., Albrecht, D., Hagemann, B. (2015). Influence of added hydrogen on underground gas storage: a review of key issues. Environmental Earth Sciences, 73, 6927-6937.
  27. Матусевич, В. М., Ковяткина, Л. А. (2010). Нефтегазовая гидрогеология. Ч. I. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии. Тюмень: ТюмГНГУ.
  28. Kaszuba, J., Yardley, B., Andreani, M. (2013). Experimental perspectives of mineral dissolution and precipitation due to carbon dioxide-water-rock interactions. Reviews in Mineralogy and Geochemistry, 77, 153-188.
  29. Исаев, В. П. (2010). Геохимия нефти и газа. Иркутск: Иркутский государственный университет.
  30. Truche, L., Jodin-Caumon, M., Lerouge, C., et al. (2013). Sulphide mineral reactions in clay-rich rock induced by high hydrogen pressure. Application to disturbed or natural settings up to 250 °C and 30 bar. Chemical Geology, 351, 217-228.
  31. Крайнов С. Р., Швец, В. М. (1993) Гидрогеохимия. Москва: Недра.
  32. Lassin, A., Dymitrowska, M., Azaroual, M. (2011). Hydrogen solubility in pore water of partially saturated argillites: Application to Callovo-Oxfordian clayrock in the context of a nuclear waste geological disposal. Physics and Chemistry of The Earth, 36, 1721-1728.
  33. Yekta, A. E., Pichavant, M., Audigane, P. (2018). Evaluatio n of geochemical reactivity of hydrogen in sandstone: Application to geological storage. Applied Geochemistry, 95, 182-194.
  34. Shi, Z., Jessen, K., Tsotsis, T. T. (2020). Impacts of the subsurface storage of natural gas and hydrogen mixtures. International Journal of Hydrogen Energy, 45, 8757-8773.


DOI: OGP2021SI200548

E-mail: abramova@bk.ru


İ.F. Yusupova

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Katagen dərinliklərdə yanar şistlərin defluidləşdirilməsində üzvi maddənin konsentrasiyasinin dəyişkənliyinin rolu


Məqalədə Baltikyanı kukersit yanar şistlərə (O2kk) – üç süxurəmələgətirən komponentdən (orqanik maddə (kerogen), karbonat və terrigen material) ibarət yüksək karbonlu mergellərə baxılmışdır. Misal kimi digər yüksək karbonlu süxur məlumatları da göstərilmişdir. Göstərilmişdir ki, üzvi maddənin yüksək konsentrasiyaları bu süxurların bir sıra xüsusiyyətlərini (aşağı sıxlığı, möhkəmliyi və s.) müəyyən edir. Üzvi maddənin konsentrasiyalarının dəyişkənliyi laydaxili fəzanın qeyri-bircinsliyini, bir çox parametrlərin anizotropiyasını, həmçinin flüidəmələgətirici və daşıyıcı imkan təzahürlərinin qeyribərabərliyini şərtləndirir. Müəyyən edilmişdir ki, kukersit şistlərində flüidəmələgətirən xassələr katagenezisin ən erkən mərhələlərində özünü göstərə bilər. Maksimal üzvi maddə tərkibli sahələrin yanar şistlərin deflüidləşməsindəki rolu vurğulanmışdır: burada qaz-maye məhsullarının daha intensiv əmələgəlməsi və möhkəmliyin aşağı olması drenaj mikroçatların və flüid yarılmalarının daha erkən əmələgəlməsinə şərait yaradır. Üzvi maddənin katagen itkisi və flüidəmələgətirən yanar şistlərin həcminin azalması (adətən qeyri-bərabər) nəticəsində sıxlaşma çatlarının əmələgəlməsi əsaslandırılmışdır. Flüidəmələgətirən yanar şistlərin deflüidləşdirilməsi zamanı litoloji fərdiliyini itirmə ehtimalı aşkar edilmişdir.

Açar sözlər: üzvi maddə; yanar şistlər; kukersitlər; deflüidləşdirmə; katagenez; karbohidrogenlər.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Ильин, В. Д., Клещёв, К. А., Максимов, С. П., Минский, Н. А. (1986). Формации горючих сланцев в зоне катагенеза метаморфизма – важный региональный источник углеводородов. Москва: ВИЭМС.
  2. Голицын, М. В., Прокофьева, Л. М. (1990). Закономерности метаморфизма твердых горючих ископаемых. Советская геология, 4, 32–38.
  3. (1973). Формации горючих сланцев. (Методы изучения и генетическая классификация) /под ред. Баукова, С. С., Котлукова, В. А.. Таллин: Валгус.
  4. (1968). Геология месторождений углей и горючих сланцев СССР. Т.11 /ред. Котлуков, В.А. Москва: Недра.
  5. Нестеров, И. И. (2007). Нефть и газ – возобновляемые источники энергии. Отечественная геология, 2, 73–82.
  6. Юсупова, И. Ф. (2019). Роль органического вещества в формировании свойств сланцевой залежи. Доклады Академии Наук, 484(2), 32–34.
  7. Юсупова, И. Ф., Фадеева, Н. А., Шарданова, Т. А. (2019). Влияние повышенных концентраций органического вещества на свойства пород. Георесурсы, 21(2), 183–188.
  8. Фертель, В. Х. (1980). Оценка горючих сланцев с помощью каротажа /в кн. «Горючие сланцы», под ред. Иена, Т. Ф., Чилингаряна, Дж. В. Ленинград: Недра.
  9. Dyni, J. R. (2003). Geology and resources of some world oil-shale deposit. Oil Shale, 20(3), 193–252.
  10. Хрусталева, Г. К. (1991). Атлас горючих сланцев СССР. Ростов-на-Дону: Издательство Ростовского Университета.
  11. Pommer, M., Miliken, K. (2015). Pore types and pore-size distribution across termal maturity, Eagle formation, South Texac. AAPG Bulletin, 99(9), 1713–1744.
  12. Нестеров, И. И., Ушатинский, И. Н., Малыхин, А. Я. (1987). Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. Москва: Недра.
  13. Балушкина, Н. С., Калмыков, Г. А., Кирюхина, Т. А. и др. (2013). Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты связи с перспективами добычи нефти. Геология нефти и газа, 3, 48– 61.
  14. Гурари, Ф. Г. (1981). Доманикиты и их нефтегазоносность. Советская геология, 11, 3–11.
  15. Абукова, Л. А., Абрамова, О. П., Юсупова, И. Ф. (2004). Геохимия поровых вод с концентрированным органическим веществом. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа /в сб. «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Москва: ГЕОС.
  16. Газизов, М. С. (1971). Карст и его влияние на горные работы. Москва: Наука.
  17. Абукова, Л. А., Абрамова, О. П., Юсупова, И. Ф. (2014). Роль органического вещества сланцевой залежи в формировании ее проницаемости на раннекатагенном этапе. Химия твердого топлива, 2, 19–24.
  18. Минский, Н. А. (2007). Литофизическая зональность осадочного чехла платформ и ее влияния на распределение месторождений нефти, газа и гидротермальных руд. Москва: ГЕОС.
  19. Розанова, Е. П., Быков, В. Н., Балдина, А. Л. (1973). Карстовые коллекторы нефти и газа. Пермь: Издательство Пермского Университета.
  20. Йен, Т. Ф., Чилингарян, Дж. В. (1980). Общая характеристика состояния исследования горючих сланцев /в кн. «Горючие сланцы», под ред. Иена, Т. Ф., Чилингаряна, Дж. В. Ленинград: Недра.
  21. Алиев, Ад. А., Байрамов, А. А., Мамедова, А. Н. (2006, май-июнь). Геохимические особенности горючих сланцев палеоген-миоценовых отложений Азербайджана. Тезисы докладов международной конференции «Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых». Москва: ГЕОС.
  22. Аббасов, О. Р., Ибадзаде, А. Д., Хасаева, А. Б. и др. (2015). Углеводородный потенциал грубокопогруженных отложений Гобустана (Азербайджан) (на основе горючих сланцев и нефтеносных пород, выбросов грязевых вулканов) /в сб. «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр». Москва: РУДН.
  23. Мишунина, З. А. (1978). Литогенез органического вещества и первичная миграция нефти в карбонатных формациях. Ленинград: Недра.
  24. Капченко, Л. Н. (1983). Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. Ленинград: Недра.
    25. Баженова, О. К., Бурлин, Ю. К., Соколов, Б. А., Хаин, В. Е. (2000). Геология и геохмия нефти и газа. Москва: МГУ.
  25. Price, L. C. (1994). Basin reach and resources disruption - a fundamental relation. Petroleum Geology, 17, 5–38.
  26. Юсупова, И. Ф. (1994). Флюидогенерация в осадочных толщах и их дислоцированность. Доклады Академии Наук, 335(3), 352–356.


DOI: OGP2021SI200553

E-mail: abukova@ipng.ru


A.O. Şigin1, D.A. Boreyko2, N.D. Sxadaya2, D.Yu. Serikov3

1Sibir Federal Universiteti, Krasnoyarsk, Rusiya; 2Uxta Dövlət Texniki Universiteti, Uxta, Rusiya; 3İ.M. Qubkin adına Rusiya Dövlət Neft və Qaz Universiteti, Moskva, Rusiya

Şaroşkalı qazıma baltalarının işləmə effektivliyinin müqayisəli təhlili


Hal-hazırda dağ-mədən süxurlarının qazıması zamanı şaroşkalı baltalardan geniş istifadə olunur. Bu baltalar üzərində diş quraşdırması olan fırlanan şaroşkalardan ibarətdir. Dağ-mədən süxurlarının şaroşkalı qazıma aləti ilə dağıdılmasının (qazılmasının) effektivliyinin qiymətləndirilməsinə müxtəlif yanaşmalar mövcuddur. Bunlar şərti olaraq konstruktiv və texnoloji hissələrə ayrılır. Bundan əlavə, şaroşkalı baltanın işinin effektivlik amilləri onun xarakteristikası və qazıma prosesi ilə qazılacaq süxurun xassələrinin uyğunluğundan asılıdır. Məqalədə müxtəlif sərtlikli dağ-mədən süxurlarının qazılması zamanı şaroşkalı baltaların işləmə şərtləri təhlil edilmişdir. Dişlərin forma və addımları (pillələri), maillik bucağı, dişlərin itiliyi və digər amillərdən asılı olaraq, ikişaroşkalı qazıma baltasının nümunəsində diş quraşdırması ilə dağ-mədən süxurunun qarşılıqlı güc təsiri prosesinə baxılmışdır. Göstərilmişdir ki, diş quraşdırması ilə qazılacaq süxurun qarşılıqlı təsirinin kinematik xarakteristikası quyudibinin qazılması prosesinin effektivliyinə əhəmiyyətli təsiri vardır.

Açar sözlər: şaroşkalı balta; qazıma aləti; dağılma; dağ-mədən süxuru; qazıma; şaroşka.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Богомолов, Р. М., Носов, Н. В. (2015). Буровой инструмент. Энциклопедия изобретений. Москва: Инновационное машиностроение.
  2. Сериков, Д. Ю. (2018). Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Ухта: УГТУ.
  3. Егоров, Н. Г. (2006). Бурение скважин в сложных геологических условиях. Тула: ИПП «Гриф и К».
  4. Цхадая, Н. Д., Хегай, В. К. (2018). О проблеме устойчивости вращения бурильной колонны в процессе разрушения горной породы. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 6, 5-10.
  5. Богомолов, Р. М., Сериков, Д. Ю. (2018). Совершенствование вооружения шарошечного бурового долота. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 5, 24-28.
  6. Сериков, Д. Ю., Ищук, А. Г., Серикова, У. С. (2018). Новая конструкция опоры скольжения шарошечного бурового долота. Сфера нефть и газ, 6, 32–34.
  7. Крюков, Г. М. (2006). Физика разрушения горных пород при бурении и взрывании. Москва: Издательство «Горная книга».
  8. Нескоромных, В. В. (2021). Разрушение горных пород при проведении геологоразведочных работ. Красноярск: СФУ.
  9. Мавлютов, М. Р. (1979). Разрушение горных пород при бурении скважин. Москва: Недра.
  10. Шигин, А. О. (2015). Методология проектирования адаптивных вращательно–подающих органов буровых станков и технологий их применения в сложноструктурных породных массивах. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Иркутский национальный исследовательский технический университет.
  11. Манираки, А. А., Сериков, Д. Ю., Гаффанов, Р. Ф., Серикова, У. С. (2019). Проблемы выбора методов модернизации промышленных предприятий. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 1, 28–33.
  12. Борейко, Д. А. (2015). Повышение эффективности оценки технического состояния нефтегазопромысловых конструкций нетепловыми пассивными методами диагностики. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ухта: УГТУ.
  13. Крец, В. Г., Саруев, Л. А. (2011). Буровое оборудование. Томск: ТПУ.


DOI: OGP2021SI200536

E-mail: diacont_dboreyko@mail.ru


Popov S.N.

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Sementin elastiki-davamlılıq xassələrinin bərkimə prosesində və tursu reagentinin təsiri altında dəyişməsinin nəzərə alınması ilə quyuya yaxın zonanın gərginlik-deformasiya vəziyyətinin ədədi modelləşdirilməsi əsasında sement daşının möhkəmliyə görə ehtiyat əmsalının müəyyənləşdirilməsi


Bərkimə müddətindən və turşu reagentinin təsirindən asılı olaraq sement daşı nümunələrinin elastiki-davamlılıq xassələrinin laboratoriya tədqiqatlarının nəticələri, həmçinin elastiklik modulunun, Puasson əmsalının və iki növ tamponaj materialı üçün müvəqqəti xarakteristikalardan asılı olaraq davamlılıq hədlərinin dəyişikliklərinin approksimasiya olunmuş asılılıqları təqdim olunmuşdur. Sement daşı və istismar kəmərinin nəzərə alınması ilə quyuya yaxın zonanın sonlu elementlər sxemi işlənib hazırlanmışdır. Quyunun yaxınlığındakı diametri 146 və 178 mm olan kəmərlərin, sement daşı və lay kollektorlarınnın gərginlikdeformasiya vəziyyətinin elastik model əsasında ədədi modelləşdirilməsinin nəticələri təqdim edilmişdir. Kulon-Mor meyarından istifadə edərək sement daşında dağılma zonalarının baş vermə predmeti üçün gərginlik sahəsinin analizi aparılmışdır. Bərkimə müddətindən və turşu reagentin təsirindən asılı olaraq sementin dağılmadığı və davamlılığa görə kifayət qədər ehtiyat əmsalını qoruyub saxladığı göstərilmişdir.

Açar sözlər: sement daşı, tamponaj materialı, elastiki-davamlılıq xassələri, quyuya yaxın zona, ədədi model, sonlu elementlər üsulu, gərginlik-deformasiya vəziyyəti, möhkəmliyə görə ehtiyat əmsalı.

Ədəbiyyat siyahısı 

  1. Булатов, А. И., Данюшевский, В. С. (1987). Тампонажные материалы. Москва: Недра.
  2. Куницких, А. А., Чернышов, С. Е., Русинов, Д. Ю. (2014). Влияние минеральных добавок на прочностные характеристики тампонажного камня. Нефтяное хозяйство, 4, 20-23.
  3. Чернышов, С. Е., Крапивина, Т. Н. (2010). Влияние расширяющих добавок на свойства цементного раствора-камня. Вестник ПНИПУ. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело, 9(5), 31-33.
  4. Коробов, И. Ю., Попов, С. Н. (2019). Типы цементов, используемых при строительстве нефтяных и газовых скважин и вариации их физико-механических свойств при экспериментальных исследованиях. Нефтепромысловое дело, 7, 48-56.
  5. Попов, С. Н., Коробов, И. Ю. (2020). Экспериментальное изучение вариаций физико-механических свойств тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин, в зависимости от времени твердения и воздействия глинокислотного реагента. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7, 55-61.
  6. Попов, С. Н., Коробов, И. Ю. (2019). Эксперименты, связанные с изменением упругих и прочностных свойств цементного камня для строительства скважин в процессе его твердения и под воздействием глинокислотного реагента. Бурение и нефть, 9, 34-40.
  7. Агзамов, Ф. А., Махмутов, А. Н., Токунова, Э. Ф. (2019). Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня в магнезиальных агрессивных средах. Георесурсы, 21(3), 73-78.
  8. Popov, S. N. Kusaiko, A. S. (2021). Experimental study of the effect of filtration for low-mineralized water with high temperature on changes in elastic and strength properties of reservoir rock. Springer Geology, 2, 343-349.
  9. Попов, С. Н. (2015). Влияние механохимических эффектов на проницаемость трещин при моделировании циклической закачки воды в карбонатные коллекторы. Нефтяное хозяйство, 8, 77-79.
  10. Zhou, S., Li, G. (2014). Research on the corrosion mechanism of CO2/H2S mixture to cement stone. SOCAR Proceedings, 2014, 2, 12-20.
  11. Кязимов, Э. А., Алиев, Н. М. (2011). Исследование механизма воздействия буровых растворов на механические характеристики горных пород. SOCAR Proceedings, 1, 27-29.
  12. Сулейманов, Э. М., Гамидов, Н. С. (2010). Проблемы крепления скважин. SOCAR Proceedings, 1, 20-23.
  13. Chuanliang, Y., Jingen, D., Baohua, Y., Jinxiang, L. (2013). Rock mechanical characteristic and wellbore stability in «Kingfisher» oilfield of Uganda. SOCAR Proceedings, 3, 25-31.
  14. Zoback, М. (2007). Reservoir geomechanics. Cambridge University Press.


DOI: OGP2021SI200544

E-mail: popov@ipng.ru


N.A. Skibitskaya, İ.O. Burxanova, M.N. Bolşakov, V.A. Kuzmin, O.O. Marutyan

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Quyuların polimer-kolloid qazma məhlulu ilə qazılması zamanı karbonatlı ana neft-qaz çüküntülərinə mənsub süxurların islanma qabiliyyətinin dəyişməsi


Dağ-mədən süxurlarının islanma qabiliyyətinin qiymətləndirilməsi mühüm məsələdir, belə ki, bu parametr laylarda su və neftin paylanmasını, onların nisbi və faza keçiriciliyini müəyyən edir. Süxur nümunələrinin islanma qabiliyyətinin qiymətləndirilməsinin etibarlılığı kern nümunəsinin götürülməsi zamanı quyunun qazılması prosesində məhsuldar çöküntülərin açılması şərtlərindən, həmçinin nümunələrin tədqiqata hazırlanması üsulundan asılıdır. Orenburq neft-qaz kondensat yatağının kern nümunələrinin səth xassələrinin tədqiqi göstərmişdir ki, kernin götürülməsi prosesində polimer-kolloid qazma məhlulunun təsiri nümunələrin səthinin hidrofilləşməsinə gətirib çıxarır. Polimer-kolloid qazma məhlulu ilə qazılmış quyulardan götürülmüş süxur nümunələrinin islanma qabiliyyətinin faktiki xarakteri haqqında məlumat əldə etmək üçün petrofiziki və litoloji-petroqrafik tədqiqatların məlumatları əsasında süxurların nisbi (üstünlük təşkil edən) islanma qabiliyyətinin qiymətləndirilməsi üsulu təklif edilmişdir. Tədqiqat müəlliflərinin fikrincə, tədqiq olunan çpküntülərin aid olduğu ana neft-qaz çüküntülərindən süxur nümulərinin ekstraksiyası səth xassələrinin bərpa edilməsi mümkün olmayan dəyişikliklərinə səbəb olur.

Açar sözlər: seçmə islanma qabiliyyəti, nisbi islanma qabiliyyəti, üstünlük təşkil edən islanma qabiliyyəti, polimer-kolloid qazma məhlulu, ekstraksiya, qalıq qazladoyma, sıxılmış qazladoyma, məsaməli fəzanın strukturu.

Литература

  1. Михайлов, Н. Н., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2016). Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа. Деловой журнал Neftegaz.RU, 3, 80-90.
  2. Гайсин, М. Р., Фоломеев, А. Е., Макатров, А. К. и др. (2011). Определение смачиваемости керна месторождений Вала Гамбурцева различными методами. Территория Нефтегаз, 4, 46-53.
  3. Гудок, Н. С., Богданович, Н. Н., Мартынов, В. С. (2007). Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. Москва: ООО «Недра–Бизнесцентр».
  4. Гурбатова, И. П., Мелехин, С. В., Чижов, Д. Б., Файрузова, Ю. В. (2016). Особенности изучения смачиваемости сложнопостроенных карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 15(20), 240-245.
  5. Кузнецов, А. М., Кузнецов, В. В., Богданович, Н. Н. (2011). О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна. Нефтяное хозяйство, 1, 21-23.
  6. Латышова, М. Г., Мартынов, В. Г., Соколова, Т. Ф. (2007). Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Москва: ООО «Недра–Бизнесцентр».
  7. Бурханова, И. О. (2012). Разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов (ВМК) залежей углеводородов по комплексу геолого-геофизических данных. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
  8. Навроцкий, О. К., Скибицкая, Н. А. (2009). Генерация жидких углеводородов в карбонатных формациях на низких стадиях катагенеза. Геология, география и глобальная энергия, 4, 6-8.
  9. Дмитриевский, А. Н., Ефимов, А. Г., Гутман, И. С. и др. (2018). Матричная нефть, остаточные запасы газа Оренбургского НГКМ и перспективы их освоения. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), 22.
  10. Скибицкая, Н. А., Кузьмин, В. А., Марутян. О. О. и др. (2016). Результаты изучения избирательной смачиваемости карбонатных пород продуктивных отложений месторождений углеводородов. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(13).
  11. Хисамов, Р. С., Базаревская, В. Г., Скибицкая, Н. А. и др. (2020). Влияние структуры порового пространства и смачиваемости на остаточное газонасыщение. Георесурсы, 22(2), 2-7.
  12. Скибицкая, Н. А., Большаков, М. Н., Кузьмин, В. А., Марутян, О. О. (2018). Закономерности процессов прямоточной капиллярной пропитки в продуктивных карбонатных отложениях Оренбургского НГКМ. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(22), 13.
  13. Кузьмин, В. А. (1984). Методика и основные результаты изучения пород – коллекторов сложного строения на растровом электронном микроскопе. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина.
  14. Большаков, М. Н., Скибицкая, Н. А., Кузьмин, В. А. (2007). Изучение структуры порового пространства в растровом электронном микроскопе (РЭМ) с помощью компьютерной программы «Коллектор». Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования, 8, 108-111.
  15. Багринцева, К. И. (1982). Трещиноватость осадочных пород. Москва: Недра.
  16. Khisamov, R., Skibitskaya, N., Kovalenko, K., et al. (2018, October). Well logging data interpretation in oil and gas source rock sections based on complex petrophysical and geochemical analysis results. SPE-191675-18RPTC-MC. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of
    Petroleum Engineers.


DOI: OGP2021SI200545

E-mail: skibitchka@mail.ru


D.S. Klimov, S.S. Ostapçuk, E.S. Zakirov

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Neft və qaz quyyularının tamamlanması, təmiri və ləğvi üçün idarə olunan reoloji xassələrə malik və axıcılığının bərpa olunmasının mümkün olduğu tamponaj tərkiblərin yaradılması üzrə aparılan tədqiqatların icmalı


Neft və qaz quyularının sementlənməsinin əsas məqsədi quyu lüləsi ilə açılmış layların zonal izolyasiyasıdır. Quyunun bütün istismar müddəti ərzində flüidin (su, neft və ya qaz) tərkibindən və növündən asılı olmayaraq, işlənmiş laylar ilə səth arasında idarə olunmayan hidravlik əlaqə baş verməməlidir. Quyunun istismarı prosesində qoruyucu kəmər və sement daşı daimi statikdən əlavə, müxtəlif dinamik yüklərə də məruz qalır. Məqalədə müxtəlif əlavələrin və nanomaterialların tətbiqi hesabına avtonom özünü bərpa etmək qabiliyyətinə malik tamponaj tərkiblərin və sement kompozitlərinin modifikasiyası üzrə eksperimental tədqiqatların aktual icmalı təqdim olunur. Bu cür modifikasiya texnologiyaları sementin hermetikliyini və dinamik yüklərin təsirinə qarşı dayanıqlığını, sement daşının tamlığını əhəmiyyətli dərəcədə artırır. Ənənəvi sement məhlulların əvəzinə müəlliflər tərəfindən idarə olunan fiziki-mexaniki xassələrə malik və bitum və ya bitumlu kompozitlər əsasında temperaturun təsiri altında yenidən mayeləşdirilməsinin mümkün olduğu tamponaj tərkiblərin yaradılması təklif olunur.

Açar sözlər: quyuların germetiklənməsi və ləğvi; özünü bərpa edən materiallar; avtonom özünübərpa; bərkimənin uzunmüddətliliyi; sement halqasının germetikliyi; özünü bərpa edən sement; bitum və bitumlu kompozitlər.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Guan, Z., Chen, T., Liao, H. (2021). Theory and technology of drilling engineering. Singapore: China University of Petroleum Press and Springer Nature.
  2. Samsykin, A. V., Yarmukhametov, I. I., Trofimov, V. E., Agzamov, F. A. (2019). Improving the structural strength and mechanical properties of plugging material. Oil Industry, 12, 115-117.
  3. Koval'chuk, V. S., Cygel'nyuk, E. YU. (2020). Perspektivy primeneniya uglerodnyh materialov dlya sozdaniya tamponazhnyh rastvorov s uluchshennymi fiziko-mekhanicheskimi svojstvami. Delovoj zhurnal Neftegaz.RU, 2(98), 46-49.
  4. (2011). Plugging and abandonment of oil and gas wells. Prepared by the Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group. 2-25 Well Plugging and Abandonment Paper (npc.org). Working Document of the NPC North American Resource Development Study.
  5. Vrålstad, T., Saasen, A., Fjær, E., et al. (2019). Plug & abandonment of offshore wells: ensuring long-term well integrity and cost-efficiency. Journal of Petroleum Science and Engineering, 173, 478-491.
  6. Fernandez, C. A., Correa, M., Nguyen, M. T., et al. (2021). Progress and challenges in self-healing cementitious materials. Journal of Materials Science, 56, 201–230.
  7. Salehi, S., Ezeakacha, C. P., Khattak, M. J. (2017, March). Geopolymer cements: how can you plug and abandon a well with new class of cheap efficient sealing materials. SPE-185106-MS. In: SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  8. Duxson, P., Provis, J. L., Lukey, G. C., et al. (2005). Understanding the relationship between geopolymer composition, microstructure and mechanical properties. Colloids and Surfaces A, 269(1-3), 47-58.
  9. Khalifeh, M., Saasen, A., Hodne, H., Vralstad, T. (2013, May). Techniques and materials for North Sea plug and abandonment operations. SPE-23915-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers
  10. Ahn, T. H., Kishi, T. (2010). Crack self-healing behavior of cementitious composites incorporating various mineral admixtures. Journal of Advanced Concrete Technology, 8(2), 171-186.
  11. Childers, M. I., Nguyen, M.-T., Rod, K. A., et al. (2017). Polymer-cement composites with selfhealing ability for geothermal and fossil energy applications. Chemistry of Materials, 29(11), 4708–4718.
  12. Zhengwu, J., Li, W., Zhengzheng, Y., Zhenghong, Y. (2014). Self-healing of cracks in concrete with various crystalline mineral additives in underground environment. Journal of Wuhan University of Technology-Mater. Sci. Ed., 29(5), 938–944.
  13. Nasvi, M., Ranjith, P., Sanjayan, J. (2012, June). Comparison of mechanical behaviors of geopolymer and class g cement as well cement at different curing temperatures for geological sequestration of carbon dioxide. ARMA 2012-232. In: 46th U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium.
  14. Salehi, S., Ali, N., Khattak, M. J., Rizvi, H. (2016, September). Geopolymer composites as efficient and economical plugging materials in peanuts price oil market. SPE-181426-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  15. Yıldırım, G., Khiavi, A. H., Yeşilmen, S., Şahmaran, M. (2018). Self-healing performance of aged cementitious composites. Cement & Concrete Composites, 87, 172-186.
  16. Sahmaran, M., Yildirim, G., Erdem, T. K. (2013). Self-healing capability of cementitious composites incorporating different supplementary cementitious materials. Cement & Concrete Composites, 35(1), 89-101.
  17. Yan, P., Zhou, Y., Yang, Z., et al. (2007). Microstructure formation and degradation mechanism of cementitious plugging agent slurries. Journal of Wuhan University of Technology-Mater. Sci. Ed., 22, 61–65.
  18. Luo, M., Bai, J., Jing, K., et al. (2021). Self-healing of early-age cracks in cement mortars with artificial functional aggregates. Construction and Building Materials, 272, 121846.
  19. Araújo, M., Chatrabhuti, S., Gurdebeke, S., et al. (2018). Poly(methyl methacrylate) capsules as an alternative to the “proof-of-concept” glass capsules used in self-healing concrete. Cement and Concrete Composites, 89, 260-271.
  20. Yang, Z., Hollar, J., He, X., Shi, X. (2011). A self-healing cementitious composite using oil core/silica gel shell microcapsules. Cement and Concrete Composites, 33(4), 506-512.
  21. Van Tittelboom, K., De Belie, N., Van Loo, D., Jacobs, P. (2011). Self-healing efficiency of cementitious materials containing tubular capsules filled with healing agent. Cement and Concrete Composites, 33(4), 497–505.
  22. Thao, T. D. P. (2011). Quasi-brittle self-healing materials: numerical modelling and applications in civil engineering. Ph.D. dissertation. Singapore: National University of Singapore.
  23. Yuan, B., Yang, Y., Wang, Y., Zhang, K. (2017). Self-healing efficiency of EVA-modified cement for hydraulic fracturing wells. Construction and Building Materials, 146, 563-570.
  24. Abdulfarraj, M., Imqam, A. (2020). The potential of using micro-sized crosslinked polymer gel to remediate water leakage in cement sheaths. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 871–881.
  25. Hu, M., Guo, J. (2019). Application of ion-responsive hydrogel in self-healing of oil well cement sheath. In: Proceedings of the International Petroleum and Petrochemical Technology Conference. IPPTC 2019. Singapore: Springer.
  26. Lu, Z., Kong, X., Yang, R., et al. (2016). Oil swellable polymer modified cement paste: Expansion and crack healing upon oil absorption. Construction and Building Materials, 114, 98-108.
  27. Zhang, R., Mao, X., Zhao, Z. (2019). Synthesis of oil-swelling material and evaluation of its selfhealing effect in cement paste. Polymer-Plastics Technology and Materials, 58(6), 618-629.
  28. Cavanagh, P. H., Johnson, C. R., Le Roy-Delage, et al. (2007, February). Self-healing cement – novel technology to achieve leak-free wells. SPE-105781-MS. In: SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
  29. Roth, J., Reeves, C., Johnson, C. R., et al. (2008, March). Innovative hydraulic isolation material preserves well integrity. SPE-112715-MS. In: IADC/SPE Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
  30. Taoutaou, S., Vargas Bermea, J.A., Bonomi, P., et al. (2011, November). Avoiding sustained casing pressure in gas wells using self healing  cement. IPTC-14279-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  31. Jia, H., Chen, H., Zhao, J.-Z. (2020). Development of a highly elastic composite gel through novel intercalated crosslinking method for wellbore temporary plugging in high-temperature reservoirs. SPE Journal, 25, 2853–2866.
  32. Soliman, A. H., Fathallah, M. O., Tobeh, S. M., et al. (2015, October). A cross link polymer sealant for curing severe lost circulation events in fractured limestone formations. SPE-176533-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers
  33. Ziad, A. B., Gromakovskii, D., Al-Sagr, A., et al. (2016, February). First successful application of temporary gel plug replacing calcium carbonate chips to isolate depleted reservoir, case study from Saudi Arabia gas field. SPE-178986-MS. In: SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
  34. Al-Ghazal, M., Abel, J. T., Al-Saihati, A., et al. (2012, April). First successful deployment of a cost-effective chemical plug to stimulate selectively using CT in Saudi Arabia gas fields—a case history. SPE-160837-MS. In: SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  35. Singh, A. K., Patil, B., Kishore, K., et al. (2015, April). Casing leak investigation & successful repair by application of pressure activated liquid sealant in a newly completed well in offshore environment—a case study. SPE-173826-MS. In: SPE Bergen One Day Seminar. Society of Petroleum Engineers.
  36. Meng, X., Pan, Z., Chen, D., et al. (2019, March). Study and field application of new agent for casing repair in high temperature and high salinity reservoir. IPTC-19553-MS. In: 11th International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  37. Patil, P., Kalgaonkar, R. (2012, June). Environmentally acceptable compositions comprising nanomaterials for plugging and sealing subterranean formations. SPE-154917-MS. In: SPE International Oilfield Nanotechnology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  38. Reddy, B. R., Liang, F., Fitzgerald, R. (2010). Self-healing cements that heal without dependence on fluid contact: a laboratory study. SPE Drilling and Completion, 25, 309–313.
  39. Pei, R., Liu, J., Wang, S. (2015). Use of bacterial cell walls as a viscosity-modifying admixture of concrete. Cement and Concrete Composites, 55, 186-195.
  40. Palin, D., Wiktor, V., Jonkers, H. M. (2017). A bacteria-based self-healing cementitious composite for application in low-temperature marine environments. Biomimetics, 2(3), 2030013.
  41. Jonkers, H. M., Thijssen, A., Muyzer, G., et al. (2010). Application of bacteria as self-healing agent for the development of sustainable concrete. Ecological Engineering, 36, 230-235.
  42. Noshi, C. I., Schubert, J. J. (2018, September). Self-healing biocement and its potential applications in cementing and sand-consolidation jobs: a review targeted at the oil and gas industry. SPE-191778-MS. In: SPE Liquids-Rich Basins Conference. Society of Petroleum Engineers.
  43. Towler, B. F., Firouzi, M., Mortezapour, A., Hywel-Evans, P. D. (2015, November). Plugging CSG wells with bentonite: review and preliminary lab results. SPE-176987-MS. In: SPE Asia Pacific Unconventional Resources Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  44. Towler, B. F., Firouzi, M., Holl, H.-G., et al. (2016, October). Field trials of plugging oil and gas wells with hydrated bentonite. SPE-182199-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  45. Clark, J., Salsbury, B. (2003). Well abandonment using highly compressed sodium bentonite – an Australian case study. SPE-80592-MS. In: SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference. Society of Petroleum Engineers.
  46. Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., Indrupsky, I. M., et al. (2019). Outdated technologies of oil and gas production as a source of new ecological cataclysms. Ekologicheskiy VEstnik Rossii, 8/2019, 20-25.
  47. Yartsev, V. P., Erofeev, A.V. (2014). Operational properties and durability of bitumen-polymer composites. Tambov: FGBOU VPO «TSTU».
  48. Pechenyi, B. G., Karakuts, V. N., Telyashev, G. G. (1992). Bitumen polymer compositions. Moscow: JSC «Tsniiteneftekhim».


DOI: OGP2021SI200546

E-mail: seydem@mail.ru


M.T. Korabelnikov1, S.N. Bastrikov2, N.A. Aksenova1

1Tümen Sənaye Universiteti, Nijnevartovsk şəh. Filialı, Rusiya; 2Tümen Sənaye Universiteti, Tümen, Rusiya

Quyuda qazma kəmərinin pərçimlənməsinin aradan qaldırılması üçün xərclərin azaldılmasına yönələn texniki həll


Məqalədə quyu qazılmasında qeyri-məhsuldar vaxtın təhlili aparılmışdır. Müəyyən edilmişdir ki, vaxtın böyük hüssəsi qəza və mürəkkəbləşmələr ilə bağlıdır, bunların isə əsas payını pərçimlənmələr (60%) təşkil edir. Pərçimlənmələrin yaranma səbəbləri və onların aradan qaldırılması üsullarının səmərəliliyinin statistik təhlili verilmişdir. Qazma borularının açılması və onların pərçimlənmiş borulardan azad edilməsi üçün Tümen Sənaye Universiteti tərəfindən işlənmiş qazma kəmərinin ayırıcısı təklif olunur.

Açar sözlər: : quyu; qazma boruları; qəza; pərçimlənmə; qazma aləti; qazma kəmərinin ayırıcısı.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. (2018). «Tools for sidetracking» «BITTEKHNIKA» LLC. www.bittekhnika.ru
  2. Serikov, D. J., Jasashin, V. A., Mikhajlov, J. V., et al. (2011). Disconnector. RU Patent 2428557.
  3. Nagumanov, M. M., Aminev, M. Kh. (2011). Disconnecting device of string in well. RU Patent 2437999.


DOI: OGP2021SI200555

E-mail: na-acs@yandex.ru


L.P. Kalaçeva, İ.K. İvanova, A.S. Portnyagin, İ.İ. Rojin, K.K. Arqunova, A.İ. Nikolayev

Rusiya Elmlər Akademiyasının Sibir Bölməsinin Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Yakutsk, Rusiya

Vilyuy sineklizinin Yakut qalxımının hidrokarbonat-natrium tipli sularla doymuş donuşluqaltı horizontlarında təbii qaz hidratlarının sabitlik zonasının aşağı sərhədlərinin müəyyənləşdirilməsi


Məqalədə Vilyuy sineklizinin Yakut qalxımının şimal-qərb enişində hidrat vəziyyətdə olan qazların yeraltı anbarlarının yaradılması imkanına baxılmışdır. Bunun üçün baxılan geoloji strukturun perspektivli 6 sahəsində hidratların sabitlik zonasının sərhədləri müəyyənləşdirilmişdir. Diferensial termiki analiz metodu ilə Yakut qalxımının donuşluqaltı horizontları üçün xarakterik olan hidrokarbonat-natrium tip sular (minerallaşma 20.0 q/l) ehtiva edən məsaməli model mühitlərdə təbii qaz hidratlarının əmələ gəlməsinin tarazlıq şərtləri öyrənilmişdir. Əldə olunan nəticələr əsasında təbii qaz hidratlarının sabitlik zonasının sərhədləri müəyyən edilmişdir. Göstərilmişdir ki, hidratların sabitlik zonasının yuxarı sərhədləri çoxillik donuşluq süxuru qatında yerləşir. Müəyyən edilmişdir ki, nəmli, duzsuz məsaməli mühitdə təbii qaz hidratlarının sabitlik zonasının aşağı sərhədləri 930-1120 m hüdudlarında yerləşir. Nümunələr minerallaşdırılmış su ilə doydurulduqda sərhədlər 80-360 m-dən yuxarıda yerləşir. Alınmış eksperimental nəticələr belə bir nəticəyə gəlməyə imkan vermişdir ki, Yakut qalxımının donuşluq sulu horizontlarında təbii qaz hidratlarının əmələ gəlməsi üçün əlverişli şərait mövcuddur.

Açar sözlər: təbii qaz hidratları, sulu horizontlar, yeraltı qaz anbarı, hidratların sabitlik zonası, geotermik qradient, hidratəmələgəlmənin tarazlıq şərtləri, hidrokarbonat-natrium tipli su.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. https://www.cedigaz.org/underground-gas-storage-in-the-world-2020-status/
  2. Gasprom PXG» LLC. (2019). Moderate and intensive salt rock damage and deformation processes: new approach in laboratory studies, theoretical modeling and numerical calculations. Gas Industry, 11, 66-67.
  3. Makarov, P. V., Sil'vestrov, L. K. (2015). YAkutiya – problemy gazifikacii. Energiya: ekonomika, tekhnika, ekologiya, 9, 30-35.
  4. Bondarev, E. A., Rozhin, I. I., Argunova, K. K. (2014). Hydrate formation at development of the Otradninsky gas-condensate field. SOCAR Proceedings, 4, 46-53.
  5. Bondarev, E. A., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, K. K. Assessment of possibility of natural gas hydrates underground storage in permafrost regions. Kriosfera Zemli, XIX(4), 64-74.
  6. Bondarev, E. A., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, K. K. (2015). Mathematical modeling of natural gas underground storage in hydrate state. SOCAR Proceedings, 2, 54-67.
  7. Duchkov, A. D., Sokolova, L. S., Ayunov, D. E., Permyakov, M. E. (2009). Assesment of potential of West Siberian permafrost for the carbon dioxide storage. Earth's Cryosphere, 13(4), 62-68.
  8. Shagapov, V. Sh., Musakaev, N. G. (2016). Dynamics for generation and decomposition of hydrates in systems of production, transportation and storage of gas. Moscow: Nauka.
  9. Veluswamy, H. P., Kumar, A., Seo, Y., et al. (2018). A review of solidified natural gas (SNG) technology for gas storage via clathrate hydrates. Applied Energy, 216, 262-285.
  10. Dolgaev, S. I., Kvon, V.G., Istomin, V. A., et al. (2018). Comparative economic study of hydrate transportation technology. Vesti Gazovoy Nauki, 1(33), 100-116.
  11. Kang, H. J., Yang, Y., Ki, M.S., et al. (2016). A concept study for cost effective NGH mid – stream supply chain establishing strategies. Ocean Engineering, 113, 162-173.
  12. Shirota, H., Ota, S. (2011). Experiments on self-preservation property & dissociation limit temperature of methane hydrate pellets for sea-borne transport of natural gas hydrate. 2-nd report. In: Proceedings of the 7th International Conference on Gas Hydrates.
  13. Takaoki, T., Iwasaki, T., Katoh, Y., et al. (2002). Use of hydrate pellets for transportation of natural gas. 1. Advantage of pellet form of natural gas hydrate in sea transportation. In: Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates.
  14. Rehder, G., Eckl, R., Elfgen, M., et al. (2012). Methane hydrate pellet transport using the selfpreservation effect: a techno-economic analysis. Energies, 5, 2499-2523.
  15. Watanabe, S., Takahashi, S., Mizubayashi, H., et al. (2008). A demonstration project of NGH land transportation system. In: Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates.
  16. Shibata, T., Yamachi, H., Ohmura, R., Mori, Y. H. (2012). Engineering investigation of hydrogen storage in the form of a clathrate hydrate: Conceptual designs of underground hydrate-storage silos. International Journal of Hydrogen Energy, 37, 7612-7623.
  17. Sivtzev, A. I., Chalaya, O. N., Zueva, I. N. (2016). Hydrocarbon potential of central yakutia as energy resource. Oil and Gas Business, 2, 71-84.
  18. (1968). Perspektivy neftegazonosnosti Vostochno-Sibirskoj platformy. Moskva: Nedra.
  19. Istomin, V. A., Yakushev, V. S. (1992). Gas hydrates under natural conditions. Moscow: Nedra.
  20. Sloan, E. D., Koh, C. A. (2008). Clathrate hydrates of natural gases. Boca Raton: Taylor&Francis Group/CRC Press.
  21. Rossi, F., Gambelli, A.M. (2021). Thermodynamic phase equilibrium of single-guest hydrate and formation data of hydrate in presence of chemical additives: a review. Fluid Phase Equilibria, 36, 12958.
  22. Semenov V.P. (2018). Geotemperaturnoe pole i kriolitozona Vilyujskoj sineklizy. Dissertaciya na soiskanie uchenoj stepeni kandidata geologo-mineralogicheskih nauk. Yakutsk: SO RAN. Institutmerzlotovedeniya im. V.P. Mel'nikova.
  23. Zheleznyak, M.N., Semenov, V.P. (2020). Geotemperaturnoe pole i kriolitozona Vilyujskoj sineklizy. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN.
  24. Duchkov, A. D., Zheleznyak, M. N., Sokolova, L. S., Semenov, V. P. (2019). Methane and carbon dioxide hydrate stability zones in the sedimentary cover of the vilyui syneclise. Kriosfera Zemli, XXIII(6). 19-26.
  25. Carev, V.P. (1976). Osobennosti formirovaniya, metody poiska i razrabotki skoplenij uglevodorodov v usloviyah vechnoj merzloty. Yakutsk: YAkutskoe knizhnoe izdatel'stvo.
  26. Bubnov, A.V., Sidorov, D.P., Carev, V.P., CHerskij, N.V. (1973). Perspektivy gazonosnosti otlozhenij verhnej chasti osadochnogo chekhla Vilyujskoj sineklizy i Predverhoyanskogo progiba /v knige «Issledovaniya i rekomendacii po sovershenstvovaniyu razrabotki poleznyh iskopaemyh severnyj i vostochnyh rajonov SSSR». Yakutsk: Yakutskoe knizhnoe izdatel'stvo.
  27. (1989). Vody neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij SSSR: spravochnik. Moskva: Nedra.
  28. (1969). Leno-Vilyujskaya neftegazonosnaya provinciya. Moskva: Nauka.
  29. (1979). Geologiya SSSR. T. XVIII. YAkutskaya ASSR. Poleznye iskopaemye. Moskva: Nedra.
  30. (1980). Geologiya i neftegazonosnost' osadochnyh bassejnov Vostochnoj Sibiri. Leningrad: Nedra.
  31. Grubov, L.A., Slavin, V.I. (1971). Sravnitel'naya ocenka gidrogeologicheskih uslovij razlichnyh rajonov Yakutskogo artezianskogo bassejna v svyazi s neftegazonosnost'yu /v knige «Gidrogeologicheskie issledovaniya v neftegazonosnyh rajonah». Leningrad: Izd-vo VNIGRI.
  32. Pravkin, S. A., Bolshiyanov, D. Yu., Pomortsev, O, A., et al. (2018). The relief, structure and age of quaternary deposits of the valley of the Lena river in the Yakutian bend. Vestnik of Saint Petersburg University. Earth Sciences, 63(2), 209–229.
  33. (2019). GOST 12071-2014. Soils. Sampling, packing, transportation and keeping of samples. Moscow: Standartinform.
  34. (2019). GOST 12536-2014. Soils. Methods of laboratory granulometric (grain-size) and microaggregate distribution. Moscow: Standartinform.
  35. (2019). GOST 31371.7-2008. Natural gas. Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography method. Part 7. Measurement procedure of the mole fraction of components. Moscow: Standartinform.
  36. Wright, J. F., Dallimore, S. R., Nixon, F.M. (1999). Influences of grain size and salinity on pressure-temperature thresholds for methane hydrate stability. In: Scientific Results front JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada. Geological Survey of Canada.
  37. Makogon, Yu. F. (1996). Gas hydrate formation in porous medium. In: Proceedings of the 2nd International Conference on Natural Gas Hydrates.
  38. Melnikov, V. P., Nesterov, A. N. (1997). Water migration during gas hydrate formation in porous media. In: International Symposium on Ground Freezing and Frost Action in Soils «Ground Freezing 97».
  39. Tao, Y., Yan, K., Li, X., et al. (2020). Effects of Salinity on Formation Behavior of Methane Hydrate in Montmorillonite. Energies, 13(231), 15.
  40. Lee, J., Chun, M. K., Lee, K. M., et al. (2002). Phase equilibria and kinetic behavior of CO2 hydrate in electrolyte and porous media solutions: application to ocean sequestration of CO2. Korean Journal of Chemical Engineering, 19, 673-678.
  41. Mekala, P., Busch, M., Mech, D., et al. (2014). Effect of silica sand size on the formation kinetics of CO2 hydrate in porous media in the presence of pure water and seawater relevant for CO2 sequestration. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 1-9.
  42. Chong, Zh., Chan, A., Babu, P., et al. (2015). Effect of NaCl on methane hydrate formation and dissociation in porous media. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 27, 178-189.
  43. Kalacheva, L. P., Portnyagin, A. S., Solovyeva, S. A. (2020). Research of formation and decomposition processes of natural gas hydrates of different composition in model stratum waters of a bicarbonate-sodium type. In: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 459(4), 052069.
  44. Kalacheva, L. P., Ivanova, I. K., Portnyagin, A. S. (2021). Equilibrium conditions of the natural gas hydrates formation in the pore space of dispersed rocks. In: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666(4), 042062.
  45. Kalacheva, L. P., Rozhin, I. I., Fedorova, A. F. The study of the stratum water mineralization influence on the hydrate formation process of the natural gas from the East Siberian platform fields. SOCAR Proceedings, 2, 56-71.


DOI: OGP2021SI200549

E-mail: lpko@mail.ru


D. A. Kauşanskiy1,2, N.R. Bakirov1,2, V. B. Demyanovskiy1,2

1Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri Institutu, Moskva, Rusiya; 2«Atombiotech» ETF MMC, Moskva, Rusiya

Kernin möhkəmlik xarakteristikalarının «Temposkrin-Plus» polimer-gel sisteminin həcmə görə paylanması göstəricisi kimi tədqiqi


Neft-qaz sənayesində süzülmə eksperimentlərindən geniş istifadə olunur. Onların köməyi ilə məsaməli mühitin əsas fiziki-kimyəvi xarakteristikaları, fluidlərin süzülmə parametrləri müəyyən edilir. Həmçinin, süzülmə eksperimentləri su axınının məhdudlaşdırılması texnologiyalarında tətbiq olunan tərkiblər üçün qalıq müqavimət amilinin qiymətləndirilməsinin əsas metodudur. Lakin, süzülmə tədqiqatları filtratın məsaməli mühitin həcminə görə paylanmasının öyrənilməsi üçün kifayət deyildir. Bu məqalədə süzülmədən sonra kernin məsaməli həcmində "Temposkrin-Plyus" polimergel sisteminin paylanmasının qiymətləndirilməsi üçün möhkəmlik xarakteristikalarının tədqiqatlarından istifadə edilməsi metodikası təsvir edilmişdir. Həmçinin kernin möhkəmlik məlumatlarının bərkliyin rəng şkalası üzrə paylanmasının vizuallaşdırılmış təsviri şəklində təqdim edilməsi üsulu təklif edilmişdir.

Açar sözlər: möhkəmlik xarakteristikaları, bərklik, kern," Temposkrin-Plus", filtrasiya eksperimentləri, vizuallaşma.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Гиматудинов, Ш. К. (1971). Физика нефтяного и газового пласта. Москва: Недра.
  2. Каушанский, Д. А., Демьяновский, В. Б., Бакиров, Н. Р. и др. (2019). Результаты опытно-промысловых испытаний технологии «Темпоскрин-Плюс» для ограничения водопритока в добывающих скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 6, 78-82.
  3. Каушанский, Д. А., Демьяновский, В. Б. (2018). Инновационная технология ограничения водопритока в добывающих скважинах «Темпоскрин-Плюс». Актуальные проблемы нефти и газа: научное сетевое издание, 1(20), 22.
  4. (2016). ГОСТ 24621-2015 (ISO 868:2003). Пластмассы и эбонит. Определение твердости при вдавливании с помощью дюрометра (твердость по Шору). Москва: Стандартинформ.


DOI: OGP2021SI200550

E-mail: dak@ipng.ru


N.N. Mihaylov1,2, L.S. Seçina2

1Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri Institutu, Moskva, Rusiya; 2«Atombiotech» ETF MMC, Moskva, Rusiya

Qaraçaqanak yatağının neft-qaz-kondensat zonalarının mikrostruktur islanma qabiliyyəti


Bir zonadan digərinə keçid zamanı mikrostruktur islanma qabiliyyətinin dəyişməsini öyrənmək məqsədilə nümayiş obyekti kimi qazkondensat və neft zonaları ilə təmsil olunan Qaraçaqanak yatağı götürülür. Mikrostruktur islanma qabiliyyəti adsorbsiya olunmuş karbohidrogenlər ilə tutulan məsamələr səthinin sahəsini müəyyən edən hidrofoblaşma əmsalı Ѳн ilə xarakterizə olunur. Müəyyən edilmişdir ki, qaz və qaz–kondensat zonalarından nümunələr üçün Ѳн eynidir (orta hesabla 0.140), neft zonasının nümunələri üçün orta hesabla 0.250 təşkil edir. Ekstraksiya olunmuş karbohidrogenlərin İQ-spektrlərin təhlili göstərir ki, neft zonasının mikrostruktur islanma qabiliyyəti qazkondensat zonasına nisbətən daha çox aromatik, alifatik, oksidləşmiş və kükürdlü strukturlardan və daha az şaxələnmiş strukturlardan ibarətdir. Karbonat kollektorlarının mikrostruktur islanma qabiliyyəti adsorbasiya edilmiş neftin karbohidrogen tərkibindən asılıdır.

Açar sözlər: mikrostruktur islanma qabiliyyəti; hidrofoblaşma əmsalı; karbohidrogenlər; struktur əmsalları.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Cuiec, L. E. (1990). Evaluation of reservoir wettability and its effect on oil recovery /In: Interfacial phenomena in oil recovery, N.R. Morrow (ed.). New York: Marcell Dekker.
  2. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Михайлов, А. Н. (2017). Микроструктурная смачиваемость карбонатных газоконденсатонасыщенных коллекторов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 45–51.
  3. Михайлов, Н. Н., Ермилов, О. М., Сечина, Л. С. (2020). Влияние компонентного состава адсорбированной нефти на микроструктурную смачиваемость карбонатных коллекторов. Доклады Академии Наук. Науки о Земле, 496(2), 1-6.
  4. Кузьмин, В. А., Михайлов, Н. Н., Скибицкая, Н. А. и др. (2015). Результаты электронно-микроскопических исследований влияния микроструктурных факторов порового пространства коллектора на характер насыщения нефтью. Геология нефти и газа, 3, 34-44.
  5. Михайлов, Н. Н., Семенова, Н. А., Сечина, Л. С. (2011). Влияние микроструктурной смачиваемости на петрофизические характеристики пород-коллекторов. Каротажник, 7, 163-172.
  6. Anderson, W. G. (1986). Wettability literature survey - Part 1: Rock/oil/drine interacnions and the effects of core handling on wettability. Journal of Petroleum Technology, 38, 1125-1144.
  7. Танкаева, Л. К., Дмитриевский, А. Н., Сечина, Л. С., Приваленко, Н. В. (1983). Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор. Авторское свидетельство СССР 1022005.


DOI: OGP2021SI200551

E-mail: folko200@mail.ru


E.A. Səfərova, D.S. Filippova, V.E. Stolyarov

Rusiya Elmlər Akademiyasının Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya

Metan-hidrogen qarışıqların saxlanılması monitorinqinin xüsusiyyətləri


Rusiya Federasiyasının «karbon-neytral» strategiyasının inkişaf etdirilməsi üçün metanhidrogen qarışıqların (MHQ) mövcud yeraltı qaz anbarlarında saxlanılması vacib şərtlərdən biridir. Metan-hidrogen qarışıqlarının sənaye həcmlərində saxlanılması və çatdırılması texnologiyaların istifadəsi eksperimental tədqiqatlar, normativ-hüquqi bazanın yaradılması və mövcud Vahid Qaz Nəqliyyat Sisteminin istismar etibarlılığının saxlanılması üçün müasir üsulların tətbiqi ilə təmin edilməlidir. Elmi və layihə işlərinin aparılması zərurəti MHQ-nın saxlanılmasının xüsusiyyətləri və avadanlığın istismarı zamanı mənfi texnogen və mexaniki təsirlərin yaranması ehtimalının qiymətləndirilməsi ilə müəyyən edilir. MHQ-nın hibrid halında saxlanılması zamanı əmələ gələn proseslərin əsas risk modelləri verilmişdir. Məqalədə MHQ-nın saxlanılmasının və nəqliyyatının klaster texnologiyasının istifadəsi təklif edilir, həmçinin inteqrasiya olunmuş avtomatlaşdırılmış axın texnologiyasının həyata keçirilməsi çərçivəsində qazın komponent tərkibinin daimi nəzarətdə saxlanımasının təmin edilməsi zərurəti göstərilir.

Açar sözlər: metan-hidrogen qarışıqları; hidrogen energetikası; risklər; qazın yeraltı saxlanılması; aparat nəzarəti.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Abukova, L. A., Filippova, D. S., Safarova, E. A., et al. (2021). Hydrogeochemical and microbiological features of ugs in the aspect of hybrid storage of natural gases. In: EAGE Conference Proceedings. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202150116
  2. Ajanovic, A., Haas, R. (2018). Economic prospects and policy framework for hydrogen as fuel in the transport sector. Energy Policy, 123, 280–288.
  3. Aksyutin, O. E., Ishkov, A. G., Romanov, K. V. i dr. (2017). Potencial metano-vodorodnogo topliva v usloviyah perekhoda k nizkouglerodnoj ekonomike. Gazovaya promyshlennost', S1(750), 82–85.
  4. Amid, A., Mignard, D., Wilkinson, M. (2016). Seasonal storage of hydrogen in a depleted natural gas reservoir. International Journal of Hydrogen Energy, 41, 5549–5558.
  5. Barsuk, N. E., Khaydina, M. P., Khan, S. A. (2018). “Green” gas in the European gas transportation system. Gas Industry, 10, 104–109.
  6. Bedel, L., Junker, M. (2006, June). Natural gas pipelines for hydrogen transportation. In: Proceedings of the WHEC Conference Session, Lyon, France.
  7. Caglayan, D. G., Weber, N., Heinrichs, H. U., et al. (2020). Technical potential of salt caverns for hydrogen storage in Europe. International Journal of Hydrogen Energy, 45, 6793–6805.
  8. Fekete, J. R., Sowards, J. W., Amaro, R. L. (2015). Economic impact of applying high strength steels in hydrogen gas pipelines. International Journal of Hydrogen Energy, 40, 10547–10558.
  9. Hagemann, B., Rasoulzadeh, M., Panfilov, M., et al. (2015). Mathematical modeling of unstable transport in underground hydrogen storage. Environmental Earth Sciences, 73, 6891-6898.
  10. Henkel, S., Pudlo, D., Werner, L., et al. (2014). Mineral reactions in the geological underground induced by H2 and CO2 injections. Energy Procedia, 6, 8026-8035.
  11. Luboń, K., Tarkowski, R. (2020). Numerical simulation of hydrogen injection and withdrawal to and from a deep aquifer in NW Poland. International Journal of Hydrogen Energy, 45, 2068–2083.
  12. Lurie, М. V. (2021). Transportation of hydrogen through natural gas pipelines using the batch method. Oil and Gas Territory, 3-4, 86-92.
  13. Nemati, B., Mapar, M., Davarazar, P., et al. (2020). A sustainable approach for site selection of underground hydrogen storage facilities using fuzzy-delphi methodology. Journal of Settlements and Spatial Planning, 6, 5–16.
  14. Panfilov, M. (2010). Underground storage of hydrogen: in situ selforganisation and methane generation. Transport in Porous Media, 85(3), 841-865.
  15. Panfilov, M. (2016). Underground and pipeline hydrogen storage /in: Gupta, R.B., Basile, A., Veziroglu, T.N., eds. «Compendium of hydrogen energy». Vol. 2. Hydrogen storage. Distribution and infrastructure. Woodhead Publishing.
  16. Stolyarov, V. E., Monakova, A. S., Safarova, E. A., Filippova, D. S. (2021). Automatization features of industrial hydrogen production and storage. Automation, Telemechanization and Communication in Oil Industry, 3, 18–26.
  17. Tarkowski, R. (2017). Perspectives of using the geological subsurface for hydrogen storage in Poland. International Journal of Hydrogen Energy, 42, 347–355.
  18. Tarkowski, R. (2019). Underground hydrogen storage: Characteristics and prospects. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 105, 86–94.


DOI: OGP2021SI200552

E-mail: safarova@ipng.ru


M.İ. Korabelnikov, S.N. Bastrikov, N.A Aksenova., A.T. Xudayberdiyev

Tümen Sənaye Universiteti, Nijnevartovsk filialı, Rusiya

Yüksək qaz tərkibli neft quyularının istismarı üçün texniki-texnoloji həllərin tədqiqi və işlənməsi


Neftçıxarma təcrübəsində hasil olunan hər bir ton neft üçün qaz göstəricilərinin onlarla kubmetrdən yüzlərlə kubmetrə qədər təşkil etdiyi yüksək qaz tərkibli neft yataqlarına rast gəlinir. Məhsuldar laydan quyuya maye faza (neft, su) ilə birlikdə daxil olan neftdə həll olmuş qaz müəyyən termodinamiki şəraitdə hidratlar əmələ gətirə bilir ki, bu da quyudaxili nasos avadanlığının işini çətinləşdirir, nasosların faydalı iş əmsalını və quyu debetini aşağı salır. Quyuda qaz hidratları tıxaclarının əmələ gəlməsi əsaslı təmir tələb edir, bu isə qeyri-məhsuldar vaxtın, maliyyə xərclərinin və neft hasilatı üzrə itirilmiş mənfəətin artmasına səbəb olur. Məqalədə nəzərdə keçirilən yüksək qaz tərkibli neft quyularda qaz hidratlarının əmələ gəlməsinin qarşısını alan texnologiya və qurğular öz etibarsızlığını və aşağı effektivliyini göstərmişdir. Müəlliflər bu cür quyuların istismarı üçün hidrat əmələ gəlməsinin qarşısını almağa imkan verən yeni effektiv texnologiyaya baxılmasını təklif edirlər.

Açar sözlər: quyu, qaz tərkibi, hidratlar, hasilat, neft, klapan, mufta, nasos.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Ященко, И. Г. (2018). Попутный нефтяной газ Западной Сибири. Сборник статей «Булатовские чтения», 255-261.
  2. Адонин, А. Н. (1964). Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. Москва: Недра.
  3. Корабельников, М. И., Джунисбеков, М. Ш. (2016). Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях. Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: Энергетика, 16(1), 75-79.
  4. Кэрролл, Дж. (2007). Гидраты природного газа. Москва: Премиум Инжиниринг.
  5. Boxall, J., Greaves, D., Mulligan, J. (2008, July). Gas hydrate formation and dissociation from waterin oil emulsions. In: Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008). Vancouver, British Columbia.
  6. Sloan, E. D., Dend, J. E., Koh, C. (2008). Clathrate hydrates of natural gases. Taylor & Francis, CRC Press.
  7. Федоров, К. М., Вершинин, В. Е., Хабибуллин, Р. А., Варавва, А. И. (2013). Оценка глубины гидратообразования в нефтяных скважинах, расположенных в зоне вечной мерзлоты. Вестник Тюменского государственного университета, 7, 83-90.
  8. Бахир, С. Ю., Латыпов, Т. М., Косинцев, В. В. (2010). Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления. Патент РФ 2380521.
  9. Тимашев, А.Т., Зарипов, А.Г., Зиякаев, З.Н., Миназов, Р.Р. (1998). Способ подъема газожидкостной смеси скважин и установка для его осуществления. Патент РФ 2114282.
  10. Дуплихин, В. Г. (1997). Способ Дуплихина добычи нефти. Патент РФ 2078910.
  11. Кричке, В. О. (). Способ управления работой насосной установки в скважине. Патент РФ 2016252.
  12. Жильцов, В. В., Демидов, В. П., Дударев, А. В. и др. (2005). Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом. Патент РФ 2250357.
  13. Кричке, В. О., Кричке, В. В. (1999). Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом. Патент РФ 2140523.
  14. Иллюк, Н. И., Чабаев, Л. У., Коваленко, С. А. (2001). Способ восстановления аварийных скважин. Патент РФ 2176724.
  15. Исаев, Г. А. (2012). Способ откачивания жидкости установкой электроцентробежного насоса и газосепаратор установки электроцентробежного насоса. Патент РФ 2442023.
  16. Ляпков, П. Д.., Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. и др. (1995). Способ откачивания жидкости скважинным насосом и газосепаратор скважинного центробежного насоса. Патент РФ 2027912.
  17. Анненков, В. И., Булавин, В. Д., Власов, С. А. и др. (1999). Способ разрушения гидратно-ледяных, асфальтеносмолистых и парафиновых отложений в стволе скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Патент РФ 2137908.
  18. Корабельников, М.И., Корабельников, А.М. (2018). Способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления. Патент РФ 2667182.
  19. Мищенко, И. Т. (2003). Скважинная добыча нефти. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
  20. Багаутдинов, А. А., Барков, С. Л., Белевич, Г. К. и др. (1996). Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.2. Москва: ОАО ВНИИОНГ.
  21. Требин, Ф. А., Макогон, Ю. Ф., Басниев, К. С. (1976). Добыча природного газа. Москва: Недра.


DOI: OGP2021SI200557

E-mail: na-acs@yandex.ru


O.A. Kolençukov1, E.A. Petrovski1, K.A. Başmur1, V.S. Tınçenko1,2, R.B. Sergienko3

1Sibir Federal Universitetinin Neft və Qaz İnstitutu, Krasnoyarsk, Rusiya; 2Akad. M.F Reshetnev adına Sibir Dövlət Elm və Texnologiya Universiteti, Krasnoyarsk, Rusiya; 3Gini Gmbh, Münhen, Almaniya

Müxtəlif konstruksiyalı reaktorlarda karbohidrogen tullantılarının pirolizinin imiyasiya modelləşdirməsi


Tədqiqat işində COMSOL Multiphysics proqram kompleksinin köməyi ilə müxtəlif konstruksiyalı piroliz reaktorlarının imitasiya modelləşdirməsi yerinə yetirilmişdir. Qeyriizotermik axın (k–ε turbulent axın) modulundan istifadə olunmuşdur. Məqalədə bu metodun digər geniş yayılmış metodlardan üstünlükləri göstərilmişdir. Nəticələr göstərmişdir ki, eyni şərtlər altında seksiyalı reaktorlarda qızdırılma daha intensiz həyata keçirilir. Optimal nəticələrə nail olmaq üçün yeni reaktorlarda istilik daşıyıcının axın sürəti klassik konstruksiyalı ilə müqayisədə daha az ola bilər. Karbohidrogen tullantılarının çoxaxınlı emalı üçün seksiyalı reaktorların istifadəsi məqsədəuyğun hesab edilir.

Açar sözlər: seksiyalı reaktor; piroliz; karbohidrogen tullantıları; istilik mübadiləsi; turbulent axın. 

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Hedeşiu, D. M., Popescu, S. G., Dragomir, M. (2012). Critical analysis on quality costs models. Quality - Access to Success, 13(131), 71-76.
  2. Chung, C. A. (2003). Simulation modeling handbook: a practical approach. USA: CRC Press.
  3. Wang, Z., Guo, Q., Liu, X., Cao, C. (2007). Low temperature pyrolysis characteristics of oil sludge under
    various heating conditions. Energy & Fuels, 21(2), 957-962.
  4. Zubairov, S. G., Ahmetov, A. F., Bairamgulov, et al. (2018). Evaluation of strain-stress states of initial and improved designs of the modules for oil sludge pyrolysis. SOCAR Proceedings, 2, 71-76.
  5. Petrovsky, E. A., Kolenchukov, O. A., Solovyov, E. A. (2019). Study of pyrolysis of oil sludge. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 537, 032082.
  6. Kolenchukov, O. A., Solovyov, E. A. (2019). Sectional pyrolysis reactor. RU Patent 2677184.
  7. Ionescu, A., Costescu, M. (2006). Special features in turbulent mixing. comparison between periodic and non periodic case. Surveys in Mathematics and its Applications, 1, 33-40.
  8. Zaheer, Q., Masud, J. (2018). Comparison of flow field simulation of liquid ejector pump using standard k-ε and embedded LES turbulence modelling techniques. Journal of Applied Fluid Mechanics, 11(2), 385-395.
  9. Aver`yanov, V., Vasiliev, V., Ulyasheva, V. (2018). Selection of turbulence models in case of numerical simulation of heat-, air- and mass exchange processes. In: 10th Conference on Interdisciplinary Problems in Environmental Protection and Engineering EKO-DOK.
  10. Kowal, G., Lazarian, A., Vishniac, E. T., Otmianowska-Mazur, K. (2012). Reconnection studies under different types of turbulence driving. Nonlinear Processes in Geophysics, 19(2), 297-314.
  11. Bai, Z., Zhang, J. (2017). Comparison of different turbulence models for numerical simulation of pressure distribution in v-shaped stepped spillway. Mathematical Problems in Engineering, 2017, 3537026.
  12. Novković, Đ. M., Burazer, J. M., Ćoćić, A. S., Lećić, M. R. (2018). On the influence of turbulent kinetic energy level on accuracy of k–ε and LRR turbulence models. Theoretical and Applied Mechanics, 25(2), 139-149.
  13. Zidouni Kendil, F., Bousbia Salah, A., Mataoui, A. (2010). Assessment of three turbulence model performances in predicting water jet flow plunging into a liquid pool. Nuclear Technology & Radiation Protection, 25(1), 13-22.
  14. Spalart, P. R. (2000). Strategies for turbulence modelling and simulation. International Journal of Heat and Fluid Flow, 21(3), 252-263.
  15. Atifi, A., Mounir, H., & El Marjani, A. (2015). A 2D finite element model for the analysis of a PEM fuel cell heat and stress distribution. International Review on Modeling and Simulation (IREMOS), 8(6), 632-639.
  16. Cheng, S., Wang, Y., Gao, N., et al. (2016). Pyrolysis of oil sudge with oil sludge ash additive employing a stirred tank reactor. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 120, 511-520.
  17. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A. (2019). Analysis of the causes of failures of pyrolysis units. Journal of Physics: Conference Series, 1399, 055077.
  18. Song, C., Pan, W., Srimat, S. T. et al. (2004). Tri-reforming of methane over Ni catalysts for CO2 conversion to Syngas with desired H2CO ratios using flue gas of power plants without CO2 separation. Studies in Surface Science and Catalysis, 153, 315-322.
  19. Chang, C.-Y., Shie, J.-L., Lin, J.-P., et al. (2000). Major products obtained from the pyrolysis of oil sludge. Energy & Fuels, 14(6), 1176-1183.


DOI: OGP2021SI200554

E-mail: bashmur@bk.ru


A.G. Hüseynov1, E.A. Hüseynov2

1Azərbaycan Dövlət Neft və Sənaye Universiteti, Bakı, Azərbaycan; 2«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan

Neftqazçıxarmada innovativ fəaliyyətin təkmilləşdirilməsi istiqamətləri


Məqalədə uzunmüddətli statistik və hesabat məlumatlarına əsaslanaraq, respublikada neft və qaz hasilatının vəziyyəti, investisiya təminatının dərəcəsi təhlil edilir, innovativ texnologiyalara çəkilən xərclərin strukturu, neft və qaz quyularının istismar vəziyyəti, geoloji-texniki tədbirlərin, istismar üsullarının, habelə layların stimullaşdırılması üsullarının tətbiqi, onların əlavə neft hasilatına təsiri; ehtiyatlar müəyyən edilir və onlardan səmərəli istifadə yolları göstərilir.

Açar sözlər: innovasiya fəaliyyəti; geoloji-texniki tədbirlər; neftqaz; quyu.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. (2020). Azerbaycanin senayesi. Statistik mecmue. Baki: DSK.
  2. SOCAR-ın 2015-2019-cu iller uzre illik hesabtlari. Baki: SOCAR.
  3. SOCAR-ın 2015-2019-cu iller uzre esas texniki iqtisadi gostericiler toplulari. Baki: SOCAR.
  4. Huseynov, A. G. (2021). Neft və ekoloji tehlukesizlik: realliqlar və perspektivler.
  5. Aliyev, M., Huseynov, A. (2016). Neft-qaz senayesinin iqtisadiyyati və idare edilməsi.
  6. Seferov, Q. A., Mammadova, M. B. (2014). Neftqazchixarmada istehsal semereliliyinin yukseldilmesi ehtiyatlari. Baki.
  7. Genciyev, G. (2007). Transmilli korporasiyalar. Baki.


DOI: OGP2021SI200574

E-mail: ahuseynov@azfen.com


A.N. Dmitriyevskiy1,2, N.A. Eremin1,2, V.E. Stolyarov1,3

1REA-nın Neft və Qaz Problemləri İnstitutu, Moskva, Rusiya; 2İ.M.Qubkin adına Rusiya Dövlət Neft və Qaz Universiteti, Moskva, Rusiya; 3«Qazprom» ASC, Moskva, Rusiya

Yataqların istismarının son mərhələsində neft-qaz hasilatının rəqəmsal transformasiyasının aktual məsələləri və indikatorları


Məqalədə istismarın son mərhələsində karbohidrogen hasilatını mürəkkəbləşdirən texniki və hüquqi-normativ məhdudiyyətlərin analizi, həmçinin milli prioritetlərin inkişafı zamanı sanksiya və məhdudiyyətlər şəraitində yanacaq-energetika kompleksinin resurs-innovativ inkişafının istiqamətləri verilmişdir. Əvvəllər mənimsənilmiş yataqlar üçün qanunvericiliyin hüquqi-normativ tənzimlənməsi xüsusiyyətlərinə və rəqəmsal transformasiya indikatorlarına, intellektual texnologiyaların və rəqəmsal platformaların geniş tətbiqinin nəzərə alınması ilə karbohidrogen bazarlarının qorunub saxlanılmasına, milli iqtisadiyyatların uzunmüddətli perspektivdəki inkişafına baxılmışdır. Texnoloji üstünlüklərinin nəzərə alınması ilə, fiber-optik texnologiyaların tətbiqi ilə neft və qaz quyularının rəqəmsallaşdırılmasının təmin edilməsi və bu əsasda intellektual quyuların və yataqların yaradılması tövsiyə olunmuşdur ki, bu da məhdud maliyyələşdirmə şəraitində istismar prosesi zamanı çıxarıla bilən neft-qaz ehtiyatlarının ən azı 10% artırılmasını, quyuların dayanma müddətinin təxminən 50% azalmasını, əməliyyat xərclərinin isə 10-25% qədər ixtisar olunmasını təmin edəcəkdir.

Açar sözlər: innovasiya; tənzimləmə; rəqəmsal iqtisadiyyat; transformasiya; hasilat; modelləşdirmə; intellektual texnologiya; rəqəmsal platforma.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Дмитриевский, А. Н., Мастепанов, А. М., Бушуев, В. В. (2014). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Вестник РАН, 84(10), 867–873.
  2. Ерёмин, Н. А., Столяров, В. Е. (2018). Оптимизация процессов добычи газа при применении цифровых технологий. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, 54-61.
  3. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). О цифровизации процессов газодобычи на поздних стадиях разработки месторождений. SOCAR Proceedings, 1, 59-69.
  4. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е., Шулятиков, В. И. (2020). Применение управляющих комплексов на нефтегазовых месторождениях. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 9 (566), 17-29.
  5. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). Роль информации в применении технологий искусственного интеллекта при строительстве скважин для нефтегазовых месторождений. Научный журнал российского газового общества, 2(26), 06-21.
  6. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). Научно-технический прогресс и нормативно-правовое регулирование в нефтегазовой отрасли. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 12(569), 15-26.
  7. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Ложников, П.С. и др. (2021). Интеллектуальные инновационные
    технологии при строительстве скважин для скважин и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Газовая промышленность, 3(813), 6-14.
  8. Dmitrievsky, A. N., Eremin, N. A., Filippova, D. S., Safarova, E. A. (2020). Digital oil and gas complex of Russia. Georesources, Special Issue, 32–35.
  9. Dmitrievsky, A. N., Eremin, N. A., Safarova, E. A., et al. (2020). Qualitative analysis of time series geodata to prevent complications and emergencies during drilling of oil and gas wells. SOCAR Proceedings, 3, 31-37.
  10. Dmitrievsky, A. N., Sboev, A. G., Eremin, N. A., et al. (2020). On increasing the productive time of drilling oil and gas wells using machine learning methods. Georesources, 22(4), 79–85.
  11. Черников, А. Д., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. и др. (2020). Применение методов искусственного интеллекта для выявления и прогнозирования осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин: проблемы и основные направления решения. Георесурсы, 22(3), 87–96.
  12. Архипов, А. И., Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А. и др. (2020). Анализ качества данных станции геолого-технологических исследований при распознавании поглощений и газонефтеводопроявлений для повышения точности прогнозирования нейросетевых алгоритмов. Нефтяное хозяйство, 8, 63-67.
  13. Borozdin, S., Dmitrievsky, A., Eremin, N., et al. (2020). Drilling problems forecast system based on neural network. Paper SPE-202546-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.


DOI: OGP2021SI200543

E-mail: ermn@mail.ru


V.V. Streles1, V.M. Loboyçenko2, N.A. Leonova3, R.İ. Şevçenko2, V.M. Streles2, A.V. Prusskiy4, A.V. Avramenko5

1«АРТ-ТЕХ» EİM, Xarkov, Ukrayna; 2Ukrayna MMMU, Xarkov, Ukrayna; 3V. N. Karazin adına, XMU, Xarkov, Ukrayna; 4Mülki Müdafiə üzrə Dövlət İdarəetməsi və Elmi Tədqiqat İnstitutu, Kiyev, Ukrayna

Neft və neft məhsullarının yanğınlarının söndürülməsi üçün istifadə olunan sintetik karbohidrogen əsaslı köpükəmələgətiricilərin ekoloji parametrlərinin müqayisəli qiymətləndirilməsi


Məqalədə neft və neft məhsullarının yanğınlarına aid edilən B sinif yanğınların söndürülməsində istifadə olunan köpükəmələgətiricilərin ətraf mühitə təsiri ətraflı şəkildə nəzərdən keçirilmişdir. Uzun zəncirli ftor tərkibli köpükəmələgətiricilərin ətraf mühitə mənfi təsiri və onların yanğınların söndürülməsi üçün istifadə alternativlərinin axtarışları göstərilmişdir. Yanğınların söndürülməsi üçün köpükəmələgətiricilərin kimyəvi quruluşlarının nəzərə alınması ilə ekoloji parametrlərinin müəyyənləşdirilməsi üçün hesablama metodlarının üstünlükləri qeyd olunmuşdur. Tərkibində ftor olan və olmayan bir sıra 8-C14 uzun karbon zəncirli köpükəmələgətiricilər üçün BCF, LC50 (Fathead Minno, Daphnia Magna), IGC50-nin (Tetrahymena Pyriformis) alınması üçün «Quantitative Structure ‑ Property Relationships» metodundan istifadə edilmişdir. Göstərilmişdir ki, ftor tərkibli birləşmələr (6:2 ftortelomerlər) LC50-yə (Dhnapna) əsasən kəskin toksikliyin birinci sinfinə (tədqiq olunan birləşmələr arasınada ən təhlükəli) aid olduğu halda, BCF‑yə əsasən ən təhlükəsizi natrium laurilsulfat, LC50-yə (Daphnia Magna) əsasən isə tədqiq olunanlar arasında ən təhlükəsizləri alkil birləşmələri – natrium decilsulfat, natrium lauril sulfat, dekilsülfat trietanolamin duzları əsasında hazırlanmış köpükəmələgətiricilərdir (kəskin toksikliyin üçüncü sinfi).

Açar sözlər: tərkibində ftor olmayan köpükəmələgətirici; ftortelomer; neft; neft məhsulları; yanğının söndürülməsi; ekoloji parametr; hesablama metodu.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Karabyn, V., Popovych, V., Shainoha, I., Lazaruk, Y. (2019). Long-term monitoring of oil contamination of profile-differentiated soils on the site of influence of oil-and-gas wells in the central part of the Boryslav-Pokuttya oil-and-gasbearing area. Petroleum and Coal, 61(1), 81 – 89.
  2. Abramov, Y., Basmanov, O., Salamov, J., Mikhayluk, A. (2018). Model of thermal effect of fire within a dike on the oil tank. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 2, 95–100.
  3. Logue, J. N. (1996). Disasters, the environment, and public health: improving our response. The American Journal of Public Health, 86(9),1207–1210.
  4. Loboichenko,V., Strelec, V. (2018). The natural waters and aqueous solutions express-identification as element of determination of possible emergency situation. Water and Energy International, 61/RNI (9), 43-51.
  5. Costes, , Laoutid, F., Brohez, S., Dubois, P. (2017). Bio-based flame retardants: when nature meets fire protection. Materials Science and Engineering: R: Reports, 117, 1-25.
  6. Pospelov, B., Andronov, V., Rybka, E., et al. (2018). Experimental study of the fluctuations of gas medium parameters as early signs of fire. Eastern European Journal of Enterprise Technologies, 1 (10-91), 50-55.
  7. Roy, Р. (2014). Fire protection provision of structures from FHA perspective. Procedia Engineering, 86, 799 – 808.
  8. Mygalenko, K., Nuyanzin, V., Zemlianskyi, A., et al. (2018). Development of the technique for restricting the propagation of fire in natural peat ecosystems. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(10–91), 31–37.
  9. Chernukha, A, Chernukha, A, Kovalov, P, Savchenko, A. (2021). Thermodynamic study of fire-protective material. Materials Science Forum, 1038, 486-491.
  10. Loboichenko,, Leonova, N., Strelets, V., et al. (2019). Comparative analysis of the influence of various dry powder fire extinguishing compositions on the aquatic environment. Water and Energy International, 62/RNI ( 7), 63-68.
  11. Dadashov, I. F., Loboichenko, V. M., Strelets, V. M., et al. (2020). About the environmental characteristics of fire extinguishing substances used in extinguishing oil and petroleum products. SOCAR Proceedings, 1, 79 - 84.
  12. Wilk-Jakubowski, J. Ł. (2021). Analysis of flame suppression capabilities using low-frequency acoustic waves and frequency sweeping techniques. Symmetry, 13,
  13. Xiong, C., Liu, Y., Fan, H., et al. (2021). Fluctuation and extinction of laminar diffusion flame induced by external acoustic wave and source. Scientific reports, 11(1), 14402.
  14. Levterov, A. A. (2019). Acoustic research method for burning flammable substances. Acoustical Physics, 65(4), 444 - 449.
  15. Levterov, A. (2019). Acoustic engineering-technical method for preventing emergencies arising as a result of a fire inside a potentially hazardous object. Problems of Fire Safety, 46, 94-102.
  16. Kalugin, V. D., Levterov, O. A., Tutiunik, V. (2019). Method of extinguishing a fire. UA Patent 137790.
  17. Wilk-Jakubowski, J. (2018). Device for flames suppression with acoustic waves. Pl Patent
  18. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Device for flames suppression with acoustic waves. Pl Patent
  19. Wilk-Jakubowski, J. (2018). Device for flames suppression with acoustic waves. Pl Patent
  20. Wilk-Jakubowski, J. (2018). System for suppressing flames by acoustic waves. Pl Patent
  21. Ivanov, S., Stankov, S., Wilk-Jakubowski, J., Stawczyk, P. (2021). The using of deep neural networks and acoustic waves modulated by triangular waveform for extinguishing fires. Smart Innovation, Systems and Technologies, 216, 207-218.
  22. Dadashov, І., Loboichenko, V., Kireev, А. (2018). Analysis of the ecological characteristics of environment friendly fire fighting chemicals used in extinguishing oil products. Pollution Research Paper, 37(1). P. 63-77.
  23. Dadashov, I., Kireev, A., Kirichenko, I., et al. (2018). Simulation of the insulating properties of two-layer material. Functional Materials, 25(4), 774–779.
  24. Pospelov, B., Andronov, V., Rybka, E., Skliarov, S. (2017). Research into dynamics of setting the threshold and a probability of ignition detection by selfadjusting fire detectors. Eastern European Journal of Enterprise Technologies, 5(9-89), 43-48.
  25. Abramov, Y., Kalchenko, Y., Liashevska, O. (2019). Determination of dynamic characteristics of heat fire detectors. EUREKA, Physics and Engineering, 3, 50–59.
  26. Sharovarnikov, A. F., Sharovarnikov, S. A. (2005.) Foaming concentrates and fire extinguishing foams. Structure, properties, application. Moscow: Р
  27. Loboichenko,, Andronov, V., Strelets, V., et al. (2020). Study of the state of water bodies located within Kharkiv city (Ukraine). Asian Journal of Water, Environment and Pollution,17(2), 15-21.
  28. Tureková, I., Balog, K. (2011). The environmental impacts of fire-fighting foams. Research Papers Faculty of Materials Science and Technology Slovak University of Technology, 18(29), 111-120.
  29. Adams, R., Simmons, D. (1999). Ecological effects of firefighting foams and retardants: a summary. Australian Forestry, 62, 307–314.
  30. GHS (Rev.8). (2019). Globally harmonized system of classification and labeling of chemicals (GHS). United Nations.
  31. Chirkina M, Saveliev D, Pitak O. (2017). Possibility of using eco-friendly foams for fire suppression. Problems of Fire Safety, 42, 176 -180.
  32. Opinion of the scientific panel on contaminants in the food chain on perfluorooctane sulfonate (PFOS), perfluorooctanoic acid (PFOA) and their salts. (2008). The EFSA Journal, 653, 1-131.
  33. Xia, F. (2017). Emerging poly- and perfluoroalkyl substances in the aquatic environment: a review of current literature. Water Research, 124, 482–495.
  34. Cortina, , Korzeniowski, St. (2008). AFFF industry in position to exceed environmental goals. Asia Pacific Fire Magazine, 26, 17-22.
  35. Kukharchyk, I. (2018). Fluorinated fire-figthing foams: manufacture, applications, ecological consequences. Proceedings of the National Academy of Sciences of Belarus, Chemical series, 54(4), 487–504.
  36. UNEP. The Stockholm Convention on Persistent Organic Pollutants. Consolidated guidance on alternatives to perfluoroctane sulfonic acid and related chemicals. (2016). UNEP/POPS/POPRC.12/INF/15/Rev.1
  37. D'Agostino, L. A., Mabury, S. A. (2017). Certain perfluoroalkyl and polyfluoroalkyl substances associated with aqueous film forming foam are widespread in Canadian surface waters. Environmental science & technology, 51(23), 13603–13613.
  38. UNEP. The Stockholm Convention on Persistent Organic Pollutants. Report of the Persistent Organic Pollutants Review Committee on the work of its fourteenth meeting - Addendum to the risk management evaluation on perfluorooctanoic acid (PFOA), its salts and PFOA-related compounds. (2018). UNEP/POPS/POPRC.14/6/Add.2
  39. Sheng, Y., Jiang, N., Lu, S., et al. (2020). Study of environmental-friendly firefighting foam based on the mixture of hydrocarbon and silicone surfactants. Fire Technology, 561059–1075.
  40. Allcorn, M., Bluteau, T., Corfield, J., et al. (2018). IPEN 2018/POPRC-14. White paper. Fluorine-free firefighting foams (3F) – Viable alternatives to fluorinated aqueous film-forming foams (AFFF). https://ipen.org/sites/default/files/documents/IPEN_F3_Position_Paper_POPRC-14_12September2018d.pdf
  41. (2012). Technical Reference Guide RE-HEALING™ FOAM CONCENTRATE. White paper. SOLBERG.
  42. Bocharov, V. V., Raevskaja, M. V. (2016). Research of the ecological and hygienic characteristics of aqueous film forming foam agents and detection of products with minimal environmental risks. Belgorod State University Scientific Bulletin. Regional Geosystems, 37 (25), 88-93.
  43. Bezrodnyy, I. F. (2013). Fire ecology - these are just words. Pozharovzryvobezopasnost - Fire and Explosion Safety, 22(6), 85–89.
  44. (2006). Regulation (EC) No 1907/2006 of the European Parliament and of the Council of 18 December 2006 concerning the registration, evaluation, authorisation and restriction of chemicals (REACH). https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:136:0003:0280:en:PDF
  45. Kawano, T., Otsuka, K., Kadono, T., et al. (2014). Eco-toxicological evaluation of fire-fighting foams in small-sized aquatic and semi-aquatic biotopes. Advanced Materials Research, 875-877, 699–707.
  46. Dadashov, І., Loboichenko, V, Kireev, А. (2018). Comparative assassment of environmental damage when using gel forming systems of different composition in combustible liquids extinguishing. Transactions of Kremenchuk Mykhailo Ostrohradskyi National University, 1108), 123–129.
  47. (2016). NFPA 11: 2016. Standard for low-, medium-, and high-expansion foam». https://www.nfpa.org/codes-and-standards/all-codes-and-standards/list-of-codes-and-standards/detail?code=11
  48. Database of the European Chemicals Agency. URL: https://echa.europa.eu/home
  49. Gurbanova, M., Loboichenko, V., Shevchenko, R., Dadashov, I. (2020). Analysis of environmental characteristics of the basic organic components of the foaming agents usedin fire fighting. Technogenic and Ecological Safety, 7(1/2020), 27–37.
  50. Gurbanova, М., Loboichenko, V., Leonova, N., et al. (2020). Comparative assessment of the ecological characteristics of auxiliary organic compounds in the composition of foaming agents used for fire fighting. Bulletin of the Georgian National Academy of Sciences, 14(4), 58-66.
  51. Gurbanova, M., Loboichenko, V., Leonova, N., Strelets, V. (2020). Effect of inorganic components of fire foaming agents on the aquatic environment. Journal of the Turkish Chemical Society, Section A: Chemistry, 7(3), 833 - 844.
  52. https://pubchem.ncbi.nlm.nih.gov


DOI: OGP2021SI200537

E-mail: vloboichm@gmail.com