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.

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. Москва: ВНИГНИ.
6. (2000). Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт. Ухта: ТП 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-Петербург: Реноме.
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 газа. oilgasjournal.ru
17. Прищепа, О. М., Богацкий, В. И. (2009). Нефтегазовый потенциал акваториальной части севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 6, 2-9.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Yüksək özlülüklü neftlər qeyri-ənənəvi karbohidrogen mənbələrinə aiddir və onların payına düşən hissə ildən-ilə artır. Bu səbəbdən də hasilatı əvvəlki səviyyədə saxlaya bilmək üçün həmin növ xammalın mənimsənilməsi məsələsi yaranır. Ağır karbohidrogenlərin hasilatı və emalı texnologiyaları ənənəvi olanlardan fərqlidir. Bu yataqlar dayaz dərinliklərdə yerləşir, lakin mürəkkəb geoloji quruluşlarına və neftin yüksək anomal özlülüyünə (25690 mPa·s -ə qədər) görə çətinçıxarılabilən yataqlara aid edilirlər. Başqa sözlə, aşağı hərəkətli neft ehtiyatları (məsələn, yüksək sıxlıqlı, özlülüklü neftlər və tərkibində yüksək səviyyədə bərk parafin, qatran, asfalten olan neftlər) çətinçıxarılabilən neft ehtiyatlarına aid edilir. Bu işin məqsədi ağır karbohidrogen xammalının çıxarılması və emalı üçün yeni texnologiyaların uğurla işlənməsi və mövcud texnologiyaların təkmilləşdirilməsi, Tatarıstan Respublikasının yüksək özlülüklü neft ehtiyatı potensialının açılması üçün yüksək özlülüklü yataqların geokimyəvi tərkibini, onların geoloji quruluş xüsusiyyətlərini nəzərə almaqla daha dərindən öyrənməkdən ibarətdir.

Açar sözlər: qeyri-ənənəvi resurslar; yüksək özlülüklü neft; neftin biodeqradasiyası; ГХМС; geokimya. 

Ədəbiyyat siyahısı

1. Cheng, L., Shi, Sh.-B., Yang, L., et al. (2019). Preferential degradation of long-chain alkyl substituted hydrocarbons in heavy oil under methanogenic conditions. Organic Geochemistry, 138, 103927.
2. Giacchetta, G., Leporini, M., Marchetti, B. (2015). Economic and environmental analysis of a Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) facility for oil recovery from Canadian oil sands. Applied Energy, 142, 1-9.
3. Niu, J., Huang, H., Jiang, W. (2018). Geochemical characteristics and correlation of continuous charge mixing and biodegradation of heavy oil in southeastern Dongying Sag, Bohai Bay basin, China. Journal of Petroleum Science and Engineering, 166, 1-12.
4. Aitken, C. M., Head, I. M., Jones, D. M. (2017). Comprehensive two-dimensional gas chromatographymass spectrometry of complex mixtures of anaerobic bacterial metabolites of petroleum hydrocarbons. Journal of Chromatography, 1536, 96-109.
5. Guo, T., Wang, J., Gates, I. (2018). Pad-scale control improves SAGD performance. Petroleum, 227, 318-328.
6. Lanxiang, S. D, Ma, P. L, Xiuluan, L. C, Xia, C. W. (2019). Experimental and numerical simulation studies on effects of viscosity reducers for steam assisted gravity drainage performances in extra-heavy oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering,173, 146-157.
7. Uspenskiy, B. V., Sharipova, N. S., Khaliullina, S. V. (2017). Ranking of the superviscous oils. by the peculiarities of the hydrocarbon composition as exemplified by the Cheremshano-Bastrykskaya area. In: Bulatovskiye Chteniya.
8. Adgamova, G. Sh., Gataullin, R. I., Grin'ko, Yu. A. (2017). Geokhimicheskiye issledovaniya v pripoverkhnostnoy zone razrabotki Yuzhnoashal'chinskoy zalezhi SVN. Kazan: AN RT.
9. Kalimullin, A. M., Safarov, A. F. (2017). Osobennosti geologicheskogo stroyeniya i usloviya formirovaniya bobrikovskogo gorizonta Sirenevskogo mestorozhdeniya. Kazan: AN RT.
10. Kayukova, G. P., Petrov, S. M., Uspenskiy, B. V. (2015). Svoystva tyazhelykh neftey i bitumov Permskikh otlozheniyTatarstana v prirodnykh i tekhnogennykh protsessakh. Moscow: GEOS.
11. Kashirtsev, V. A., Kontorovich, A. E., Ivanov, V. L., Safronov, A. F. (2010). Natural bitumen fields in the northeast of the Siberian Platform (Russian Arctic sector). Russian Geology and Geophysics, 51, 72-82.
12. Saeedi Dehaghani, A., H., Hasan Badizad, M. (2016). Experimental study of Iranian heavy crude oil viscosity reduction by diluting with heptane, methanol, toluene, gas condensate and naphtha. Petroleum. 2, 415-424.
13. Shipaeva, M. S., Sudakov, V. A, Lomonosov, А. T., et al. (2019). Integrated approach for monitoring of SAGD wells efficiency basing on the optical fiber temperature sensing and geochemical monitoring of production. In: EAGE Conference Proceedings, Horizontal Wells 2019 Challenges and Opportunities.
14. Shipaeva, M. S., Sudakov, V.A., Akhmadullin, R. R. (2019). Analysis of the results of tracer tests for the monitoring of the development of super-viscous oil deposit. IOP Conference Series: Earth Environment, 282, 012042.
15. Zhu, G., Zhang, S., Jay, B., Jin, K. (2014). Geochemical features and origin of natural gas in heavy oil area of the Western Slope, Songliao Basin, China. Journal Geochemistry, 74, 63-75.
16. Abitova, A. Zh. (2011). Rheological features of certain non-newtonian oils of Western Kazakhstan fields. SOCAR Proceedings, 2, 48-51.
17. Mukhtanov, B. M., Bektasov, A. A., Khazhitov, V. Z. (2018). Overview of the operating technology for continuous steam injection in Kazakhstan. SOCAR Proceedings, 3, 45-53.
18. Jalalov, G. I., Aslanov, M. S. (2011). Concerning the determination of the temperature field in a multilayer oil reservoir using heat source injection. SOCAR Proceedings, 2, 35-37.
19. Muslimov, R. Kh., Ananyev, V. V., Smelkov, V. M., Tukhvatullin, R. (2007). Metody prognoza, poiska i razvedki neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy:uchebnoye posobiye. Kazan: Kazan University.
20. Abusalimova, R. R., Kostina, A. A., Panin, S. A. (2017). Types of sections of the sandy member of the Sheshminsky horizon and the patterns of their distribution on the territory of the Republic of Tatarstan. Oil Province, 2, 83–94.

Məqalədə Volqa-Ural anteklizinin Baykal, Kaledon, Hersin və Alp tektogenez dövrlərdəki tektonika və inkişaf xüsusiyyətlərinə baxılmışdır. Geoloji strukturların təkamülü zamanı inkişaf mərhələləri və istiqamətlərinə xüsusi diqqət yetirilmişdir. Permin yüksək özlülüklü neft və təbii bitum yataqlarının formalaşmasının və dağılmasının əsas amilləri neft ontogenezinin müddəalarında verilmişdir. Bu təzahürlərin dövrü xarakteri qeyd olunmuşdur.

Açar sözlər: Volqa-Ural antiklizi; yüksək özlülüklü neftlər; tektonika; yataq; neft.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Voitovich, E. D. (2013). Tectonics of Tatarstan. Kazan: Publishing house of Kazan University.
2. Muslimov, R. Kh. (2007). Petroleum potential of the Tatarstan Republic. Geology and development of oil fields. Kazan: Fen.
3. Khachatryan, R. O. (1979). Tectonic development and oil potential of the Volga-Kama anteclise. Moscow: Nauka.
4. Chizhov, A. P., Rabaev, R. U., Andreev, V. E., et al. (2020) Theoretical features of improving the oil recovery efficiency from carbonate reservoirs in the Volga-Ural Province. SOCAR Proceedings, 4, 9-14.
5. Osipov, A. V., Kerimov, V. Yu., Vasilenko, E. I., Monakova, A. S. (2019). Petroleum systems formation conditions in the deeply sediments in South-East part of the Volga-Ural oil and gas province. SOCAR Proceedings, 1, 4-18.
6. Clubov, V. A. (1973). Paleostructural analysis of the eastern regions of the Russian platform. Moscow: Nedra.
7. Larochkina, I. A. (2008). Geological basis of prospecting and exploration of oil and gas fields in the Republic of Tatarstan. Kazan: PF Gart LLC publishing house.
8. Troepolsky, V. I. (1964). Geological structure and oil content of the Aksubaevo-Melekess depression. Kazan: Publishing house of Kazan University.
9. Ignatiev, V. I. (1976). The formation of the Volga-Ural anteclise in the Permian period. Kazan: Publishing house of Kazan University.
10. Uspensky, B. V. (1996). The influence of tectonics on the formation and distribution of hydrocarbons in the central regions of the Volga-Ural region. Tectonic and paleogeomorphological aspects of oil and gas potential. Ukraine: Abstracts of the International Conference.

Neft geologiyasında neft və qazın perspektivli lokal strukturlarının axtarışı üçün ənənəvi olaraq struktur-geomorfoloji metodlardan istifadə olunur. Onların içərisində ən informativi relyefin rəqəmsal modellərinin analizi üçün olan morfometrik üsuldur. Morfometrik səthlərə görə şaquli hərəkətlərin işarəsi və amplitudası qiymətləndirilir, lokal və regional neotektonik strukturlar konturlanır, onların neft və qaz perspektivləri qiymətləndirilir. Geoinformasiya sistemlərinin alətlərindən istifadə etməklə ənənəvi morfometrik analiz metodunun necə təkmilləşdirilə biləcəyi göstərilir. Metodun effektivliyinin və informativliyinin dəfələrlə artması onu keyfiyyətcə yeni səviyyəyə qaldıracaqdır. Bəzi geoemal alətlərinin parametrləri (məsələn, su axını şəbəkəsinin hesablanması alətləri), əgər kiçik ərazilərdə lokal strukturlar tədqiq edilirsə, gözlənilən nəticələr üçün kritik ola bilər. Böyük ərazilər üçün tədqiqat nəticələri demək olar ki, alqoritm xətalarından asılı olmur. Təkmilləşdirilmiş metodika Volqa bölgəsinin böyük ərazisində sınaqdan keçirilmişdir. Nəticədə əvvəllər qeyri-mümkün olan yüksək səviyyəli morfometrik səthlər əldə edilmişdir. Morfometrik səthlər və neft yataqlarının paylanması arasında statistik əhəmiyyətli əlaqə aşkar edilmişdir ki, bu da Volqa-Ural neft əyalətində etibarlı axtarış göstəricisi hesab edilə bilər.

Açar sözlər: neotektonika; struktur-geomorfoloji metodlar; geoinformasiya sistemləri; ərazilərin neft-qazlılığının proqnozlaşdırılması.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Lastochkin, A. N. (1974). Neotektonicheskie dvizheniya i razmeshchenie zalezhej nefti i gaza. Leningrad: Nedra.
2. Lastochkin, A. N. (1971). O formah proyavleniya razryvnyh narushenij v rel'efe Zapadno-Sibirskoj ravniny i strukturno-geomorfologicheskom metode ih obnaruzheniya. Izvestiya VGO, 1, 48-56.
3. Filosofov, V. P., Denisov, S. V. (1963). O poryadke rechnyh dolin i ih svyazi s tektonikoj. Morfometricheskij metod pri geologicheskih issledovaniyah. Saratov: Izdatelstvo Saratovskogo Universiteta.
4. Filosofov, V. P. (1975). Osnovy morfometricheskogo metoda poiskov tektonicheskih struktur. Saratov: Izdatelstvo Saratovskogo Universiteta.
5. Golodovkin, V. D. (1964). Tektonicheskoe stroenie Stavropol'skoj depressii po dannym morfometricheskogo analiza. Kujbyshev: Trudi Kujbyshevskogo NII Neftyanoj promyshlennosti, Geologiya, geohimiya, geofizika, 27, 45-47.
6. Muzychenko, N. M. (1962). Sovremennaya tektonika kamennougol'nyh otlozhenij Volgogradsko-Saratovskogo Povolzh'ya v svyazi s ocenkoj perspektiv ih neftenosnosti. Materialy po tektonike Nizhnego Povolzh'ya. Leningrad: Gostoptekhizdat.
7. Nourgaliev, D. K., Chernova, I. Yu., Nurgalieva, N. G., et al. (2013). Spatial variability of oil properties within oil fields of the Republic of Tatarstan. Oil Industry, 6, 8-11.
8. Horton, R. E. (1945). Erosional development of streams and their drainage basins Hydrophysical approach to quantitative morphology. Bulletin of the Geological society of America, 56.
9. McCoy, J., Johnston, K. (2001). Using arcgis spatial analyst. U.S.A.: Environmental Systems Research Institute Inc.
10. Hutchinson, M. F., Dowling, T. I. (1991). A continental hydrological assessment of a new gridbased digital elevation model of Australia. Hydrological Processes, 5, 45-58
11. Hutchinson, M. F. (1988). Calculation of hydrologically sound digital elevation models. In: Third International Symposium on Spatial Data Handling at Sydney, Australia.
12. Hutchinson, M. F. (1989). A new procedure for gridding elevation and streamline data with automatic removal of spurious pits. Journal of Hydrology, 106, 211-232.
13. Strahler, A. N. (1957). Quantitative Analysis of Watershed Geomorphology. Transactions of the American Geophysical Union, 8(6), 913-920.
14. Tarboton, D. G., Bras, R. L., Rodriguez-Iturbe, I. (1991). On the extraction of channel networks from digital elevation data. Hydrological Processes, 5, 81-100.
15. Fairfield, J., Leymarie, P. (1991). Drainage networks from grid digital elevation models. Water Resources Research, 27(5), 709-717.
16. (2003). Geologiya Tatarstana: Stratigrafiya i Tektonika. Moskva: GEOS.
17. Burba, V. I. (1972). Neotektonika Kazanskogo Zakam'ya. Kazan': Izdatelstvo Kazanskogo Universiteta.
18. Nelidov, N. N. (1960). Neotektonika Kazanskogo Zakam'ya. Geomorfologiya i novejshaya tektonika Volgo-Ural'skoj oblasti i Yuzhnogo Urala. Ufa.
19. Nugmanov, I. I. (2013). Vliyanie neotektonicheskih dvizhenij na razmeshchenie i sohrannost' zalezhej nefti i gaza (na primere Tatarskogo svoda i sklonov prilegayushchih vpadin). Dissertasiya na soiskaniye uchenoy stepeni kandidata geologo-mineralogicheskix nauk. Kazan': Kazanskij (Privolzhskij) Federal'nyj Universitet.
20. Travina, L. M. (1963). Primenenie morfometricheskogo metoda k poiskam struktur v severozapadnoj chasti Orenburgskoj oblasti. Voprosy Morfometrii, 2, 201-207.

Məqalədə Sibir platformasının cənub-qərb hissəsində yerləşən ərazidə, Sayan-Yenisey (Anqara) sineklizinin Rifey-Orta Paleozoy yuxarı strukturu hüdudlarında aparılmış geokimyəvi tədqiqatın nəticələri təqdim olunmuşdur. Tədqiqat obyekti torpaqaltı qatın süxurlarında (gillərdə) yerləşən qaz halında olan karbohidrogenlər olmuşdur. Torpaq nümunələri elektrobubr vasitəsilə qazılmış, diametri 40 mm olan şpurların quyudubi hissəsinin torpaqaltı qatdan götürülmüşdür. Nümunənin götürülmə dərinliyi 0.6-1 m təşkil etmişdir. Laboratoriya tədqiqatlarına xromatoqrafik və izotop analiz daxildir. Əlavə tədqiqat olaraq rəqəmsal relyef modelinin lineament analizi aparılmışdır. Analiz nəticələrindən biri çöküntü çexolunun (örtüyünün) keçiricilik dərəcəsini (makroçatlılığı) əks etdirən ştrixlərin sıxlıq xəritəsidir. Bu, makroçatlılıq məlumatlarını qazlar həcmi və onların izotop tərkibi ilə müqayisə etməyə imkan vermişdir. Aparılan işlərin nəticələrinə əsasən müəyyən edilmişdir ki, həmin ərazidə tərkibində ağır izotopların çox olduğu qazların yayılma sahələri süxurların makrokeçiricilinin aşağı olduğu sahələrə təsadüf edir. Bu fakt onunla izah oluna bilər ki, çatlı zonalarda qazların yayılma sürəti çox yüksəkdir və dərindən gələn qazların mövcudluğu yalnız örtük xassələrinin yaxşı olduğu yerlərdə (yəni artıq stabil karbohidrogen yataqlarının formalaşdığı, çöküntü çexolu süxurlarının makroçatlılığı aşağı olan hissələrində) gözlənilə bilər.

Açar sözlər: karbohidrogenlər; geokimyəvi tədqiqat; izotop geokimyası; relyefin lineament analizi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Yudovich, Ya. E., Ketris, M. P. (2010). Carbon isotope ratios in the stratisphere and biosphere: four scenarios. Interdisciplinary Scientific and Applied Journal «Biosphere», 2(2), 231-246.
2. Galimov, E. M. (1973). Carbon isotopes in petroleum geology. Nedra: Moscow.
3. Hou, C. T., Patel, R. N., Laskin, A. I., et al. (1981). Microbial oxidation of gaseous hydrocarbons: production of alcohols and methyl ketones from their corresponding n-alkanes by methylotrophic bacteria. Canadian Journal of Microbiology, 27 (1), 107–115.
4. Rojo, F. (2009). Degradation of alkanes by bacteria. Environmental Microbiology, 11(10), 2477–2490.
5. Tassi, F., Montegrossi, G., Vaselli, O., et al. (2009). Degradation of C2-C15 volatile organic compounds in a landfill cover soil. Science of the Total Environment, 407, 4513–4525.
6. Tassi, F., Capecchiacci, F., Giannini, L., et al. (2013). Volatile organic compounds (VOCs) in air from Nisyros Island (Dodecanese Archipelago, Greece): natural versus anthropogenic sources. Environmental Pollution, 180, 111–121.
7. Wentzel, A., Ellingsen, T.E., Kotlar, H.K., et al. (2007). Bacterial metabolism of long-chainn-alkanes. Applied Microbiology and Biotechnology, 76, 1209–1221.
8. Buswell, J. A., Jurtshuk, P. (1968). Microbial oxidation of hydrocarbons measured by oxygraphy. Archives of Microbiology, 64, 215–222.
9. Capaccioni, B., Martini, M., Mangani, F., et al. (1993). Light hydrocarbons in gas-emissions from volcanic areas and geothermal fields. Geochemical journal, 27, 7–17.
10. Darling, W.G. (1998). Hydrothermal hydrocarbon gases: 1, genesis and geothermometry. Applied Geochemistry, 13(7), 815–824.
11. Randazzo, A., Asensio-Ramos, M., Melián, G. V., et al. (2020). Volatile organic compounds (VOCs) in solid waste landfill cover soil: Chemical and isotopic composition vs. degradation processes. Science of the Total Environment, 726, 138326.
12. Didichin, G. Ya. (2009). Integrated aeromagnetic, airborne gamma-spectrometric and airborne geochemical surveys at a scale of 1:50,000 in licensed areas within the Boguchano-Manzinsky nose. Report of LLC SE «SIBIRGEOFIZIKA»
13. Melnikov, N. V., Melnikov, P. N., Smirnov, E. V. (2011). Oil and gas accumulation zones in the areas of geological exploration of the Lena-Tunguska province. Geology and Geophysics, 52(8), 1151-1163.
14. Zlatopolsky, A. A. (2008). Technique for measuring the orientation characteristics of remote sensing data (LESSA technology). In: Fifth Anniversary Open All-Russian Conference «Modern problems of remote sensing of the Earth from space», LLC "Azbuka", Moscow.
15. Zlatopolsky, A. A. (2007). Features of determining the direction of natural objects and textures using raster remote data. In: Modern problems of remote sensing of the Earth from space, Physical foundations, methods and technologies for monitoring the environment, potentially dangerous objects and phenomena. Moscow: LLC «Azbuka-2000».
16. Zlatopolsky, A. A. (2011). New possibilities of LESSA technology and analysis of digital elevation model. Methodological aspect. Modern problems of remote sensing of the Earth from space, 8(3), 38-46.
17. Malkin, B. V., Zlatopolsky, A. A. (2004) Southern Angola Lineament Tectonics Features Analysis via Image Processing (LESSA). IGC- Florence, 199, 42.
18. Zlatopolsky, A. A. (1996). Texture orientation description of remote sensing data using LESSA (Lineament Extraction and Stripe Statistical Analysis). Computers & Geosciences, 23(1), 45-62.
19. Borovikov, V. (2003). STATISTICA. The art of data analysis on a computer: For professionals. Saint Petersburg: Piter.
20. Mitchell, A. (1999). ESRI guide to GIS analysis. Volume 1: Geographic patterns geographic patterns & relationships. New York: ESRI Press.

Optik mikroskopik tədqiqatlar əsasında Romaşkin yatağının Yuxarı Devonun Frasniya mərhələsinin Paşi horizontunun kollektor-laylarının formalaşmasının üç mərhələsi müəyyən edilmişdir. Terrigen çöküntülərinin sedimentasiya prosesləri ilə bağlı olan birinci mərhələ qırıntı formalı dənəciklərdən ibarət kuba bənzər bərk struktur kipliyinin formalaşması ilə səciyyələndirilmişdir. Kvars qumlarında litogenezin ikinci mərhələsi çöküntülərin katagenez zonasına çökmə mərhələsi ilə bağlıdır. Bu dövrdə mineral dənələrinin mexaniki deformasiyası, kvars qırıntılarının blastezi, siderit aryılmalarının və qumdaşılarında gil təbəqələrini qismən metasomatik əvəz edən lifli xalsedonun əmələ gəlməsi prosesləri fəal şəkildə gedirdi. Kvars qumdaşlarında litogenezin üçüncü mərhələsi yeraltı qaz-su məhlullarının miqrasiyası ilə bağlıdır. Bu mərhələnin özəlliyi su-neft flüidlərinin təsiri altında kollektor laylarının qeyri-bərabər yenidən əmələgəlməsidir. Romaşkin yatağının müxtəlif sahələrində Paşi horizontunun kvars qumdaşılarının yenidənəmələgəlmə dərəcəsinin analizi təkrar postsedimentasiya proseslərinin intensivliyi ilə süxurların neftlə doyma dərəcəsi arasında əlaqəni müəyyən etmişdir.

Açar sözlər: Paşi horizontu; neft; qumdaşı; kollektor; litogenez.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Yapaskurt, O. V. (2016). The staged analysis of mineral witnesses of the dynamics of the formation and evolution of sedimentary rocks is a promising scientific direction in lithology and oil and gas geology. Georesursy, 18(31), 64-68.
2. Isgandarov, M. M., Abuzarova, A. H. (2013). Substantiation of criteria for oil & gas content in heterogeneous sandy-siltstone reservoirs (on an example of deposits of the Baku archipelago). SOCAR Proceedings, 4, 6-10.
3. Vinogradov, L. D., Sakhibgareev, P. C., Kisis, H. A. (1982). Catagenetic healing of oil and gas deposits with halite. Oil and Gas Content of the Regions of Ancient Salt Accumulation, 112-121.
4. Lukin, A. E., Garipov, O. M. (1994). Lithogenesis and oil-bearing capacity of Jurassic terrigenous deposits of the mid-latitude Ob region. Lithology and mineral resources, 5, 65-85.
5. Nemova, V. D. Koloskov, V. N., Gavrilov, S. S., Pokrovsky, B. G. (2010). Staging and direction of secondary transformations of reservoir rocks of the Lower Tutleim Subformation in the west of the Shirotnoye Ob region. Geology of Oil and Gas, 6, 22-28.
6. Loscheva, Z. A., Magdeev, M. Sh., Agafonov, S. G., et al. (2017). A new look at the geological structure of the Pashi horizon (D3ps) of the Aznakaevskaya area of the Romashkinskoye oil field. Georesursy, 19(1), 21-26.
7. Melnikov, I. A. (2019). The intensity of superimposed epigenesis processes as an indicator of oil saturation in sandy reservoirs. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of Georesources, 330(6), 90-97.
8. Korolev, E. A. (2014). Stages of transformation of the Tulsky-Bobrikovsky sandstone reservoirs in erosion cuts in the territory of Tatarstan. Scientific notes of Kazan University, 156 (3), 87-97.
9. Korolev, E. A., Bakhtin, A. I., Eskin, A. A., Khanipova, R. R. (2016). Diagenetic changes of sandstone reservoir of Ashalchinskoye bitumen deposit. Oil Industry, 10, 26-28.
10. Khisamov, R. S., Voitovich, E. D., Liberman, V. B., et al. (2006). Tectonic and oil-geological zoning of the territory of Tatarstan. Kazan: FEN.
11. Baranov, V. A. (2014). Microdeformations of quartz in Carboniferous sandstones of Donbas. PNRPU Bulletin. Geology. Oil and Gas and Mining, 12, 75-86.
12. Boeva, M., Novikov, V. M., Boeva, N. M., et al. (2016). The first find of biogenic nanosiderite in oxidized ferruginous quartzites of the Lebedinsky deposit. Reports of the Academy of Sciences, 466(5), 569-573.
13. Naimark, E. B., Eroshchev-Shak, V. A., Chizhikova, N. P., Kompantseva, E. I. (2009). Interaction of clay minerals with microorganisms: a review of experimental data. Journal of General Biology, 70(2), 155-167.
14. Katz, M. Ya., Simanovich, I. M. (1974). Quartz of crystalline rocks (mineralogical features and density properties). Moscow: Nauka.
15. Taranenko, E. I., Bezborodov, R. S., Khakimov, M. Yu. (2001). Converting reservoirs to oil reservoirs. Geology of Oil and Gas, 2, 18-22.
16. Sakhibgareev, R. S. (1989). Secondary reservoir changes during the formation and destruction of oil deposits. Leningrad: Nedra.
17. Semeikin, I. N., Sheveleva, N. N. (2011). Facies rows of marine carbonate sediments and their ore content. Bulletin of the Siberian Branch. Geosciences Section of the Russian Academy of Natural Sciences, 38(1), 139-150.
18. Korolev, E. A., Kolchugin, A. N., Bakhtin, A. I., et al. (2021). Features of the transformation of Visean quartz sandstones under the influence of water-oil fluids. Lithosphere (Russian Federation), 198-206.
19. Kolchugin, A., Immenhauser, A., Morozov, V., et al. (2020). A comparative study of two Mississippian dolostone reservoirs in the Volga-Ural Basin, Russia. Journal of Asian Earth Sciences, 199, 104465.

Rusiya platformasının şərqində aşağı Pensilvaniya mərhələsinin neftli karbonat çöküntülərinin özəlliklərindən biri onların kəskin şaquli və üfüqi dəyişməsidir. Çox vaxt, xüsusən də kern məlumatları olmadıqda, kəsiklər arasında geofiziki məlumatların korrelyasiyasının aparılmasında çətinliklər yaranır. Bundan əlavə, bütün fasiyaları karotaj əyrilərinə əsasən etibarlı şəkildə identifikasiya etmək və izləmək mümkün olmur və bütün fasiyalar yüksək kollektor xassələrinə malik deyildir. Müəlliflər kern analizinin nəticələrini karotaj və seysmik məlumatların istifadəsilə birləşdirərək, həm yanaşı (qonşu) quyularında, həm də bütövlükdə yatağın bütün sahələrində perspektivli fasiyaları izləməyə çalışmışlar. Nəticələr seçilmiş profil istiqamətində (yatağın daxilində cənubdan şimala doğru) yüksək kollaktor xassələrinə malik süxurların pazlanmasını göstərir. Yatağın cənubunda yüksək kollektor xassələrinə malik qreynstoun və pakstoun sahilyanı dayaz su fasiyaları yatağın şimalındakı pis kollektor xassələrinə malik veykstoun və arqillit kimi təqdim olunan laqon və subaeral fasiyaları ilə əvəz olunur. Müəlliflər hesab edirlər ki, bu yanaşma həm bu ərazidəki çöküntülər, həm də oxşar geoloji quruluşa malik ərazilər üçün tətbiq oluna bilər.

Açar sözlər: pazlama; karotaj məlumatları; seysmik məlumatlar; əhəngdaşı; fasiya; kollektor.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Kochneva, O. E., Koskov, V. N. (2013). Lithological and facial correlation of Bashkirian carbonate deposits according to the data of field-geophysical research: Oilfield business, 9, 32-38.
2. Andreev, A. V., Mukhametshin, V. Sh., Kotenev, Yu. A. (2016). Deposit productivity forecast in carbonate reservoirs with hard to recover reserves. SOCAR Proceedings, 3, 40-45.
3. Kolchugin, A. N., Porta, G. D., Morozov, V. P., et al. (2020). Facies variability of pennsylvanian oilsaturated carbonate rocks (constraints from Bashkirian reservoirs of the South-East Tatarstan). Georesursy, 22(2), 29-36.
4. Long, S., You, Y., Jiang, S., et al. (2020). Integrated characterization of ultradeep reef-shoal reservoir architecture: A case study of the Upper Permian Changxing Formation in the giant Yuanba gas field, Sichuan Basin, China. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107842.
5. Sfidari, E., Sharifi, M., Amini, A., et al. (2021). Reservoir quality of the Surmeh (Arab-D) reservoir in the context of sequence stratigraphy in Salman Field, Persian Gulf. Journal of Petroleum Science and Engineering, 198, 108180.
6. Soleimani, B., Zahmatkesh, I., Sheikhzadeh, H. (2020). Electrofacies analysis of the Asmari reservoir, Marun oil field, SW Iran. Geosciences Journal, 24(2), 195-207.
7. Penna, R., Moreira Lupinacci, W. (2021). 3D modelling of flow units and petrophysical properties in brazilian presalt carbonate. Marine and Petroleum Geology, 124, 104829.
8. Voytovich, E. D., Gatiyatullin, N. S. (2003). Tectonics of Tatarstan. Kazan University Press.
9. Mkrtchyan, O. M. (1980). Regularities of structural forms in the east of the Russian Plate. Moscow: Science Pub.
10. Kolchugin, A. N., Immenhauser, A., Walter, B. F., Morozov, V. P. (2016). Diagenesis of the palaeo-oilwater transition zone in a Lower Pennsylvanian carbonate reservoir: Constraints from cathodoluminescence microscopy, microthermometry, and isotope geochemistry. Marine and Petroleum Geology, 72, 45-61.
11. Gordadze, G. N., Tikhomirov, V. I. (2005). Geochemical characteristics of oils and dispersed organic matter from the rocks of the central Volga-Ural basin: hydrocarbon biomarker data. Geochemistry International, 43(11), 1108-1123.
12. Galimov, E. M., Kamaleeva, A. I. (2015). Source of hydrocarbons in the supergiant romashkino oilfield (Tatarstan): recharge from the crystalline basement or source sediments? European Spine Journal, 24, 95-112.
13. Aizenshtat, Z., Feinstein, S., Miloslavski, I., et al. (1998). Oil-oil correlation and potential source rocks for oils in paleozoic reservoir rocks in the tataria and perm basins, Russia. Organic Geochemistry, 29, 701-712.
14. Yudina, A. B., Racki, G., Savage, N.M., et al. (2002). The frasnian- famennian events in a deep-shelf succession, subpolar urals: biotic, depositional, and geochemical records. Acta Palaeontologica Polonica, 47, 355-372.
15. Kolchugin, A. N., Morozov, V. P., Korolev, E. A., Eskin, A. A. (2014). Carbonate formation of the Lower Carboniferous in central part of Volga-Ural basin. Current Science, 107(12), 2029-2035.
16. Proust, J. N., Chuvashov, B. I., Vennin, E., Boisseau, T. (1998). Carbonate platform drowning in a foreland setting: the mid-carboniferous platform in western Urals (Russia). Journal of Sediment Research, 68, 1175-1188.
17. Heckel, P. (1986). Sea-level curve for Pennsylvanian eustatic marine transgressive-regressive depositional cycles along midcontinent outcrop belt, North America. Geology, 14(4), 330-334.
18. Soreghan, G., Giles, K. (1994). Amplitudes of late Pennsylvanian glacioeustasy. Geology, 27(3), 255-258.
19. Bishop, J. W., Montañez, I. P., Gulbranson, E. L., Brenckle, P. L. (2009). The onset of mid-Carboniferous glacio-eustasy: Sedimentologic and diagenetic constraints, Arrow Canyon, Nevada. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 276(1-4), 217-243.
20. Mii, H.-S., Grossman, E. L., Yancey, T. E., et al. (2001). Isotopic records of brachiopod shells from the Russian platform - evidence for the onset of mid-carboniferous glaciation. Chemical Geology, 175(1-2), 133-147.
21. Dunham, R. J. (1962). Classification of carbonate rocks according to depositional texture. Classification of carbonate rocks /ed. Ham, W.E. In: Simposium American Association of Petroleum Geologists Members.
22. Lucia, F. J. (2007). Carbonate reservoir characterization. Springer.
23. Bagmanov, I., Safina, R., Platov, B., Usmanov, S. (2018). Integration of the seismic and geochemistry data to evaluate hydrocarbon potential of the carbonate reservoirs in Tatarstan, Russia. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM-18.
24. Platov, B., Kozhevnikova, N., Shipaeva, M. (2019). The example of neural net algorithm applying for seismic facies analysis. Example from the republic of Tatarstan. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM-19.
25. Platov, B., Safina, R., Zinjukov, R. (2018). Seismic facies analysis of the carboniferous reservoir. Case study from the Tatarstan, Russia. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM-18.

Son iki onillikdə peyk qravimetriyasının inkişafı ilə əlaqədar olaraq yer qabığı modellərinin yaradılmasında qravitasiya kəşfiyyatının düz və tərs məsələlərinin həlli üsulları fəal şəkildə istifadə olunmağa başlanmışdır. Bu cür regional qravitasiya modellərinin yaradılması çox vaxt yer qabığının sabit sıxlığa malik təbəqələrinin və ya cisimlərinin verilməsi ilə bağlı olur. Bu yanaşmada çox vaxt ölçülmüş qravitasiya sahəsi ilə qurulmuş model əsasında hesablanmış sahə arasında müəyyən fərqlənmələr yaranır. Belə modellərə misal olaraq Volqa-Ural subkratonunun son litosfer modeli göstərilir. Bu tədqiqat işində müəlliflər Volqa-Ural subkraton litosferinin təbəqələri daxilində sıxlığın mümkün lateral dəyişikliklərinin müəyyən edilməsi üçün ölçülmüş və hesablanmış qravitasiya sahələri arasındakı fərqə «təbii» veyvletçevrilmə metodunu tətbiq edirlər.

Açar sözlər: veyvlet-çevrilmə; qravitasiya sahəsinin inversiyası; qravitasiya kəşfiyyatının düz məsələsinin həlli; Volqa-Ural subkratonu; peyk qravimetriyası.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Bogdanova, S. V., Gorbatschev, R., Garetsky, R. G. (2016). EUROPE|East European Craton /in book: Reference module in earth systems and environmental sciences. Elsevier.
2. Bogdanova, S. V. (1986). The Earth’s crust of the Russian platform in the early precambrian (as exemplified by the Volgo-Uralian segment). Moscow: Nauka.
3. Lozin, E. V. (2002). Depth structure and oil and gas potential of the Volga-Ural region and adjacent territories. Lithosphere, 3, 46–68.
4. Artemieva, I. M., Thybo, H. (2013). EUNAseis: A seismic model for Moho and crustal structure in Europe, Greenland, and the North Atlantic region. Tectonophysics, 609, 97–153.
5. Mints, M. V., Suleimanov, A. K., Babayants, P. S., et al. (2010). Deep structure, evolution and minerals of the Early Precambrian basement of the East European Platform: Interpretation of materials on the reference profile 1-EU, profiles 4B and TATSEIS. GEOKART: GEOS.
6. Trofimov, V. A. (2006). Deep CMP seismic surveying along the Tatseis-2003 geotraverse across the Volga-Ural petroliferous province. Geotectonics, 40(4), 249-262.
7. Ognev, I., Ebbing, J., Haas, P. (2021). Crustal structure of the Volgo-Uralian subcraton revealed by inverse and forward gravity modeling [preprint]. Solid Earth Discussions, 1-27.
8. Haas, P., Ebbing, J., Szwillus, W. (2020). Sensitivity analysis of gravity gradient inversion of the Moho depth—A case example for the Amazonian Craton. Geophysical Journal International, 221(3), 1896–1912.
9. Götze, H. J., Lahmeyer, B. (1988). Application of three-dimensional interactive modeling in gravity and magnetics. Geophysics, 53(8), 1096–1108.
10. Schmidt, S., Anikiev, D., Götze, H.-J., et al. (2020). IGMAS+ – a tool for interdisciplinary 3D potential field modelling of complex geological structures. EGU General Assembly Conference Abstracts, 8383.
11. Bouman, J., Ebbing, J., Meekes, S., et al. (2015). GOCE gravity gradient data for lithospheric modeling. International Journal of Applied Earth Observation and Geoinformation, 35, 16–30.
12. Kerimov, V. Yu., Yandarbiev, N. Sh., Mustaev, R. N., Alieva, S. A. (2021). Features of generation, migration and accumulation of hydrocarbons in the eastern part of the Skythian Plate. SOCAR Proceedings, SI1, 4–16.
13. Osipov, A. V., Kerimov, V. Yu., Vasilenko, E. I., onakova, A. S. (2019). Petroleum systems formation conditions in the deeply sediments in the south-east part of the Volga-Ural oil and gas province. SOCAR Proceedings, 1, 4–18.
14. Utemov, E., Nurgaliev, D. (2004). Natural Wavelet Transformations of Gravity Data: Theory and Applications. Izvestia Physics of the Solid Earth, 41(4), 88–96.
15. Matveeva, N., Utemov, E., Nurgaliev, D. (2015). «Native» wavelet transform for solution inverse problem of gravimetry on the spherical manifold. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM 2015.
16. Zingerle, P., Pail, R., Gruber, T., Oikonomidou, X. (2019). The experimental gravity field model XGM2019e. GFZ Data Services.
17. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1997). Wavelet analysis of potential fields. Inverse Problems, 13(1), 165–178.
18. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1999). Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: Basic theory. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 104(B3), 5003–5013.
19. Matveeva, N. A., Utemov, E. V., Nurgaliev, D. K. (2017). Determination of deep sources of anomalies of the gravitational potential of the earth on the basis of a continuous «natural» wavelet transform. In: Questions of the theory and practice of geological interpretation of geophysical fields, materials of the 44th session of the International Seminar named after D.G. Uspensky.
20. Rabbel, W., Kaban, M., Tesauro, M. (2013). Contrasts of seismic velocity, density and strength across the Moho. Tectonophysics, 609, 437–455.

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.

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.

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».

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.

Dneprovsk-Donetsk çökəkliyinin Semirenkov qaz-kondensat yatağının qeyri-sabit çöküntülərində dərin quyuların qazılması haqqında ümumi məlumatlar verilmişdir: quyuların konstruksiyaları, qazma kəmərinin aşağı hissəsinin komponovkası (QKAHK), qazma rejimləri, qazma məhlulları. Güc rejimlərinin tətbiqi ilə 72 - və 75-ci Semirenkovskaya quyularının istismar kəmərləri üçün qazılması zaman baş verən mürəkkəbləşmələr təhlil edilmişdir. Qazma sürəti ilə süxurların dayanıqlılığının pozulması, dərin uçqunəmələgəlmə və kavernalılıq əmsalları, həmçinin qazma məhlulunun texnoloji xassələrinin dərinliklə dəyişməsinin empirik qanunauyğunluqları arasında asılılıqlar müəyyən edilmişdir. Quyuların qazılmasının texnikiiqtisadi göstəriciləri verilmişdir. Quyu divarlarının dayanıqlılığının idarəolunma strategiyasının elementləri formalaşdırılmışdır. Mürəkkəbləşmə zonalarının keçilməsi üçün qazma məhlulunun seçilməsi prinsipləri əsaslandırılmışdır. Quyu divarlarının eroziyasının azaldılması üçün hidravlik yuyulma proqramına qoyulan tələblər, mürəkkəbləşmə şəraitlərində qazma zamanı lülənin hazırlanması (işlənmə, şablonlaşdırma) texnologiyasının xüsusiyyətləri, həmçinin quyu divarlarının dayanıqlılığının təmin edilməsi üçün alternativ variantlar nəzərdən keçirilmişdir.

Açar sözlər: quyu divarlarının dayanıqlılığı; statistik modellər; quyunun modelləşdirilməsi; quyunun şablonlandırılması; quyu lüləsinin geometrik parametrləri; qazma məhlulu; QKAHK.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Voytenko, V. S. (1990). Applied geomechanics in drilling. Moscow: Nedra.
2. Seid-Rza, M. K., Faradzhev, T. G., Gasanov, R. A. (1991). Prevention of complications in the kinetics of drilling processes. Moscow: Nedra.
3. Mitchell, R. F. (2007). Petroleum engineering handbook. Volume II: Drilling Engineering. Houston: SPE.
4. Kazimov, E. A., Aliyev, N. M. (2011). Research of chisel solutions interaction mechanism on rock mechanical characteristics. SOCAR Proceedings, 1, 27-29.
5. Chuanliang, Y., Jingen, D., Baohua, Y., Jinxiang, L. (2013). Rock mechanical characteristic and wellbore stability in «Kingfisher» oilfield of Uganda. SOCAR Proceedings, 3, 25-30.
6. Shirali, I. Y. (2020). Assessment of the stability of wellbore rocks during their dynamic loading. SOCAR Proceedings, 2, 17-22.
7. Luban, Yu. V., Luban, S. V. (2017). «Geosynthesis engineering» scientific developments for increasing drilling efficiency and wells productivity. Internetional Conference GeoDrilling II. Drilling and Reservoir Opening. Poltava: FOP Govorov S.V.
8. Myslyuk, M. A., Dolyk, R. N., Raptanov, А. К., Lazarenko, А. G. (2016). Estimation of bottom-hole assemblies efficiency when drilling deep wells on the Semerenky gas-condensate field. Bureniye i neft, 12, 022 – 027.
9. Myslyuk, M. A., Salyzhyn I. (2012). The evaluation of rheological parameters of non-Newtonian fluids by rotational viscosimetry. Applied Rheology, 22(3), 32381.
10. Myslyuk, M. A., Raptanov, А. К., Bogoslavets, V. V., et al. (2020). About the change in drilling fluids technological properties when drilling wells in unstable deposits. Construction of Oil and Gas Wells on-Land and off-Shore, 11(335), 023-030.
11. Ganjumyan, R. A. (1986). Practical calculations in exploratory drilling. Moscow: Nedra.
12. Zoback, M. D. (2006). Reservoir geomechanics. NewYork: Cambridge University Press.
13. Myslyuk, M. A., (2009). On the assessment of the removal ability of the drilling fluid when drilling wells. Construction of Oil and Gas Wells on-Land and off-Shore, 2, 29–32.
14. Mims M., Krepp T., Williams H. (1999). Design and drilling for wells with large deviations from vertical and complex wells. Houston: K&M Technology Group, LLK.
15. Myslyuk, M. A., Rybchych, І.J., Yaremіychuk, R.S. (2004). Drilling of the wells. V. 5. Problems. Fishing. Ecology. Kyiv: Іnterpres LTD.
16. Ishchenko, I.M., Selvashchuk, A.P., Luzhkov, L.L. (1989). Wellbore buckling prediction in plastic rock on gas condensate fields of Eastern Ukraine. Moskow: VNIIEGazprom.
17. Griguleckiy, V.G., Lukyanov, V.T. (1990). Designing the bottom hole assembly. Moskow: Nedra.

Məqalə dərin sulu neft-qaz quyularının qazılması zaman müxtəlif dərinliklər üçün qazma məhlulunun sıxlığının seçilməsi diapozonunun daralması səbəbindən onların konstruksiyasının mürəkkəbləşməsi və bahalaşmasından ibarət probleminə həsr olunmuşdur. Müəlliflər, dəniz qazma təcrübəsində işlənilən və tətbiq edilən aralıq qoruyucu kəmərdən istifadə etmədən geniş intervalların qazılmasına imkan verər ikiqat təzyiq qradienti ilə qazma texnologiyalarının təhlilini verir. Məqalədə müəlliflər bu texnologiyaların təhlili əsasında və onların çatışmazlıqlarını nəzərə alaraq qazma platformasında bütün zəruri innovasiya avadanlığının yerləşdirilməsi ilə ikiqat təzyiq qradienti ilə yeni qazma texnologiyası təklif edilir.

Açar sözlər: təzyiqin nəzarəti ilə qazma; dərin sulu sahələrdə qazma; dəniz qazma işləri; ikiqat qradient ilə qazma; rayzer, dəniz şəraitində geoloji kəşfiyyat.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Bogoyavlensky, V. I. (2012). Prospects and problems for development of oil and gas fields in Arctic shelf. Drilling
   and Oil, 11, 4-9.
2. Volkov, V. V, Shmal, G. I. (2019). Why does Bazhen skid? Drilling and Oil, 7-8, 3-8.
3. Mirzoev, D. A. (2021). Principal features of the continental shelf oil and gas resources development. SOCAR Proceedings, 1, 78-82.
4. Petrenko, V. E., Mirzoyev, D. A., Chernikov, B. V., et al. (2019). The concept of creating information support for continental shelf oil and gas fields development projects. SOCAR Proceedings, 4, 73-80.
5. Chernukhiv, V. I. (2005). Development of technology for drilling wells with managed pressure drilling. PhD dissertation. Stavropol.
6. Krivolapov, D., Magda, A., Soroka, T. (2020, October). Managed pressure drilling as an advanced solution for deep hthp wells and long intervals with narrow safe pressure limits. SPE-202510-MS, 2020. In: SPE Annual Caspian Technical Conference, Virtual. Society of Petroleum Engineers.
7. Smith, J. R. (2004). Dual density drilling fluid systems to enhance deepwater drilling. Presentation at Louisiana State University.
8. Ganiev, R. I., Luc DeBoer, Agliullin, A. K., Ismakov, R. A. (2019). Dual gradient drilling as a way to reduce costs of construction of deepwater wells. Association of Drilling Contractors Journal, 4(55), 2-7.
9. Ganiev, R. I., Luc de Boer. (2020). Dual gradient drilling in deep water wells. ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies, 61, 24-37.
10. Peterman, C. P. (1998). Riserless and mudlift drilling – the next steps in deepwater drilling. In: Offshore Technology Conference, Houston.
11. Forrest, N., Bailey, T., Hannegan, D. (2001, February-March). Sub sea equipment for deep water drilling using dual gradient mud system. SPE-67707-MS. In: SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. (2013). IADC «DGD System Attributes» presentation in meeting of IADC Dual Gradient Drilling Workshop, Houston.
13. de Boer, L. (2003). Method and apparatus for varying the density in drilling fluids in deep water oil drilling applications. US Patent 6536540.
14. de Boer, L. (2003). DGS dual gradient drilling system. Presentation in meeting of the Drilling Engineering Association, Houston.
15. de Boer, L. (2010). Drill string flow control valve and methods of use. US Patent 8534369.
16. Ganiev, R. I., Luc DeBoer, Agliullin, A. K., Ismakov, R. A. (2021). Dual gradient drilling: U-tube effect in upper intervals of deep water wells. ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies, 65, 58-68.

Məqalədə sürtkü yağlarının tribotexniki xassələrinin tətqiqi məqsədi ilə quyuların qazılması şəraitlərinin həndəsi, kinematik və güc oxşarlığını modelləşdirən qurğuda aparılan eksperimentlərin nəticələri təqdim edilmişdir. Müxtəlif radial boşluqları olan və eyni kimyəvi-termiki emaldan keçmiş podşipniklər tədqiq olunmuşdur. Məlumatların (verilənlərin) qeydiyyatı katod, şleyf oscilloqrafları və elektron özüyazanla aparılmışdır. Podşipnikə verilən yüklər, sapfada rəqsin müqavimət anı, xarici kəmərin bucaq fırlanma sürəti, süni və yarısünü termocüt vasitəsilə temperatur qeydə alınmışdı. Strobotaxometrlə rəqs edən cisimlərin keçirici sürəti müəyyənləşdirilmişdi. Bütün rəqs edən elementlərin xarici görünüşünün tətqiqi, elementlərin incə səth təbəqələrinin metaloqrafik təhlili və sınaq nəticələrinin riyazi emalı aparılmışdır. Göstərilmişdir ki, sürtkü yağlarının tribotexniki xassələrinin ekspress-qiymətləndirilməsi üçün rəqsin müqavimət anının dalğalanmasının amplitud göstəricisini istifadə etmək olar.

Açar sözlər: müqavimət; sürtkü yağı; tribotexniki xassələr; qazma.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Bowden, F. P., Tabor, D. (1950). The friction and lubrication of solids. London: Oxford University Press.
2. Kragelskii, I. V. (1982). Friction and wear. Elmsford: Pergamon Press.
3. Kostecki, B. I. (1970). Friction, lubrication and wear in the machinery. Kiev: Engineering.
4. Garkunov, D. N. (1985). Tribotechnics. Moscow: Mashinostroenie.
5. Erdemir, A., Martin, J. M. (2007). Superlubricity. Amsterdam: Elsevier.
6. Mang, T., Dresel, W. (2007). Lubricants and Lubrication. Wiley-VCH Verlag GmbH & Co, Weinheim.
7. Rudnick, L. R. (2017). Lubricant additives: chemistry and applications. CRC Press.
8. Ilyasov, A. M., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2005). Numerical simulation of thermoconvection in a liquid for the case when viscosity is a quadratic function of temperature. Journal of Applied and Industrial Mathematics, 8(4), 51–59.
9. Moiseev, K. V., Volkova, E. V., Urmancheev, S. F. (2013). Effect of convection on polymerase chain reaction in a closed cell. Procedia IUTAM, 8, 172-175.
10. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Khizbullina, S. F., et al. (2018). Convective flows of anomalous thermoviscous fluid. Mathematical Models and Computer Simulations, 10(4), 529–537.
11. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2019). Isolated convection modes for the anomalous thermoviscous liquid in a plane cell. Fluid Dynamics, 54, 983–990.
12. Moiseev, K. V., Kuleshov, V. S., Bakhtizin, R. N. (2020). Free convective of a linear heterogeneous liquid in a square cavity at side heating. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
13. Popenov, A. I. (1973). Investigation of factors determining the wear resistance of roller bits. PhD Thesis. UNI.
14. Mavlutov, M. R., Popenov, A. I. (1980). Oil and gas studies. Moscow: Nedra.

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.

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.

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.

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.

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.

Prinsip etibarilə neftin hasilat quyularından və mexaniki qurğulardan istifadə edilmədən çıxarılmasının yeni üsulu elektroforez hesab oluna bilər. Onun köməyi ilə kəşfiyyat aparılmış yataqlardan neftin maya dəyərini 70-80% aşağı salmaqla çıxarılmasını təşkil etmək nəzərdə tutulur. Neftin təklif olunan elektroforez əsasında çıxarılması metodunun həyata keçirilməsi üçün elektrik enerji mənbəyi kimi atmosfer elektrik enerjisi əsasında avtonom elektrik enerjisinin alınması üsulu xidmət göstərə bilər. Bu üsul Yer, atmosfer, ionosfer və Yerin maqnit sahəsindən ibarət təbii generatora əsaslanır. Təklif olunan enerji mənbəyi konstruksiya baxımından sadədir və istifadəsi asandır. Nəticədə, əldə edilən enerji çox ucuz və ekoloji cəhətdən təmiz olur. Belə bir qurğudan Yer kürəsinin istənilən hissəsində istifadə edilə bilər.

Açar sözlər: neft hasilatı; elektroforez; elektrik sahəsi; atmosfer elektrik enerjisi; karbon; neftin qaldırılmasının maya dəyəri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Закиров, С. Н., Закиров, Э. С., Индрупский, И. М. (2016). О регламентирующих документах в нефтегазовом недропользовании. Нефтяное хозяйство, 10, 6-9.
2. Билибин, С. И., Дьяконова, Т. Ф., Исакова, Т. Г. и др. (2015). Алгоритмы определения подсчётных параметров отложений баженовской свиты по Салымской группе месторождений. Научно-технический вестник НК Роснефть, 2, 9-17.
3. Кройт, Г. (1955). Наука о коллоидах. Москва: Издательство иностранной литературы.
4. Духин, С. С., Дерягин, Б. В. (1976). Электрофорез. Москва: АН СССР, Институт физхимии.
5. Ньюмен, Дж. (1977). Электрохимические системы. Москва: Мир.
6. Вернадский, В. И. (1967). Биосфера. Москва: Мысль.
7. Шаньгин, Е. С. (2002). Способ добычи нефти и устройство для его осуществления. Патент РФ 2184838.

Laydaxili yanma (LDY) – sınaqdan çıxmiş, effektli neftveriminin artırılması üsuludur (NAÜ). Əvvəllər neftin çıxarılması, lay daxilində neftin keyfiyyətinin yüksəldilməsi, yanma cəbhəsinin sabitliyi nöqteyi-nəzərindən Nurlat yatağında (Tatneft NŞ, Rusiya) ağır neftin hasilatı üçün LDY-nın tətbiqinin mümkünlüyü öyrənilmişdir. Məqalədə LDY prosesinin dağ süxurlarının xassələrinə və tərkibinə təsiri tədqiq edilmişdir. Göstərilmişdir ki, tədqiq olunan dağ süxurlarında neftin yanma prosesi zamanı maqnit mineralları əmələ gələ bilər. Onların əmələ gəlməsi temperaturdan, qızdırılma vaxtından və neft mühitindən asılıdır. Maqnit xassələrinə görə nümunələr qızdırılma dərəcəsinə görə daha çox və daha az qızdırılmış və tərkibində karbohidrogenlər olan qızdırılmamış hissələrə ayrılır. Dağ süxurlarının maqnit xassələrinin dəyişməsi yanma cəbhəsinin monitorinqi texnologiyalarının işlənməsi üçün istifadə edilə bilər ki, bu da LDY prosesinin idarə olunması və ona düzəlişlərin edilməsi üçün olduqca qiymətlidir.

Açar sözlər: maqnit xassələri; termomaqnit analizi; neftveriminin artırılması üsulları; laydaxili yanma; dağ süxurları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Sarathi, P. S. (1999). In-situ combustion handbook - principles and practices. Bartleville, Oklahoma: BDM petroleum Tchnologies.
2. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., Abaas, M. (2019). Comparison of oxidation behavior of linear and branched alkanes. Fuel Processing Technology, 188, 203–211.
3. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., et al. (2021). Mechanistic and kinetic insight into catalytic oxidation process of heavy oil in in-situ combustion process using copper (II) stearate as oil soluble catalyst. Fuel, 284, 118981
4. Hascakir, B., Ross, C. M., Castanier, L. M., Kovscek, A. R. (2013). Fuel formation and conversion during in-situ combustion of crude oil. SPE Journal, 18(6), 1217–1228.
5. Yuan, C., Varfolomeev, M. A., Emelianov, D. A., et al. (2018). Copper stearate as a catalyst for improving the oxidation performance of heavy oil in in-situ combustion process. Applied Catalysis A: General, 564, 79–89.
6. Zhao, S., Pu, W., Varfolomeev, M. A., et al. (2018). Low-temperature oxidation of light and heavy oils via thermal analysis: kinetic analysis and temperature zone division. Journal of Petroleum Science and Engineering, 168, 246–255.
7. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A. (2018). Oxidation behavior and kinetics of light, medium, and heavy crude oils characterized by thermogravimetry coupled with fourier transform infrared spectroscopy. Energy and Fuels, 32(4), 5571–5580.
8. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., et al. (2018). Oxidation behavior and kinetics of eight C20-C54 n-alkanes by high pressure differential scanning calorimetry (HP-DSC). Energy and Fuels, 32(7), 7933–7942.
9. Yuan, C., Sadikov, K., Varfolomeev, M., et al. (2020). Low-temperature combustion behavior of crude oils in porous media under air flow condition for in-situ combustion (ISC) process. Fuel, 259, 116293.
10. Pu, W., Zhao, S., Hu, L., et al. (2020). Thermal effect caused by low temperature oxidation of heavy crude oil and its in-situ combustion behavior. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106521.
11. Yuan, C., Emelianov, D. A., Varfolomeev, M. A., Abaas, M. (2019). Combustion behavior of aromatics and their interaction with n-alkane in in-situ combustion enhanced oil recovery process: thermochemistry. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 76, 467–475.
12. Varfolomeev, M. A., Rakipov, I. T., Isakov, D. R., et al. (2015). Characterization and kinetics of Siberian and Tatarstan regions crude oils using differential scanning calorimetry. Petroleum Science and Technology, 33(8), 865–871.
13. Varfolomeev, M. A., Galukhin, A., Nurgaliev, D. K., Kok, M. V. (2016). Thermal decomposition of Tatarstan Ashal’cha heavy crude oil and its SARA fractions. Fuel, 186, 122–127.
14. Kok, M. V., Gundogar, A. S. (2010). Effect of different clay concentrations on crude oil combustion kinetics by thermogravimetry. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry, 99(3), 779–783.
15. Ariskina, K. A., Yuan, C., Abaas, M., et al. (2020). Catalytic effect of clay rocks as natural catalysts on the combustion of heavy oil. Applied Clay Science, 193, 105662.
16. Ariskina, K. A., Abaas, M., Yuan, C., et al. (2020). Effect of calcite and dolomite on crude oil combustion characterized by TG-FTIR. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106550.
17. Ismail, N. B., Hascakir, B. (2020). Impact of asphaltenes and clay interaction on in-situ combustion performance. Fuel, 268, 117358.
18. Lapene, A., Debenest, G., Quintard, M., et al. (2015). Kinetics oxidation of heavy oil. 2. Application of genetic algorithm for evaluation of kinetic parameters. Energy and Fuels, 29(2), 1119–1129.
19. Kök, M. V., Iscan, A. G. (2001). Catalytic effects of metallic additives on the combustion properties of crude oils by thermal analysis techniques. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry, 64(3), 1311–1318.
20. Amanam, U. U., Kovscek, A. R. (2017). Analysis of the effects of copper nanoparticles on in-situ combustion of extra heavy-crude oil. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152(03), 406–415.
21. Shokrlu, H. Y., Maham, Y., Tan, X., et al. (2013). Enhancement of the efficiency of in situ combustion technique for heavy-oil recovery by application of nickel ions. Fuel, 105, 397–407.
22. Mehrabi-Kalajahi, S., Varfolomeev, M. A., Yuan, C., et al. (2021). Improving heavy oil oxidation performance by oil-dispersed CoFe2O4 nanoparticles in In-situ combustion process for enhanced oil recovery. Fuel, 285, 119216.
23. Mehrabi-Kalajahi, S., Varfolomeev, M. A., Yuan, C., et al. (2021). Oil-dispersed ƒ¿-Fe2O3 nanoparticles as a catalyst for improving heavy oil oxidation. Energy and Fuels, 35(13), 10498-10511.
24. Bazargan, M., Kovscek, A. R. (2015). A reaction model-free approach for in situ combustion calculations: 1-kinetics prediction. Transport in Porous Media, 107(2), 507-525.
25. Adegbesan, K. O., Donnelly, J. K., Moore, R. G., Bennion, D. W. (1986). Liquid phase oxidation kinetics of oil sands bitumen: Models for in situ combustion numerical simulators. AIChE Journal, 32(8), 1242-1252.
26. Cinar, M. (2011). Kinetics of crude-oil combustion in porous media interpreted using isoconversional methods. PhD dissertation. Stanford University.
27. Kumar, M. (1991). Cross-sectional simulation of West Heidelberg in-situ combustion project. SPE Reservoir Engineering, 6(1), 46-54.
28. Dechelette, B., Christensen, J. R., Heugas, O., et al. (2006). Air injection - improved determination of the reaction scheme with ramped temperature experiment and numerical simulation. Journal of Canadian Petroleum Technology, 45(1), 41-47.
29. Hajiyev, A. M. (2014). Control and regulation of reservoir development, characterized by different environmental conditions. SOCAR Proceedings, 2, 38-45.
30. Kuzina, D. M., Nurgaliev, D. K., Morozov, V. P., et al. (2015). Change in magnetic properties of reservoir rocks during in-situ combustion of crude. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 51(1), 127-132.
31. Varfolomeev, M. A., Yuan, C., Bolotov, A. V., et al. (2021). Effect of copper stearate as catalysts on the performance of in-situ combustion process for heavy oil recovery and upgrading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109125.
32. Burov, B. V, Nurgaliev, D. K., Yassonov, P. G. (1986). Introduction to paleomagnetic analysis. Kazan: Publishing House of KSU.
33. Dunlop, D., Ozdemir, O. (1997). Rock magnetism: fundamentals and frontiers. United Kingdom: Cambridge University Press.
34. Nagata, T. (1961). Rock Magnetism. New York: Plenum Press.

Dünya təcrübəsində bitumlu kollektorların işlənməsi zamanı buxar-istilik ilə təsirdən istifadə olunur. Lakin bu texnologiya daha effektiv hesab olunsa da, süxurda gilli minerallar olduqda bir sıra problemlər yaranır. Gilli minerallar buxarla təmasda olduqda onların şişməsi baş verir ki, bu da kollektorun keçiriciliyinin azalmasına gətirib çıxarır və nəticəsidə son neftverimi aşağı düşür. Məqalədə gilli mineralların tərkibinin buxar-istilik ilə təsir zamanı neftin sıxışdırılma dərəcəsinə təsiri qiymətləndirilir. Buxarın vurulması nəticəsində ilkin neftlə doyma səviyyəsi 2% - dən aşağı olan eksperimentlərdə neftin sıxışdırılması baş vermir. Neftin çıxarılması üçün alifatik və polyar fraqmentlər əsaslı həlledici sınaqdan keçirilmişdir.

Açar sözlər: buxar vurma; bitumlar; gilli minerallar; həlledici; neftin sıxışdırılması.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Ahmad, K. M., Kristály, F., Turzo, Z. (2018). Effects of clay mineral and physico-chemical variables on sandstone rock permeability. Journal of Oil, Gas & Petrochemical Sciences, 1(1), 18-26.
2. Mukhtanov, B. M. (2021). Application of thermal methods in the Republic of Kazakhstan. Current projects and prospects. SOCAR Proceedings, 1, 114-123.
3. Kudrashou, V. Y., Nasr-El-Din, H. A. (2020). Formation damage associated with mineral alteration and formation of swelling clays caused by steam injection in sandpacks. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 23(1), 326–344.
4. Bennion, D. B., Thomas, F. B., Sheppard, D. A. (1992, February). Formation damage due to mineral alteration and wettability changes during hot water and steam injection in clay-bearing sandstone reservoirs. SPE-23783-MS. In: Symposium on Formation Damage Control held in Lafayette. Society of Petroleum Engineers.
5. Gunter, W. D., Zhou, Z., Perkins, R. H. (1994). Modelling formation damage caused by kaolinite from 25 to 300 °C in the oil sand reservoirs of Alberta. SPE Advanced Technology Series, 2(2), 206-213.
6. Zhuang, Y., Liu, X., Xiong, H., Liang, L. (2018). Microscopic mechanism of clay minerals on reservoir damage during steam injection in unconsolidated sandstone. Energy & Fuels, 32(4), 4671–4681.
7. Day, J. J., Huitt, J. L. (1967). Laboratory study of rock softening and means of prevention during steam or hot water injection. Journal of Petroleum Technology, 19(05), 703–711.
8. Jain, A. K., Ahmed, K., Ferdous, H., et al. (2016, March). An experimental investigation of steam induced permeability changes in clay bearing formation of North Kuwait. SPE-179762-MS. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers.
9. Minkhanov, I. F., Bolotov, A. V., Al-Muntaser, A. A., et al. (2021). Experimental study on the improving the efficiency of oil displacement by co-using of the steam-solvent catalyst. Oil Industry, 6, 54-57.
10. Varfolomeev, M. A., Yuan, Ch., Bolotov, A. V., et al. (2021). Effect of copper stearate as catalysts on the performance of in-situ combustion process for heavy oil recovery and upgrading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109125.
11. Minkhanov, I. F., Marvanov, M. M., Bolotov, A. V., et al. (2020). Improvement of heavy oil displacement efficiency by using aromatic hydrocarbon solvent. International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM 20, 1(2), 711-718.

Məqalədə «RİTEK» MMC tərəfindən mənimsənilən Strelovsk yatağının yüksək özlülüklü neftinin akvatermoliz prosesi buxarvurmanın istifadəsi ilə tədqiq edilmişdir. Yüksək təzyiq reaktorunda qeyri-katalitik və katalitik akvatermoliz təzahürünün laboratoriya modelləşdirilməsi aparılmışdır. Laborator sınaqlarının məlumatlarına əsasən Kazan Federal Universitetində işlənmiş dəmir əsaslı nefthəlledici katalizatorun qatran-asfalten maddələrinin destruksiya reaksiyalarında yüksək effektivliyi müəyyən edilmişdir. İlkin neftin, həmçinin qeyri-katalitik və katalitik akvatermoliz məhsullarının nümunələri 24 saat ərzində dəmir tallatı və AQPÇ həlledicisinin iştirakı ilə 200, 250 və 300 °C temperaturlarda tədqiq edilmişdir. Neftin akvatermoliz məhsullarının qaz tərkibi, həmçinin neft nümunələrinin özlülük-temperatur xarakteristikaları müəyyən edilmişdir. Aparılan tədqiqatlar göstərmişdir ki, katalitik akvatermoliz Strelovsk yatağı neftinin tərkib və xassələrinin dəyişməsinə əhəmiyyətli təsir göstərir. Müəyyən edilmişdir ki, katalizatorun olması dekarboksilləşmə reaksiyalarına imkan yaradır, kükürtsüzləşmə dərəcəsini yüksərdir və neft nümunələrinin özlülüyünü aşağı salır.

Açar sözlər: yüksək özlülüklü neft; akvatermoliz; katalizator prekursoru; buxar-istilik ilə təsir; özlülük.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Maity, S. K., Ancheyta, J., Marroquín, G. (2010). Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review. Energy & Fuels, 24, 2809–2816.
2. Pevneva, G. S., Voronetskaya, N. G., Sviridenko, N. N. (2020). Cracking of maltenes of naphthenic petroleum in the presence of WC/Ni–Cr. Petroleum Chemistry, 60, 373–379.
3. Pevneva, G. S., Voronetskaya, N. G., Sviridenko, N. N., Golovko, A. K. (2020). Effect of WC/Ni–Cr additive on changes in the composition of an atmospheric residue in the course of cracking. Petroleum Science, 17, 499–508.
4. Sviridenko, N. N., Vosmerikov, A. V., Agliullin, M. R., Kutepov, B. I. (2020) General features of catalytic upgrading of karmalskoe heavy oil in the presence of amorphous aluminosilicates. Petroleum Chemistry, 60, 384–391.
5. Sviridenko, N. N., Golovko, A. K., Kirik, N. P., Anshits, A. G. (2020). Upgrading of heavy crude oil by thermal and catalytic cracking in the presence of NiCr/WC catalyst. Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers, 112, 97–105.
6. Muraza, O., Galadima, A. (2015). Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development. Fuel, 157, 219–231.
7. Hyne, J. B. (1986) Aquathermolysis: a synopsis of work on the chemical reaction between water (steam) and heavy oil sands during simulated steam stimulation. Edmonton, Alberta: AOSTRA Library and Information Service.
8. Mukhamatdinov, I. I., Khaidarova, A. R., Zaripova, R. D., et al. (2020). The composition and structure of ultra-dispersed mixed oxide (II, III) particles and their influence on in-situ conversion of heavy oil. Catalysts, 10, 114.
9. Vakhin, A. V., Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2020). Catalytic aquathermolysis of Boca de Jaruco heavy oil with nickel-based oil-soluble catalyst. Processes, 8, 532.
10. Khelkhal, M. A., Eskin, A. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2019). A comparative kinetic study on heavy oil oxidation in the presence of nickel tallate and cobalt tallate. Energy & Fuels, 33(9), 9107-9113.
11. Valiyev, N. A., Jamalbayov, M. А., Ibrahimov, Kh. M., Hasanov, I. R. (2021). On the prospects for the use of CO2 to enhance oil recovery in the fields of Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 1, 83–89.
12. Shamilov, V. M. (2020). Potential applications of carbon nanomaterials in oil recovery. SOCAR Proceedings, 3, 90–107.
13. Sitnov, S. A., Mukhamatdinov, I. I., Vakhin, A. V., et al. (2018). Composition of aquathermolysis catalysts forming in situ from oil-soluble catalyst precursor mixtures. Journal of Petroleum Science and Engineering, 169, 44-50.
14. Shadrina, P. N. (2017). Improvement of technologies for combating asphalt-resin-paraffin deposits on oilfield equipment of high-viscosity oil fields. dissertation. Thesis of PhD. Ufa: Ufa State Petroleum Technical University.
15. Mukhamatdinov, I. I., Giniyatullina, E. E., Mukhamatdinova, R. E., et al. (2021) Effect of an aquathermolysis catalyst on the in-situ transformation of high-viscosity oil from the Strelovskoe field in the Samara region. Oil and Gas New Features, 3, 38-42.

Məqalədə nikel və dəmir tallatlarının və gilli süxurəmələgətirən mineralların iştirakı ilə Yareqa yatağının yüksək özlülüklü neftinin laydaxili akvatermoliz prosesinin eksperimental tədqiqatlarının nəticələrinə baxılır. Müəyyən edilmişdir ki, gillər so-katalizator kimi 300 °С -də nikel əsaslı katalitik komplekslə sinergetik effektə səbəb olur. Nəticədə akvatermolizdən sonra neftin özlülüyü ilkin neftlə müqayisədə 4 dəfə aşağı düşür. Bundan başqa, nikel tallatı və süxurəmələgətirən mineralın iştirakı ilə hidrotermiki emaldan sonra qatranın miqdarı iki dəfə azaldığı halda, katalitik akvatermoliz məhsullarının doymuş fraksiyasının miqdarı ilkin neftlə müqayisədə 36.8 kütlə %-dən 50.2 -dək artır. Beləliklə, əldə edilmiş nəticələr qatran-asfalten maddələrinin destruktiv hidrogenləşmə reaksiyalarının sürətlənməsində gil minerallarının katalitik rolunu təsdiqləyir ki, bu da qrup tərkibinin yaxşılaşmasına və özlülüyün aşağı düşməsinə gətirib çıxarır.

Açar sözlər: yüksək özlülüklü neft; upgrading; katalizatorlar; akvatermoliz; gilli minerallar; keçid metalları; SARA-analiz; özlülük.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Sitnov, S., Mukhamatdinov, I., Aliev, F., et al. (2020). Heavy oil aquathermolysis in the presence of rock-forming minerals and iron oxide (II, III) nanoparticles. Petroleum Science and Technology, 38(6), 574-579.
2. Feyzullayev, K. A., Aliyev, I. M. (2014). The influence of composition of hydrocarbon mixture on condensate recovery in the development of depletion method. SOCAR Proceedings, 3, 71-76.
3. Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., Sitnov, S. A., et al. (2021). In-situ heavy oil aquathermolysis in the presence of nanodispersed catalysts based on transition metals. Processes, 9, 127.
4. Minkhanov, I. F., Bolotov, A. V., Al-Muntaser, A. A., et al. (2021). Experimental study on the improving the efficiency of oil displacement by co-using of the steam-solvent catalyst. Oil Industry, 6, 54-57.
5. Mukhamatdinov, I. I., Sitnov, S. A., Slavkina, O. V., et al. (2019). The aquathermolysis of heavy oil from Riphean-Vendian complex with iron-based catalyst: FT-IR spectroscopy data. Petroleum Science and Technology, 37(12), 1410-1416.
6. Yuan, P., Liu, H., Liu, D., et al. (2013). Role of the interlayer space of montmorillonite in hydrocarbon generation: An experimental study based on high temperature–pressure pyrolysis. Applied Clay Science, 75, 82–91.
7. Vossoughi, S., Willhite, G., El Shoubary, Y., Bartlett, G. (1983). Study of the clay effect on crude oil combustion by thermogravimetry and differential scanning calorimetry. Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. 27, 17–36.
8. Ranjbar, M. (1993). Influence of reservoir rock composition on crude oil pyrolysis and combustion. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 27, 87–95.
9. Zheng, R., Liao, G., You, H., et al. (2020). Montmorillonite-catalyzed thermal conversion of lowasphaltene heavy oil and its main components. Journal of Petroleum Science and Engineering, 187, 106743.
10. Montgomery, W., Watson, J. S., Lewis, J. M. T., et al. (2018). Role of minerals in hydrogen sulfide generation during steam-assisted recovery of heavy oil. Energy & Fuels, 32, 4651–4654.
11. Chen, Q. Y., Liu, Y. J., Zhao, J. (2011). Intensified viscosity reduction of heavy oil by using reservoir minerals and chemical agents in aquathermolysis. Advanced Materials Research, 236-238, 839–843.
12. Muraza, O. (2015). Hydrous pyrolysis of heavy oil using solid acid minerals for viscosity reduction. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 114, 1–10.
13. Vakhin, A. V., Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2021). Extra-heavy oil aquathermolysis using nickel-based catalyst: Some aspects of in-situ transformation of catalyst precursor. Catalysts, 11(2), 189.
14. Shamilov, V. M. (2020). Potential applications of carbon nanomaterials in oil recovery. SOCAR Proceedings, 3, 90-107.

«Təbii» bazis veyvlet funksiyalarının istifadəsilə veyvlet-çevrilməsinə əsaslanan qravimetrik məlumatların işlənməsi metodu təklif olunur. Metodun fərqli xüsusiyyəti qravimetriyanın həm düz, həm də tərs məsələləri ilə sıx əlaqənin olmasıdır. Məqalədə göstərilir ki, bu xüsusiyyət qravitasiya sahələrinin güclü interferensiyası şəraitində belə anomaliya yaradan mənbələrin parametrlərini kifayət qədər sadə və tez müəyyənləşdirməyə imkan verir.

Açar sözlər: qravimetriya; veyvlet-çevrilmə; anomaliya; tərs məsələ.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Hood, P. (1965). Gradient measurements in aeromagnetic surveying. Geophysics, 30, 891–802.
2. Thompson, D. T. (1982). EULDPH – A new technique for making computer-assisted depth estimates from magnetic data. Geophysics, 47, 31–37.
3. Reid, A. B., Allsop, J. M., Granser, H., et al. (1990). Magnetic interpretation in three dimensions using Euler deconvolution. Geophysics, 55, 80–91.
4. Zhang, C., Mushayandebvu, M. F., Reid, A. B., et al. (2000). Euler deconvolution of gravity tensor gradient data. Geophysics, 65(2), 512-520.
5. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1997). Wavelet analysis of potential fields. Inverse Problems, 13, 165-178.
6. Moreau, F., Gibert, D., Holschneider, M., Saracco, G. (1999), Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: Basic theory. Journal of Geophysical Research, 104(B3), 5003-5013.
7. Sailhac, P., Galdeano, A., Gibert, D., et al. (2000). Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: complex wavelets and application to aeromagnetic profiles in French Guiana. Journal of Geophysical Research, 104 (B8), 19455-19475.
8. Gibert, D., Pessel, M. (2001). Identification of sources of potential fields with the continuous wavelet transform: Application to self-potential profiles. Geophysical Research Letters, 28(9), 1863-1866.
9. Sailhac, P., Gibert, D., Boukerbout, H. (2009). The theory of the continuous wavelet transform in the interpretation of potential fields: a review. Geophysical Prospecting, 57, 517–525.
10. Thierry, P. (1984), Functions analytic on the half-plane as quantum mechanical states. Journal of Mathematical Physics, 25(11), 3252.
11. Utemov, E. V., Nurgaliev, D. K. (2005). Natural wavelet transformations of gravity data: theory and applications. Izvestia Physics of the Solid Earth, 41(4), 88-96.
12. Alexandrescu, M., Gilbert, D., Hulot, G., et al. (1995). Detection of geomagnetic jerks using wavelet analysis. Journal of Geophysical Research, 100, 12557-12572.

Məqalənin məqsədi layın hidravlik yarılmasının (LHY) modelləşdirilməsinin çoxsaylı nəticəcələri ilə məlumatların formalaşdırılması prinsiplərini əsaslandırmaq və formalaşdırmaqdan ibarətdir. Qiymətləndirmə, qarşılıqlı müqayisə və statik analiz üçün keyfiyyətli məlumatlar baxılan hər bir LHY parametri üçün vahid ədədi qiymətlə xarakterizə olunur. Bir sıra LHY texnologiyaları üçün baxılan parametrə görə müxtəlif qiymətlərin alınması səbəbindən qeyri-müəyyənlik yarana bilər. İşin elmi yeniliyi LHY-nin modelləşdirilməsi zamanı alınan verilənlər sırasının qiymətləndirilməsi üçün yeni yanaşmanın əsaslandırılmasından ibarətdir. Verilənlər sırası simulyatorun müxtəlif modullarında hesablanma zamanı həm LHY-nın bir neçə çatının, həm də bir çatın modelləşdirilməsi zamanı əldə edilə bilər. Nəticədə LHY-nın modelləşdirilməsi nəticələrində elementlərin sayından asılı olmayaraq vahid verilənlər massivini formalaşdırmağa imkan
verən kompleksləmə metodikası işlənib hazırlanmışdır.

Açar sözlər: layın hidravlik yarılması; turşu-propan ilə layın hidravlik yarılması; laylı süxurların hidravlik yarılması; layın hidravlik yarılmasının modelləşdirilməsi; psevdoüçölçülü çat modeli; verilənlərin hazırlanması; statistik analiz.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
2. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
3. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
4. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
5. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
6. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
7. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
8. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
9. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании "Шешмаойл" - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
10. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
11. Economides, J. M., Nolte, K. I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
12. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
13. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
14. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
15. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
16. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
18. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
19. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
20. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
21. Wang, M., Chen, S., Lin, M. (2018). Enhancing recovery and sensitivity studies in an unconventional tight gas condensate reservoir. Petroleum Science, 15, 305–318.
22. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
23. López-Comino, J. A., Cesca, S., Jarosławski, J., et al. (2018). Induced seismicity response of hydraulic fracturing: results of a multidisciplinary monitoring at the Wysin site, Poland. Scientific Reports, 8.
24. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI11, 68-76.
25. Нургалиев, О. Т., Волченко, Ю. А. (2016). Радиоизотопный метод и измерительный комплекс РИКП-01 для экспрессного определения концентрации проппанта в рабочих смесях, применяемых при гидравлическом разрыве нефтегазосодержащих пластов. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 8, 24-28.
26. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
27. Юсифов, Т. Ю., Попов, В. Г., Фаттахов, И. Г. и др. (2015). Гидроразрыв пласта и его эффективное применение. Научное обозрение, 8, 23-28.
28. Wang, L., Dong, Z., Li, X., Xia, Z. (2018). A multi-scale flow model for production performance analysis in shale gas reservoirs with fractal geometry. Scientific Reports, 8.
29. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
30. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
31. Ahmed Quosay, A., Knez, D., Ziaja, J. (2020). Hydraulic fracturing: new uncertainty based modeling approach for process design using Monte Carlo simulation technique. PLoS ONE, 15(7).
32. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
33. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
34. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
35. Zhang, F., Ma, G., Liu, X., et al. (2018). Experimental analysis of multiple factors on hydraulic fracturing in coalbed methane reservoirs. PLoS ONE, 13(4).
36. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V.V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
37. He, L., Chen, Y., Zhao, H., et al. (2018). Game-based analysis of energy-water nexus for identifying environmental impacts during Shale gas operations under stochastic input. The Science of the Total Environment, 627, 1585-1601.
38. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.

Polietilen оksid (PEO) məhlulunun yüksək sürətli şırnağının imkanları müxtəlif qatılıqlar və şırnaq əmələgətirən ucluqların müxtəlif axın təzyiqlərində tədqiq edilmişdir. Bu zaman neft-qaz quyularının qoruyucu kəmərində, sement halqasında və süxurda yaradılmış kanalın uzunluğu və şırnağın fiziki rəqqasa bərkidilmiş metal lövhəyə təsir qüvvəsi analiz olunmuşdur. Təcrübələr nəticəsində hidroperforatorun şırnaq əmələ gətirən ucluqlarının parametrlərinin real qiymətlərində müxtəlif qatılıql və molekulyar kütləyə malik PEO-nun şırnağın keyfiyyətinə təsirini ifadə edən ölçüsüz kəmiyyət əldə olunmuşdur. Perforasiya prosesinin kompleks tədqiqi polimer məhlulunun yüksək sürətli şırnağının yüksək dağıdıcılıq qabiliyyətini əsaslandırmağa imkan verir. Müəyyən edilmişdir ki, polimer məhlulunun şırnağının yüksək dağıdıcılıq qabiliyyəti Toms effekti ilə deyil, hidroperforatorun şırnaq əmələ gətirən ucluqlarının giriş sahəsində yaranmış makromolekullar ilə gücləndirilmiş polimer məhlulunun özlü axınının dağıdıcı təsiri ilə izah olunur.

Açar sözlər: hidroperforator; şırnaq əmələ gətirən ucluq; şırnağın keyfiyyəti; qoruyucu kəmər; sement halqası; süxur; Toms effekti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Бойко, В. С., Кондрат, Р. М., Яремійчук, З. С. (1996). Довідник з нафтогазової справи. Львів: ІФНТУНГ.
2. Чорний, М. І., Чорний, О. М., Метошоп, І. М., Кузів, І. М. (2013). Геологічні основи розкриття і випробування продуктивних пластів. Івано-Франківськ: ІФНТУНГ.
3. Погребняк, В. Г., Наумчук, Н. В. (1995). О гидродинамической активности полимеров в высокоскоростных потоках. Инженерно-физический журнал, 68(1), 146–148.
4. (1967). Encyclopedia of polymer science and technology. Vol. 6 /ed. by Mark, H. New York: John Wiley.
5. Салянов, В. И., Скурыдин, С. Г. (1978). О связи между строением водных растворов полиэтиленгликоля и компактизацией двухцепочечных молекул ДНК. Молекулярная биология, 12(3), 485–495.
6. Никонов, Г. П., Шавловский, С. С., Хныкин, В. В. (1969). Исследование динамики и структуры тонкой струи воды с давленим 500 ат. Москва: ИГД им. А. А. Скочинского.
7. (2009). Научная школа Ивана Лукича Повха (к 100-летию со дня рождения) /под общ. ред. Ступина, А. Б. Донецк: ДонНУ.
8. Бреннер, В. А., Жабин, А. Б., Пушкарев, А. Е., Щеголевский, М. М. (2000). Гидроструйные технологии в промышленности. Гидромеханическое разрушение горных пород. Москва: Академия горных наук.
9. Мерзляев, В. Г., Бафталовский, В. Е. (2004). Физико-технические основы гидроструйных технологий в горном производстве. Москва: ИГД им. А. А. Скочинского.
10. Френкель, С. Я., Ельяшевич, Г. К., Панов, Ю. Н. (1970). Концентрированные растворы полимеров. Успехи химии и физики полимеров. Москва: Химия.
11. Рабинович, Е. З. (1974). Гидравлика. Москва: Недра.
12. Кузмин, Р. А., Тихомиров, Р. А., Кравченко, Д. В. (2002). О преимуществах гидрорезания материалов струей жидкости с добавками водорастворимых полимеров. Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Аэрокосмические технологии и образование на рубеже веков». Часть 2. Москва: РГАТА, Рыбинск.
13. Povkh, I. L., Pogrebnyak, V. G., Toryanik, A. I. (1979). Relation between molecular structure of polyethyleneoxide and drag reduction. Journal of Engineering Physics, 37(4), 1131–1136.
14. Пилипенко, В. Н. (1980). Влияние добавок на пристенные турбулентные течения. Итоги науки и техники. Серия «Механика жидкости и газа». Выпуск 15. Москва: ВИНИТИ.
15. Погребняк, А. В. (2008). Высокоэффективное гидрорезание твердых пищевых продуктов и материалов. Управление реологическими свойствами пищевых продуктов. Москва: МГУПП.
16. Pogrebnyak, A., Chudyk, I., Pogrebnyak, V., Perkun, I. (2019). Coil-uncoiled chain transition of polyethylene oxide solutions under convergent flow. Chemistry and Chemical Technology, 13(4), 465–470.
17. Pogrebnyak, A. V., Perkun, I. V., Pogrebnyak, V. G. (2017). Degradation of polymer solutions in a hydrodynamic field with a longitudinal velocity gradient. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 90(5), 1219–1224.
18. Иванюта, Ю. Ф., Погребняк, В.Г., Френкель, С. Я. (1992).Структура гидродинамического поля и деформационное поведение макромолекул при сходящемся течении. Высокомолекулярные соединения. Серия А, 34(3), 133–138.
19. Ivanyuta, Yu. F., Naumchuk, N. V., Pogrebnyak, V. G., Frenkel’, S. Ya. (1985). Flow structure of aqueous solutions of polyethylene oxide in the inlet region of short capillaries. Journal of Engineering Physics, 49(4), 1192–1197.
20. Бресткин, Ю. В., Агранова, С. А., Дьякова, Н. Е. (1989). Эффекты ДЛП полимерных растворов в продольном гидродинамическом поле. Высокомолекулярные соединения. Серия В, 31(11), 844–846.
21. Pogrebnyak, V. G., Pogrebnyak, A. V., Perkun, I. V. (2021). Maxwell fluid flow in system supplying hydrodynamically active polymer to boundary layer of streamlined object. Mathematical Modeling and Computing, 8(1), 58–68.

Məqalədə neft və qaz hasilatı proseslərinin səmərəliliyinin təmin edilməsinə, Rusiya Federasiyasının yetkin neft və qaz hasilatı aktivlərinin həyat dövrünün uzadılmasına və onların iqtisadi rentabelliyinin artırılmasına imkan verə bilən həllərin nəzərdən keçirilməsi təklif olunur. Hər bir region üçün infrastrukturun reinjinirinq (yenidən qurulma) tədbirlərindən əldə edilən iqtisadi və texnoloji səmərəlilik fərdidir və birbaşa neft, su hasilatının həcmindən və yerüstü infrastrukturun vəziyyətindən asılıdır. İnfrastruktur reinjinirinqinin təsvir olunan istiqamətləri, ümumilikdə, istismar və kapital xərclərinin optimallaşdırılması, texnoloji avadanlığın etibarlılığının artırılması, infrastruktur məhdudiyyətlərinin aradan qaldırılması üzrə effektiv alətdir və qarşıya qoyulmuş məqsədə nail olunmasına – yetkin aktivlərdə neft hasilatının saxlanılmasına imkan verir.

Açar sözlər: neftin hazırlanması obyektləri; qazın yığılması; lay təzyiqinin saxlanılması; elektrik təchizatının təmin edilməsi; mühəndis şəbəkələri; istismar xərcləri; reinjinirinqin aparılması.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гилаев, Г. Г. (2004). Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти. Нефтяное хозяйство, 10, 74-77.
2. Цыкин, И. В., Завьялов, О. В., Соловей, Н. С. (2011). Унификация работ по реинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений. Трубопроводный транспорт, 5 (27), 4–6.
3. Rodriguez, W. A., Colina, J., Montero, L., et al. (1997, October). Re-engineering tank farms. SPE-38818-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
4. Смыслов, В. А., Мелешко, М. С., Чаплыгина, Т. П. и др. (2016). Математические подходы к решению задач реинжиниринга. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 80–84.
5. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
6. Гилаев, Г. Г., Гладунов, О.,В., Исмагилов, А.,Ф. и др. (2015). Оптимизация состава сооружений как элемент управления затратами при обустройстве нефтяных месторождений. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 3 (40), 78-80.
7. Гилаев, Г. Г., Гладунов, О. В., Гришагин, А. В. и др. (2016). Повышение достоверности экономических оценок мероприятий по оптимизации сооружений при наземном обустройстве нефтяных одиночных скважин. Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 2 (43), 53-55.
8. Khabibullin, M. Ya. (2019). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560(1), 012065.
9. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
10. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
11. Глущенко, В. Н., Пташко, О. А., Харисов, Р. Я., Денисова, А. В. (2010). Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем.
12. Kadochnikova, L. M., Pichugin, O. N., Chebakov, A. A. (2002). Analytical technique for gel treatment prediction of production and injection wells in a stratified reservoir. Iranian Journal of Science & Technology. Transaction B, 26(B2), 205-216.
13. Аббасов, Э. М., Агаева, Н. А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пласт-скважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84.
14. Коннов, Ю. Д., Сидоркин, Д. И., Хабибуллин, М. Я. (2018). Механизация технологического процесса спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
15. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24.
16. Zaichenko, A. Yu., Glazov, S. V., Salgansky, E. A. (2017). Filtration combustion of viscous hydrocarbon liquids. Theoretical Foundations of Chemical Engineering, 51(5), 673-679.
17. Orlov, M. S., Roschin, P. V., Struchkov, I. A., Litvin, V. T. (2015). The application of x-ray micro computed tomography (micro-CT) of core sample for estimation of physicochemical treatment efficiency. SPE-176600-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
18. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
19. Nsoga, V. N., Hona, J., Pemha, E. (2017). Numerical simulation of heat distribution with temperature-dependent thermal conductivity in a two-dimensional liquid flow. International Journal of Nonlinear Sciences and Numerical Simulation, 18(6), 507-513.
20. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Шевчук, Т. Н., Рощин, П. В. (2018). Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта. Нефтяное хозяйство, 4, 70-73.
21. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
22. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
23. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
24. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
25. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
26. Khabibullin, M. Ya. (2019). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560(1), 012065.
27. Khabibullin, M. Ya., Suleimanov, R. I. (2018). Selection of optimal design of a universal device for nonstationary pulse pumping of liquid in a reservoir pressure maintenance system. Chemical and Petroleum Engineering, 54(3-4), 225 – 232.
28. Ямалетдинова, К. Ш., Халадов, А. Ш., Дудников, Ю. В. и др. (2017). Эффективность кислотных обработок нагнетательных скважин. Успехи современного естествознания, 12, 278-283.
29. Гилаев, Г. Г., Горбунов, В. В., Кузнецов, А. М. и др. (2012). Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство, 11, 22-24.
30. Assem, A. I., Nasr-El-Din, H. A., De Wolf, C. A. (2013, June). Formation damage due to iron precipitation in carbonate rocks. SPE-165203-MS. In: SPE European Formation Damage Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
31. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
32. Rady, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015, October). Iron precipitation in calcite, dolomite and sandstone cores. SPE-176574-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
33. Rabie, A. I., Nasr-El-Din, H. A. (2015, March). Sodium gluconate as a new environmentally friendly iron controlling agent for HP/ HT acidizing treatments. SPE-172640-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
34. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Рощин, П. В. (2015). Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(3).
35. Bale, A., Smith, M. B., Klein, H. H. (2010, September). Stimulation of carbonates combining acid fracturing with proppant (CAPF): A revolutionary approach for enhancement of sustained fracture conductivity and effective fracture halflength. SPE-134307-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
36. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7. 92-95.
37. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133-1140.
38. Vong, C. M., Wong, P. K., Li, Y. P. (2006). Prediction of automotive engine power and torque using least squares support vector machines and Bayesian inference. Engineering Applications of Artificial Intelligence, 19(3), 277-287.

Məqalədə dərinlik nasosu avadanlığının optimallaşdırılmasının aparılması zamanı sulaşmanın proqnozlaşdırılması məsələsinə baxılmışdır. Təcrübədə, bir qayda olaraq, bu parametrin cari rejimə dair planlaşdırılan optimallaşdırmanın dərəcəsini nəzərə almayan ekspert qiymətləndirməsindən istifadə olunur. Məqalədə sulaşma proqnozunda planlaşdırılan maye çıxarılmaları dinamikasını nəzərə almağa imkan verən, sıxışdırma xarakteristikalarına əsaslanan metodika təklif edilmişdir. Təsvir edilmiş məsələnin həlli üçün statistik asılılığın müəyyən növünə aid dörd xarakteristika seçilmişdir ki, burada tənliyin bir hissəsində maye çıxarılmaları neft çıxarılmalarından asılı olmur. Bu, mayenin çıxarılmasının müxtəlif qiymətlərini verməklə istənilən vaxt üçün neftin çıxarılmasının və sulaşmanın proqnozlaşdırılmasına imkan verir. Ural-Volqaboyu regionlardan birinin yataqlarının timsalında müəyyən geoloji şərait üçün daha uyğun sıxışdırma xarakteristikası müəyyən edilmişdir. Retrospektiv analiz sulaşmanın hesablanmış və faktiki göstəricilərinin yüksək dərəcədə uyğun gəlməsinin göstərir – orta mütləq sapma 1.9% təşkil edir, bu isə proqnozu kifayət qədər dəqiqliklə aparmağa imkan verir

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi; hasilatın intensivləşdirilməsi; sıxışdırmanın xarakteristikası; sulaşma.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Грищенко, В. А., Баширов, И. Р., Мухаметшин, М. Р., Бильданов, В. Ф. (2018). Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 12, 120-122.
2. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
3. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SP1, 68-76.
4. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
5. Gonzalez, I. J. F., Gammiero, A., Llamedo, M. A. (2012, April). Design of a neural network model for predicting well performance after water shutoff treatments using polymer gels. SPE-153908-MS. In: SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Petroleum Engineers.
6. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
7. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SP1, 98-108.
8. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и нано-размерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
9. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
10. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
11. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
12. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Зейгман, Ю. В., Сергеев, В. В. (2015). Опытно-промышленное внедрение комплексной технологии интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов. Нефтепромысловое дело, 8, 32-37.
14. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
15. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SP1, 88-97.
16. Webb, K. J., Black, C. J. J., Tjetland, G. (2005, November). A laboratory study investigating methods for improving oil recovery in carbonates. SPE-IPTC-10506-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
18. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
19. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
20. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
21. Азизов, Х. Ф., Лопухов, А. Н. (2010). Статистический анализ технологической эффективности геолого-технических мероприятий на Самотлорском месторождении. Нефтяное хозяйство, 6, 74-77.
22. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
23. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
24. Лысенко, В. Д. (2009). Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. Москва: Недра-Бизнесцентр.
25. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
26. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
27. Vogel, J. V. (1968). Inflow performance relationships for solution-gas drive wells. Journal of Petroleum Technology, 20(1), 83-92.
28. Юнусова, Э. А., Майский, Р. А., Харисов, М. Н., Юнусова, Г. Ф. (2017). Анализ эффективности применения индикаторной кривой Вогеля при прогнозировании дебита нефти. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2(108), 23-31.
29. Мосунов, А. Ю., Сонич, В. П., Черемисин, Н. А. (2004). Условия успешного применения форсированного отбора жидкости на месторождениях Западной Сибири. Труды Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». Москва.
30. Овнатанов, С. Т., Карапетов, К. А. (1967). Форсированный отбор жидкости. Москва: Недра.
31. Савельев, В. А., Токарев, М. А., Чинаров, А. С. (2008). Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск: Удмуртский университет.
32. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
33. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
34. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10(1), 113–131.
35. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SP1, 77-87.
36. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
37. Яртиев, А. Ф., Хакимзянов, И. Н., Петров, В. Н., Идиятуллина, З. С. (2016). Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов республики Татарстан: монография. Казань: Ихлас.
38. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.

Struktur baxımından qismən Volqa-Ural neftli-qazlı vilayətinin yataqlarından birinin Aşağı Karbon dövrünün terrigen təbəqələrinə uyğun gələn CVI.1 və CVI.2 neft laylarının işlənməsinin effektivliyinin təhlili əsasında suvurmanın səmərəliliyinin qiymətləndirilməsi üzrə obyektin geoloji quruluşunu, kern tədqiqatlarının və quyuların geofiziki tədqiqatlarının nəticələrini, həmçinin quyuların işinin tarixi göstəricilərini nəzərə alan alqoritm təklif olunmuşdur. Təqdim olunan alqoritm suvurma sisteminin optimallaşdırılması ilə bağlı qərarların qəbul edilməsi üçün səmərəsiz suvurma istiqamətlərini müəyyənləşdirməyə imkan verir. Səmərə qeyri- effektiv suvurmanın azaldılması hesabına xərclərin azaldılması potensialından, həmçinin neftveriminin artırılması üsullarının tətbiq edilməsi üçün sahələrin müəyyənləşdirilməsindən ibarətdir.

Açar sözlər: yataqların işlənməsi; lay təzyiqinin saxlanması sistemi; suvurmanın səmərəliliyi; xərclərin azaldılması.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
3. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
4. Яртиев, А. Ф., Хабибрахманов, А. Г., Подавалов, В. Б., Бакиров, А. И. (2017). Циклическое заводнение бобриковского горизонта Сабанчинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 3, 85-87.
5. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
6. Индрупский, И. М., Шупик, Н. В., Закиров, С. Н. (2013). Повышение эффективности поддержания пластового давления на основе опережающего заводнения. Технологии нефти и газа, 3 (86), 49-55.
7. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
8. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
9. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
10. Мусин, К. М., Хусаинов, В. М., Галлямов, Р. Р. и др. (2015). Обоснование предельно-допустимых и оптимальных забойных давлений для карбонатных пластов (на примере турнейского яруса Красногорского месторождения). Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Москва: Нефтяное хозяйство, 83, 106-113.
11. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
12. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. Москва; Ижевск: Институт компьютерных исследований.
13. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
14. Янин, А. Н. (2017). Ретроспективный анализ целесообразности заводнения малой нефтяной залежи с ухудшенными коллекторами. Нефтепромысловое дело, 2, 24-31.
15. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
16. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
17. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
18. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
19. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
20. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
21. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
22. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
23. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
24. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
25. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
26. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
28. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
29. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
30. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
31. Абидов, Д. Г., Камартдинов, М. Р. (2013). Метод материального баланса как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 322, 1, 91-96.
32. Анкудинов, А. А., Ваганов, Л. А. (2013). Методика распределения закачиваемой воды по всей площади нефтяной залежи с определением влияющих факторов. Материалы международной научно-практической конференции, 165-168.
33. Мартемьянов, Ю. Ф., Лазарева, Т. Я. (2010). Экспертные методы принятия решений. Тамбов: ТГТУ.
34. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
35. Викторов, П. Ф., Гайнуллин, К. Х., Ефремов, Ф. М. и др. (1996). Обоснование критериев отключения нагнетательных скважин. Геология нефти и газа, 7, 36-38.
36. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.

Məqalə işlənib hazırlanmış ВНП 1-4, 0-90 mədən cihazı vasitəsilə quyu məhsulunun özlülüyünün ölçülməsi nəticələrindən istifadə etməklə quyu nasos avadanlığının işinin diaqnostikasına həsr olunmuşdur. Neft-mədən viskozimetri ilə ölçülmələrin yerinə yetirilməsi metodikası QOST R 8.563, QOST R ISO 5725-2 tələblərinə uyğun olaraq hazırlanmışdır. Metod attestasiyadan keçirilmiş və Rusiya Federasiyasının Dövlət Reyestrinə daxil edilmişdir. «Şeşmaoyl» MMC-nin bir qrup yataqlarına məxsus neftlərin özlülüyünün müəyyən edilməsi üzrə ilkin laboratoriya tədqiqatları əsasında neft emulsiyalarının özlülüyünün temperaturdan və tərkibində olan lay suyundan asılılığının düsturu müəyyən edilmişdir. İşlənib hazırlanmış cihaz vasitəsilə mədən şəraitində neftin özlülüyünün ölçülməsi sulaşmış neftin özlülüyünün ölçülməsi metodikasının tətbiqinin mümkünlüyünü göstərmişdir. Quyuağzında sulaşmış neftin özlülüyünün ölçülmə nəticələrinin tətbiqi ştanqlı quyu nasosu qurğusunun işinin diaqnostikasını həmin qurğunun işinin dinamik modeli əsasında aparmağa imkan verir.

Açar sözlər: avadanlığın diaqnostikası; sulaşma; temperatur; mayenin özlülüyü, dinamik model; ştanqlı nasos.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Газизов, А. А., Газизов, А. Ш., Богданова, С. А. (2014). Наукоемкие технологии добычи нефти. Казань: Центр инновационных технологий.
3. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
4. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
5. Яртиев, А. Ф., Хакимзянов, И. Н., Петров, В. Н., Идиятуллина, З. С. (2016). Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов республики Татарстан: монография. Казань: Ихлас.
6. Иванова, М. М., Дементьев, Л. Ф., Чоловский, И. П. (2014). Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Москва: Альянс.
7. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
8. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
9. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
10. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
11. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
12. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
13. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
14. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании «Шешмаойл» - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
15. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
17. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
19. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SP1, 77-87.
20. Хабибрахманов, А. Г., Зарипов, А. Т., Хакимзянов, И. Н. и др. (2017). Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан). Казань: Слово.
21. Хисамов, Р. С., Хабибрахманов, А. Г., Подавалов, В. Б. и др. (2016). Особенности геологического строения и перспективы разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов Подверьюского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 11, 84-87.
22. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
23. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
24. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
25. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
26. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
27. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
28. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
29. Кутырев, Е. Ф., Сергиенко, В. Н., Кутырев, А. Е. (2005). О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях (часть 2). Нефтяное хозяйство, 10, 44-48.
30. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
31. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
32. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
33. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
34. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
35. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
36. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
37. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
38. Валеев, М. Д., Леонтьев, С. А., Майер, А. В., Мохов, М. А. (2018). Теория и практика насосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.
39. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
40. Рахматуллин, В. Н., Кутырев, Е. Ф., Рамазанов, Р. У., Каримов, А. А. (2006). Исследование эффективной вязкости нефти при глубиннонасосной добыче. Сборник докладов второй научно-практической конференции (дополнительный том) «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности». Уфа: Монография.
41. (2019). Вискозиметр нефти промысловый ВНП 1–4,0–90. Номер государственной регистрации в реестре РФ ФР.1.31.2019.32427.
42. Исаев, А. А., Малыхин, В. И., Шарифуллин, А. А. (2019). Разработка и внедрение промыслового вискозиметра. Нефтепромысловое дело, 12, 62-66.
43. Исаев, А. А., Тахаутдинов, Р. Ш., Малыхин, В. И., Шарифуллин, А. А. (2019). Опыт применения нового вискозиметра для измерения вязкости продукции нефтяной скважины в промысловых условиях. Экспозиция Нефть Газ, 5(72), 37–40.
44. Isaev, A. A., Takhautdinov, R. Sh., Malykhin, V. I., Sharifullin, A. A. (2019, October). Development of novel methods and devices for measuring the total gas-oil ratio, oil and water production rates and fluid viscosity. SPE-198421-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
45. Исаев, А. А., Малыхин, В. И., Шарифуллин, А. А. (2019). Замер вязкости жидкости по методу Гепплера. Нефть. Газ. Новации, 11, 92-94.

Karbohidrogen yataqlarının işlənməsində layın hidravliki yarılması (LHY) texnologiyası geniş yayılmışdır. Texnologiya yüksək keçiricilikli kanalların yaradılması hesabına ehtiyatların çıxarılmasını əhəmiyyətli dərəcədə intensivləşdirməyə imkan verir. Tətbiq obyektlərin geoloji quruluşunun fərqliliyi LHY-nın texnoloji parametrlərinin konkret şəraitlərə uyğunlaşdırılmasını tələb edir. Məqalədə ehtiyatların kəsiliş üzrə qeyri-bərabər çıxarılması ilə səciyyələnən işlənmənin son mərhələsində olan çoxlaylı obyekt şəraitində layın hidravlik yarılmasının effektivliyinin artırılması məsələsinə baxılmışdır. Analizin nəticələrinə görə müəyyən edilmişdir ki, süzülmə-tutum xassələri pis olan üst laylar yüksək məhsuldarlıqlı aşağı laylarla müqayisədə daha az işlənmişdir. Yuxarı laylar üzrə LHY-nin aparılması zamanı əməliyyatların bir hissəsi LHY çatlarının aşağı işlənmiş laylara keçməsi ilə əlaqədar az müvəffəqiyyətli olmuşdur. Aşkar edilmiş asılılıqlar əsasında məqalədə geoloji şəraitdən asılı olaraq effektiv qalınlığın hər metri üçün propantın optimal xüsusi yüklənməsi müəyyən edilmiş, həmçinin LHY aparılmasının perspektivliyinin xəritələri qurulmuşdur.

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi; layın hidravlik yarılması; layın hidravlik yarılmasının optimallaşdırılması; çoxlaylı obyektlər.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Дмитриевский А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, с. 6-7.
2. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
3. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
4. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
5. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
6. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
7. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
8. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
9. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
10. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
11. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
12. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
13. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
14. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
15. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
16. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
17. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
18. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
19. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
20. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
21. Каневская, Р. Д. (1999). Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра-Бизнесцентр.
22. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
23. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
24. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
25. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
26. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
27. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
28. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
29. Shen, R., Lei, X., Guo, H.K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
30. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
31. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
32. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
33. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
34. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
35. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
36. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
37. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
38. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А., Фоломеев, А. Е. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 92-95.
39. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
40. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
41. Латыпов, И. Д., Ефимов, Д. В., Муринов, К. Ю. и др. (2016). Разработка методического обоснования применимости технологии ГРП на карбонатных коллекторах месторождений, эксплуатируемых ООО «Башнефть-Полюс». Труды конференции «Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть». Уфа: БашНИПИнефть, 124, 359-365.
42. Чекушин, В. Ф., Колесников, А. А., Мухаметшин, М. Р., Литвиненко, С. А. (2012). Масштабное внедрение гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 4, 40-42.
43. Грищенко, В. А., Баширов, И. Р., Мухаметшин, М. Р., Бильданов, В. Ф. (2018). Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 12, 120-122.
44. Jennings, A. R. Jr. PE. (2003). OGCI/PetroSkills hydraulic fracturing applications. Enhanced Well Stimulation, Inc.
45. Грищенко, В. А., Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Локализация и стратегия выработки остаточных запасов нефти пашийского горизонта Туймазинского месторождения на заключительной стадии разработки. Нефтяное хозяйство, 5, 103-107.

Qərbi Sibirin Şerkalin çökəkliyi və Şaim sahəsinin yura və paleozoy dövrlərinin terrigen kollektorlarındakı yataqların şəraiti üçün Qərbi Sibir neftli-qazlı əyalətinin yataqlarında tətbiq olunan layların neftveriminin artırılması üsullarının kriteriya təhlili və skrininqi aparılmışdır. Müxtəlif qrup yataqlar üçün sulaşmış yataqların çəti çıxarılabilən qalıq ehtiyatlarının çıxarılması üçün daha səmərəli texnalogiyalar təklif edilmişdir. Baxılan tektonik-stratiqrafik elementlər hüdudunda işləməyə daxil edilən laylaın üçün seçilmiş texnalogiyaların səmərəli tətbiq sahələri müəyyən edilmişdir. Sahələrin müəyyənləşdirilməsi layların və flüidlərin geoloji-fiziki və fiziki-kimyəvi xassələrini, həmçinin situasiya xəritəsi üzrə müəyyən edən kanonik diskriminant funksiyaların maksimum və minimum qiymətlərini xarakterizə edən 19 parametrin istifadəsi əsasında aparılmışdır. Neftvermə proseslərinin ədədi modelləşdirilməsi əsasında beş obyekt – seçilmiş obyekt qruplarının poliqonları üçün yekun neftvermə əmsalının artımının proqnozu verilmişdir.

Açar sözlər: çətinçıxarılabilən ehtiyatlar; terrigen kollektorlar; amil təhlili; neftveriminin artırılması üsulları; ədədi modelləşdirmə; kriteriya təhlili.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
2. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
3. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
4. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654(1-15).
5. Рзаева, С. Дж. (2019). Новый микробиологический метод повышения нефтеотдачи пластов, содержащих высокоминерализованную воду. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
6. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
7. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
8. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
9. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
11. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
12. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
13. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
14. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
15. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
16. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
17. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
18. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
19. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
20. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
21. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
22. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
23. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
24. Мирзаджанзаде, А. Х., Султанов, Ч. А. (1995). Диакоптика процессов нефтеотдачи пластов. Баку: Елм.
25. Йереског, К. Г., Клован, Д. И., Реймент, Р. А. (1980). Геологический факторный анализ. Ленинград: Недра.
26. Мирзаджанзаде, А. Х., Степанова, Г. С. (1977). Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. Москва: Недра.
27. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
28. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
29. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
30. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
31. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
32. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
33. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
34. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
35. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.

Quyuya daxil olan axına nəzarət olunması üçün müasir texnika və texnologiyalardan istifadə etməklə yerin təkindən neft və qaz hasilatının tamlığının təmin edilməsi, xüsusən də uzun üfüqi sonluqlu quyular üçün aktual məsələlərdəndir. Paker və quyudibi parametrlərin ölçmə cihazları ilə birlikdə istifadə olunan axına nəzarət qurğusu (ANQ) «ağıllı quyu» anlayışının əhatə etdiyi sistemlərin tərkibinə daxildir. Bütövlükdə bu cür sistemlər real vaxt rejimində hasilatın əlavə quyudaxili əməliyyatlar aparılmadan optimallaşdırılması məqsədilə quyuların eyni vaxtda ististismarı zamanı üfüqi quyuların ayrı-ayrı intervallarında və ya çoxlaylı yataqların şaquli quyularında axının (sərfin) idarə olunmasına imkan verir. Bu tədqiqatın məqsədi axına nəzarət qurğusunun gələcək təkmilləşdirilmələri və ağıllı quyularda tətbiqi üçün mövcud ANQ-nın təhlil edilməsindən ibarətdir.

Açar sözlər: axına nəzarət qurğusu; üfüqi quyu; ağıllı quyu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Gualdron, M. G., Anaya, A. F., Araujo, Y. E., et al. (2014, September) Passive inflow control device (ICDs) application in horizontal wells completions in Rubiales area, heavy oil reservoir. SPE-171040-MS. In: SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference. Society of Petroleum Engineers.
2. Henriksen, K., H., Gule, E. I., Augustine, J. R. (2006, June). Augustine case study: the application of inflow control devices in the Troll field. SPE-100308-MS. In: SPE Europec EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
3. Halvorsen, M., Madsen, M., Vikoren Mo., M., et al. (2016, April). Enhanced oil recovery on Troll field by implementing autonomous inflow control device. SPE-180037-MS. In: SPE Bergen One Day Seminar. Society of Petroleum Engineers.
4. Vela, I., Viloria-Gomez, L., Caicedo, R., et al. (2011, May). Well production enhancement results with inflow control device (ICD) completions in horizontal wells in Ecuador. SPE-143431-MS. In: SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
5. Нухаев, М., Журавлев, О., Щелушкин, Р. и др. (2014). Особенности оборудования для строительства горизонтальных скважин. Neftagaz, 4, 20-24.
6. Haaland, A., Rundgren, G., Johannessen, Ø., et al. (2005, May). Completion technology on trollinnovation and simplicity. OTC-17113. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Henriksen, K. H., Gule, E. I., Augustine, J. (2006, June). Case study: the application of inflow control devices in the Troll oil field. SPE-100308-SM. In: Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Akram, N., Hicking, S., Blythe, P., et al. (2001, September). Intelligent well technology in mature assets. SPE-71822-SM. In: Offshore Europe Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Bogaert, P. M., Yang, W., Meijers, H. C., et al. (2004, May). Improving oil production using smart fields technology in the SF30 satellite oil development offshore Malaysia. OTC-16162-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
10. Raffn, A. G., Hundsnes, S., Kvernstuen, S., et al. (2007, April). ICD screen technology used to optimize waterflooding in injector well. SPE-106018-MS. In: Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
11. Garcia, L., Coronado, M. P., Russell, R. D., et al. (2009, December). The first passive inflow control device that maximizes productivity during every phase of a well's life. IPTC-13863-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. Гусев, А. А. (2014). Гидравлика. Теория и практика. Москва: Юрайт.
13. AI-Khelaiwi, F. T., Davies, D. R. (2007, April). Inflow control devices: application and value quantification of a developing technology. SPE-108700-MS. In: Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
14. Halliburton EquiFlow® autonomous inflow control device. https://www.halliburton.com/en/resources/equiflow-aicd-boosts-oil-production-reduces-water-production
15. Crow, S. L., Coronado, M. P., Mody, R. K. (2006, September). Means for passive inflow control upon gas breakthrough. SPE-102208-MS. In: Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA. Society of Petroleum Engineers.
16. Eltaher, E., Muradov, Kh., Davies, D., et al. (2014, October). Autonomous inflow control valves - their modelling and «added value». SPE-170780-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
17. Taghavi, S., Aakre, H., Swaffield, S., et al. (2019, October). Verification of autonomous inflow control valve flow performance within heavy oil-SAGD Thermal flow loop. SPE-196216-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Shaw, J. (2011, November). Comparison of downhole control system technologies for intelligent completions. SPE-147547-MS. In: Canadian Unconventional Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Al-Khelaiwi, F. T., Birchenko, V. M., Konopczynski, M. R., et al. (2010). Advanced wells: a comprehensive approach to the selection between passive and active inflow-control completion. SPE-132976-PA. SPE Production and Operation, 305-326.
20. Rahman, J., Allen, C., Bhat, G. (2012, February). Second-generation interval control valve (ICV) improves operational efficiency and inflow performance in intelligent completions. SPE-150850-MS. In: North Africa Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
21. Hodges, S., Olin, G., Sides, W. (2000, May). Hydraulically-actuated intelligent completions: development and applications. OTC-11933-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Исмаков, Р. А., Денисова, Е. В., Черникова, М. А., Сидоров С. П. (2019). Система управления устройством контроля притока флюида в скважине. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 330, 192-198.
23. Garcia, E., Saldanha, S. (2016, March). Electrohydraulic ICV control system: a novel approach to multizonal control. OTC-26816-MS. In: Offshore Technology Conference Asia. Society of Petroleum Engineers.
24. Golenkin, M. Y., Biakov, A. P., Eliseev, D. V., et al. (2016, Oktober). The first for Russian Oil Company State of art intelligent completion system real time cleanup monitoring and optimization for 3 ERD wells in Caspian offshore. SPE-201904-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Snider, P., Fraley, K. (2007). Marathon, partners adapt RFID technology for downhole drilling, completion applications. Drilling Contractor Journal, 40–41.
26. Семенов, А. А., Киселев, В. М. (2011). Моделирование работы горизонтальных скважин в условиях неоднородности распределения свойств пласта. Engineering & Technologies, 4, 429-437.

Quyuya seçilmiş işlənmə intervalının qarşısında quraşdırılmaqla hidravlik qum şırnaqlı perforator və perforatorun möhkəm tutulması üçün zəruri olan hidravlik fiksatorlar endirilir. Sonuncunun öz yerini dəyişməsi seçmə işlənmənin mümkünlüyünü istisna edir. Quyunun adi hidravlik qum şırnağı ilə açılmasından və qumdan tşmizlənməsindən sonra, perforatorun yerini dəyişdirmədən, borulara turşu məhlulu vurulur ki, o da yaranan kanala daxil olaraq onun divarlarından layın işlənilən hissəsinə süzülür. İşlənmə başa çatdıqdan sonra quyu lüləsində yığılmış turşunun bir hissəsi basıcı maye vasitəsilə həlqəvi fəzadan laya itələnir. Turşu məhlulunun tükənmə müddətini artırmaq, yəni reaksiya sürətini yavaşlatmaq üçün məhlula xüsusi reagentlər əlavə etmək olar. Beləliklə, sintanol DS-10 TU 2483-016-71150986-2012 (tərkibinə neionogen SAM daxildir və effektiv səthi aktiv maddə kimi istifadə üçün nəzərdə tutulmuşdur) reaksiya sürətinin zəiflədilməsi üçün çox effektiv pereparatdır. Onun 0.5% (məhlulun həcminin çəkisinə görə) miqdarında əlavə edilməsi reaksiya sürətini 2.7 dəfə azalda bilir.

Açar sözlər: sürət; reaksiya; sintanol; işlənmə; təzyiq.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Парфенов, А. Н., Шашель, В. А., Ситдиков, С. С. (2007). Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз». Нефтяное хозяйство, 11, 38-41.
2. Топал, А. Ю., Фирсов, В. В., Усманов, Т. С. и др. (2020). Региональные аспекты проведения ГРП в ОАО «Удмуртнефть». Нефтяное хозяйство, 4, 44-48.
3. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Летичевский, А. Е. и др. (2014). Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области. Нефтяное хозяйство, 11, 65-69.
4. Запорожец, Е. П., Шостак, Н. А., Антониади, Д. Г., Савенок, О. В. (2014). Способ гидравлического разрыва пласта. Патент РФ 2507389.
5. Исмагилов, А. Ф., Манасян, А. Э., Хамитов, И. Г. и др. (2014). Разработка месторождений Самарской области (от практики к стратегии). Самара: ООО «Издательство «Нефть. Газ. Новации».
6. Хабибуллин М.Я. (2018). Исследование процессов, происходящих в колонне труб при устьевой импульсной закачке жидкости в скважину. Нефтегазовое дело, 16(6), 34-39.
7. Oliveir, H. A., Li, W., Maxey, J. E. (2013, October). Invert emulsion acid for simultaneous acid and proppant fracturing. OTC-24332-MS. In: OTC Brasil.
8. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
9. Гилаев, Г. Г., Хисметов, Т. В., Бернштейн, А. М. и др. (2009). Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 8, 64-67.
10. Bale, A., Smith, M. B., Klein, H. H. (2010, September). Stimulation of carbonates combining acid fracturing with proppant (CAPF): A revolutionary approach for enhancement of sustained fracture conductivity and effective fracture halflength. SPE-134307-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
11. Rickman, R., Mullen, M. (2008, September). A practical use of shale petrophysics for stimulationdesign optimization: All shale plays are not cloning of the Barnett Shale. SPE-115258-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
12. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.
13. Гилаев, Г. Г., Горбунов, В. В., Кузнецов, А. М. и др. (2012). Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО НК "Роснефть". Нефтяное хозяйство, 11, 22-24.
14. Глущенко, В. Н., Пташко, О. А., Харисов, Р. Я., Денисова, А. В. (2010). Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем.
15. Kadochnikova, L. M., Pichugin, O. N., Chebakov, A. A. (2002). Analytical technique for gel treatment prediction of production and injection wells in a stratified reservoir. Iranian Journal of Science & Technology. Transaction B, 26(B2), 205-216.
16. Аббасов, Э. М., Агаева, Н. А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пласт-скважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84.
17. Коннов, Ю. Д., Сидоркин, Д. И., Хабибуллин, М. Я. (2018). Механизация технологического процесса спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
18. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24.
19. Zaichenko, A. Yu., Glazov, S. V., Salgansky, E. A. (2017). Filtration combustion of viscous hydrocarbon liquids. Theoretical Foundations of Chemical Engineering, 51(5), 673-679.
20. Orlov, M. S., Roschin, P. V., Struchkov, I. A., Litvin, V. T. (2015). The application of x-ray micro computed tomography (micro-CT) of core sample for estimation of physicochemical treatment efficiency. SPE-176600-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
21. Хабибуллин, М. Я., Сулейманов, Р. И. (2019). Повышение надежности сварных соединений трубопроводов в системе поддержания пластового давления. Нефтегазовое дело, 17(5), 93-98.
22. Nsoga, V. N., Hona, J., Pemha, E. (2017). Numerical simulation of heat distribution with temperature-dependent thermal conductivity in a two-dimensional liquid flow. International Journal of Nonlinear Sciences and Numerical Simulation, 18(6), 507-513.
23. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Шевчук, Т. Н., Рощин, П. В. (2018). Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта. Нефтяное хозяйство, 4, 70-73.
24. Khabibullin, M. Ya. (2019, December). Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560 012065.
25. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
26. Assem, A. I., Nasr-El-Din, H. A., De Wolf, C. A. (2013, June). Formation damage due to iron precipitation in carbonate rocks. SPE-165203-MS. In: SPE European Formation Damage Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Хабибуллин, М. Я. (2019). Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины. Нефтегазовое дело, 17(3), 80-86.
28. Rady, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015, October). Iron precipitation in calcite, dolomite and sandstone cores. SPE-176574-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
29. Rabie, A. I., Nasr-El-Din, H. A. (2015, March). Sodium gluconate as a new environmentally friendly iron controlling agent for HP/ HT acidizing treatments. SPE-172640-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
30. Литвин, В. Т., Стрижнев, К. В., Рощин, П. В. (2015). Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 10(3).
31. Шакен, М. Ш. (2019). Исследование применимости кислотной обработки в конгломератных коллекторах. SOCAR Proceedings, 4, 23-31.
32. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
33. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
34. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
35. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
36. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.

Su izolyasiya işlərinin effektivliyinin artırılması quyuların dayanıqlı istismarı üçün mühüm vəzifələrdən biridir. Məqalədə quyuya su axınının izolyasiyası üçün müxtəlif tamponajedici tərkiblərin tətbiqi, onların üstünlükləri və çatışmazlıqları, tətbiq şərtləri haqqında məsələyə baxılmış, həmçinin təklif olunan tərkibin tədqiqatının nəticələri təqdim olunmuşdur. Polialüminium xlorid sulu məhlulu və gips anhidriti suspenziyasının tərkibinə baxılmışdır. Tərkib 45-55 kütlə % ilə 15-25 %-li polialüminium xlorid sulu məhlulu və 45-55 kütlə %
ilə 0,9 su-bərkimə nisbətində gips anhidriti suspenziyasından ibarətdir. Texniki nəticə tərkibin komponentlərinin qarışdırılması nəticəsində yaranan və zaman keçdikcə maksimum möhkəmlik yığan bircins, sıx tamponajedici kütlənin alınması hesabına quyuya gələn su axının
izolyasiya effektivliyinin artırılmasıdır.

Açar sözlər: quyu; sulaşma, izolyasiya; su axını; tamponajedici kütlə; layın quyudibi zonası; neft hasilatı; polialüminum xlorid; anhidrit.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Chen, L., Wang, J., Yu, L., et al. (2018). Experimental investigation on the nanosilica-reinforcing polyacrylamide / polyethylenimine hydrogel for water shutoff treatment. Energy & Fuels, 32, 6, 6650–6656.
2. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
3. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
4. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
5. Bakhtizin, R. N., Fattakhov, I. G., Kadyrov, R. R., et al. (2015). Destruction of the resins structure due to heating. Oriental Journal of Chemistry, 31(2), 795-803.
6. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 654, 1–15.
7. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании "Шешмаойл" - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
8. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
9. Нургалиев, Р. З., Козихин, Р. А., Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С. (2019). Перспективы применения новых технологий при оценке влияния геолого-технологических рисков. Горный журнал, 4 (2261), 36–40.
10. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др . (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
11. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
12. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
13. Hernando, L., Martin, N., Zaitoun, A., et al. (2020, November). Successful water shutoff treatment of fractured carbonate horizontal well under aquifer pressure support. SPE-203394-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
15. Abdul Fadil, N., Irawan, S., Mohd Isa, N. A., Shafian, S. R. (2020). Gelation behavior of polyacrylamide reinforced with nano-silica for water shutoff treatment in oil field. Solid State Phenomena, 307, 252-257.
16. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
17. Ибрагимов, Н. Г., Исмагилов, Ф. З., Мусабиров, М. Х., Абусалимов, Э. М. (2014). Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 40-43.
18. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
19. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
20. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
21. Bakhtizin, R. N., Fattakhov, I. G., Kadyrov, R. R., Safiullina, A. R. (2016). Integral analysis aimed at identification and analytical solution of issues on oil recovery efficiency enhancement. International Journal of Applied Engineering Research, 11(3), 1612–1621.
22. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
23. Блажевич, В. А., Умрихина, Е. Н., Уметбаев, В. Г. (1981). Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: Недра.
24. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
25. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
26. Мухаметшин, В. В., Кадыров, Р. Р. (2017). Влияние нанодобавок на механические и водоизолирующие свойства составов на основе цемента. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 18–36.
27. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
28. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
29. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
30. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
31. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
32. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
33. Латыпов, Р. Р., Фаттахов, И. Г., Жиркеев, А. С. и др. (2018). Водоизолирующий состав (варианты). Патент РФ 2673500.
34. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
35. Кадыров, Р. Р., Хасанова, Д. К., Сахапова, А. К. и др. (2013). Состав для изоляции водопритока в скважине. Патент РФ 2526039.
36. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
37. Табашников, Р. А., Каримов, Р. А., Жиркеев, А. С. и др. (2017). Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине. Патент РФ 2618539.
38. Сахабутдинов, Р. З., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. и др. (2014). Создание и промышленное внедрение технологий стимуляции скважин на основе импортозамещающих реагентов и составов. Нефтяное хозяйство, 12, 126-129.
39. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
40. Жиркеев, А. С., Сахапова, А. К., Хасанова, Д. К., Шигапов, Н. И. (2017). Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах. Патент РФ 2619778.

Məqalədə aşağı keçiricilikli kollektordan yüksək kritik karbon dioksidi ilə neftin ekstraksiyasının tədqiqi üzrə laboratoriya sınaqlarının nəticələri verilmişdir. Tədqiqat obyekti kimi hazırda neftvermə əmsalı aşağı olan və lay enerjisinin tükənməsi rejimində istismar olunan Qərbi Sibir yataqlarının birinin aşağı keçiricikli neftlə doymuş kollektorundan süxur nümunələri seçilmişdir. Karbon dioksidin ekstraksiyaedici qabiliyyətinin tədqiqi üzrə sınaqlar əvvəlcədən «ölü» neftlə doydurulmuş süxur nümunələrindən ibarət lay modeli üzərində aparılmışdır. Üç sınaqdan ibarət seriyada yüksək kritik karbon dioksidinin süxur tərkibli modellər ilə kontakt müddəti müvafiq olaraq 8, 24 və 72 saat təşkil etmişdir. Laboratoriya sınaqları nəticələrinə əsasən karbon dioksidinin süxur modelinin dərinliyinə nüfuzetmə dinamikası müəyyən edilmişdir. Modelin neftvermə əmsalının dəyişmə dinamikasının və neftçıxarma əmsalının vaxt üzrə süxur modelinin uzunluğu boyunca paylanmasının qiymətləndirilməsi verilmişdir.

Açar sözlər: karbon dioksid; aşağı keçiricilikli kollektor; qarışma təzyiqi; Slim-tube; ekstraksiya; neftveriminin artması.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Brock, W. R., Bryan, L. A. (1989, March). Summary results of CO2 EOR field tests, 1972-1987. SPE-18977-MS. In: SPE Joint Rocky Mountain Regional/Low Permeability Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
2. Хромых, Л. Н., Литвин, А. Т., Никитин, А. В. (2018). Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов. Вестник Евразийской науки, 10(5), 1-10.
3. Шаяхметов, А. И., Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф. и др. (2020). Исследование влияния растворения диоксида углерода в нефти на агрегацию асфальтенов в условиях месторождений Республики Башкортостан. Науки о Земле и недропользование, 43(4), 467–475.
4. Alfarge, D., Wei, M., Bai, B. (2017). Factors affecting CO2-EOR in shale-oil reservoirs: Numerical simulation study and pilot tests. Energy Fuels, 31(8), 8462–8480.
5. Alfarge, D., Wei, M., Bai, B. (2017, April). IOR methods in unconventional reservoirs of North America: comprehensive review. SPE-185640-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
6. Song, Z., Li, Y., Song, Y., et al. (2019, October). A critical review of CO2 enhanced oil recovery in tight oil reservoirs of North America and China. SPE-196548-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
7. Hawthorne, S. B., Gorecki, C. D, Sorensen, J. A, et al. (2013, November). Hydrocarbon mobilization mechanisms from upper middle and lower bakken reservoir rocks exposed to CO2. SPE-167200-MS. In: SPE Unconventional Resources Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
8. Hawthorne, S. B., Gorecki, C. D, Sorensen, J. A, et al. (2014). Hydrocarbon mobilization mechanisms using CO2, in an unconventional oil play. Energy Procedia, 63, 7717–23.
9. Hawthorne, S. B., Grabanski, C. B., Miller, D. J., et al. (2019). Hydrocarbon recovery from Williston Basin shale and Mudrock cores with supercritical CO2: Part 1. Method validation and recoveries from cores collected across the basin. Energy Fuels, 33(8), 6857–6866.
10. Велиев, Н. A., Джамалбеков, M. A., Ибрагимов, X. M., Гасанов, И. Р. (2021) О перспективах применения CO2 для повышения нефтеотдачи на месторождениях Азербайджана. SOCAR Proceedings, 1, 83-89.
11. Li, D., Saraji, S., Jiao, Z., Zhang, Y. (2021). CO2 injection strategies for enhanced oil recovery and geological sequestration in a tight reservoir: An experimental study. Fuel, 284, 119013.
12. Wang, Z., Ma, J., Gao, R., et al. (2013, November). Optimizing cyclic CO2 injection for lowpermeability oil reservoirs through experimental study. SPE-167193-MS. In: SPE Unconventional Resources Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
13. Song, C., Yang, D. (2015, September). Performance evaluation of CO2 huff-n-puff process in tight oil. SPE-167217-MS. In: SPE North Africa Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
14. Darvish, G., Linberger, E., Holt, T., Kleppe, J. (2006, June). Reservoir-conditions laboratory experiments of CO2 injection into fractured cores. SPE-99650-MS. In: SPE European/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
15. Tang, G.-Q., Aminzadeh, B., Zhou, D., et al. (2016, August). An experimental study on supercritical CO2 injection in fractured tight reservoir to enhance oil recovery. SPE-2434062-MS. In: SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Mugisha, J., Al-Rbeawi, S., Artun, E. (2021) Analytical modeling of flow regimes during cyclic CO2 injection in hydraulically fractured tight reservoirs for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 201, 108385.
17. Nascimento, F. P., Pereira, V. J., Souza, R. P., et al. (2021). An experimental and theoretical investigation of asphaltene precipitation in a crude oil from the Brazilian pre-salt layer under CO2 injection. Fuel, 284, 118968.
18. Wei, J., Zhou, J., Li, J., et al. (2020). Experimental study on oil recovery mechanism of CO2 associated enhancing oil recovery methods in low permeability reservoirs, Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 108047.
19. Yu, H., Xu, H., Fu, W., et al. (2021). Extraction of shale oil with supercritical CO2: Effects of number of fractures and injection pressure. Fuel, 285, 118977.
20. Chen, H., Li, B., Duncan, I., et al. (2020). Empirical correlations for prediction of minimum miscible pressure and near-miscible pressure interval for oil and CO2 systems. Fuel, 278, 118272.
21. Dargahi-Zarandi, A., Hemmati-Sarapardeh, A., Shateri, M., et al. (2020). Modeling minimum miscibility pressure of pure/impure CO2-crude oil systems using adaptive boosting support vector regression: Application to gas injection processes. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106499.
22. Kalra, S., Tian, W., Wu, X. (2018). A numerical simulation study of CO2 injection for enhancing hydrocarbon recovery and sequestration in liquid-rich shales. Petroleum Science, 15, 103–115.
23. Yu, W., Lashgari, H. R., Wu, K., Sepehrnoori, K. (2015). CO2 injection for enhanced oil recovery in Bakken tight oil reservoirs. Fuel, 159, 354-363.
24. Zhang, Y., Yu, W., Li, Z., Sepehrnoori, K. (2018). Simulation study of factors affecting CO2, huff-n-puff process in tight oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 163, 264–269.
25. Li, G., Cheng, Y., Wang, H., et al. (2014). Feasibility analysis on coiled tubing jet fracturing with supercritical CO2. SOCAR Proceedings, 1, 45-51.
26. Rezk, M. G., Foroozesh, J. (2019). Effect of CO2 mass transfer on rate of oil properties changes: Application to CO2-EOR projects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 180. 298-309.
27. Zhang, Sh., Jia, B., Zhao, J., Pu, H. (2021) A diffuse layer model for hydrocarbon mass transfer between pores and organic matter for supercritical CO2 injection and sequestration in shale. Chemical Engineering Journal, 406, 126746
28. Luan, Y., Liu, B., Hao, P., et al. (2020). Oil displacement by supercritical CO2 in a water cut dead-end pore: Molecular dynamics simulation, Journal of Petroleum Science and Engineering, 188, 106899.
29. Малышев, В. Л., Марьин, Д. Ф., Моисеева, Е. Ф., Гумеров, Н. А. (2016). Влияние газа на прочность жидкости на разрыв. Моделирование методами молекулярной динамики. Теплофизика высоких температур, 54(4), 640-644.
30. Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Калиновский, Ю. В. (2018). Сравнительный анализ определения термодинамических свойств метана на основе уравенения состояния Пенга-Робинсона и метода молекулярной динамики. SOCAR Proceedings, 2, 33-40.
31. Исмаилов, О. Д. (2019). Исследование причин коррозии нефтепромыслового оборудования и разработка ингибиторов-бактерицидов на основе имидазолинов. SOCAR Proceedings, 4, 61-66.
32. Пономарёв, А. И., Юсупов, А. Д. (2020). Оценка влияния касательного напряжения на стенке технологических трубопроводов газоконденсатного месторождения на интенсивность углекислотной коррозии. Записки горного института, 244, 439-447.
33. Пономарев, А. И., Иванов, Н. В., Юсупов, А. Д. (2021). Новый методический подход к прогнозированию подверженности оборудования высокотемпературных газоконденсатных скважин углекислотной коррозии. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(6), 49–59.
34. Betekhtin, A., Glavnov, N., Vershinina, M., et al. (2018, October). Increasing the efficiency of gas injection for oil recovery from tight reservoirs. SPE-191666-18RPTC-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.

Məqalə Çetırman yatağının turney yarusunun karbonat çöküntüləri ehtiyatlarının işlənməsi və çıxarılması effektivliyinin yüksəldilməsi sisteminin optimallaşdırılması məsələsinə və onların işlənmədən əvvəlki strategiyasının formalaşdırılmasına həsr olunmuşdur. Horizontal qazma işlərinin həyata keçirilməsi nətic əsində ehtiyatlar üzrə əsas sahənin cari çıxarıla bilən ehtiyatlarının (CÇE) çıxarılma tempi 0.3%-dən 5%-dək yüksəlmişdir ki, bu da ehtiyatların işlənmə sürətinin artırılması və təsdiqlənmiş neftvermə əmsalına nail olunması məqsədilə tez parçalanan və məhsuldar kəsiyi qeyri-bircins olan yataqlarda horizontal quyuların layların çoxmərhələli hidravlik yarılması ilə olan qazımasının yüksək effektivliyini təsdiqləyir, həmçinin, təklif olunan metodiki yanaşmanın obyektin horizontal quyu sistemi ilə işlənməsinin layihələndirilməsində yüksək effektivliyinə, layihə həllərinin formalaşdırılması zamanı verilən obyektin işlənmə strategiyasının seçiminin düzgünlüyünə dəlalət edir.

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi; karbonat çöküntüləri; ehtiyatların hasilatı; layın çoxmərhələli hidravlik yarılması; horizontal quyu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В .В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Степанова, Г. С. (1977). Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. Москва: Недра.
4. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
5. Гареев, А. Т., Нуров, С. Р., Вагизов, А. М., Сибаев, Т. В. (2018). Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки Арланского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 112-116.
6. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
7. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
8. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
9. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании «Шешмаойл» - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
10. Rabaev, R. U., Chibisov, A. V., Kotenev, A. Yu., et al. (2021). Mathematical modelling of carbonate reservoir dissolution and prediction of the controlled hydrochloric acid treatment efficiency. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
11. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
12. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
13. Йереског, К. Г., Клован, Д. И., Реймент, Р. А. (1980). Геологический факторный анализ. Ленинград: Недра.
14. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
15. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
16. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
17. Economides, J. M., Nolte, K. I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
18. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
19. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
20. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
21. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
22. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А., Фоломеев, А. Е. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 92-95.
23. Велиев, Э.Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
24. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40–50.
25. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
26. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
27. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
28. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
29. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
30. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
31. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
32. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
33. Мирзаджанзаде, А. Х., Султанов, Ч. А. (1995). Диакоптика процессов нефтеотдачи пластов. Баку: Азербайджан.
34. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
35. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
36. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
37. Кондратьев, С. А., Жуковский, А. А., Кочнева, Т. С., Малышева, В. Л. (2016). Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края. Нефтепромысловое дело, 6, 23-26.
38. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
39. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
40. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
41. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
42. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
43. Sun, S. Q. Wan, J.C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
44. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.

Məqalədə, texnoloji mayenin ənənəvi olaraq istifadə olunan kimyəvi komponentlərindən sintetik gelləşdirici polimerlərə keçilməsinin nəzərə alınması ilə, layın hidravlik yarılması əməliyyatlarının yerinə yetirilməsi üçün texnoloji yanaşmaların optimallaşdırılması imkanları təqdim olunur. Təklif olunan variant neft-qazçıxarma şirkətlərinin həm yeni aktivləri, həm də sənaye işlənməsi mərhələsində olan aktivləri üçün neft hasilatının artırılması üzrə əməliyyat xərclərinin azaldılmasına imkan verəcək. Təklif olunan texnoloji həllərin xüsusi vurğusu müəssisələrin ekoloji izlərinin azaldılması üzrə enerji kompleksinin istehsal proseslərinin transformasiyasına yönəlmiş ekologiya ilə bağlı qəbul edilmiş “2030-cu ilədək dayanıqlı inkişaf sahəsində Gündəlik” ilə əlaqələndirilir. Həyata keçirilən laboratoriya tədqiqatları kompleksi sintetik polimer sistemlərinin sənayedə tətbiqinin perspektivliyini və bu yanaşmanın tirajlanmasının məqsədəuyğunluğunu təsdiqləyir. Təcrübi-sənaye sınaqlarının genişləndirilməsinin sonrakı mərhələsi neft-qazçıxarma sənayesində standartların işlənib hazırlanması və tətbiqi üçün əsas yaradacaq.

Açar sözlər: neft; quyu; layın hidravlik yarılması; kimyəvi reagentlər; sintetik gelləşdirici polimerlər.

Ədəbiyyat siyahısı

1. A/RES/70/1. (2015). Резолюция Генеральной Ассамблеи ООН. Преобразование нашего мира: Повестка дня в области устойчивого развития на период до 2030 года. https://www.un.org/ru/documents/ods.asp?m=A/RES/70/1
2. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
3. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
4. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
5. Иванов, С. А., Галкин, В. И., Растегаев, А. В. (2010). Прогноз эффективности гидравлического разрыва пласта по геолого-технологическим показателям. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 3, 17-22.
6. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
7. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
8. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2015). Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 8, 86-89.
9. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
10. Юсифов, Т. Ю., Фаттахов, И. Г., Зиятдинов, А. М. и др. (2015). Влияние напряженного состояния пласта на формирование трещины гидравлического разрыва. Научное обозрение, 19, 97-102.
11. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
12. Стабинскас, А. П. (2014). Оценка эффективности работы скважин после проведения гидравлического разрыва плата. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 1(95), 10-20.
13. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
14. Шакен, М. Ш. (2020). Проблемы и пути решения проведения ГРП в многопластовых залежах со сплошной перфорацией целевого горизонта. SOCAR Proceedings, 3, 66-73.
15. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
16. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
17. Юсифов, Т. Ю., Фаттахов, И. Г., Юсифов, Э. Ю. и др. (2014). Повторный гидроразрыв с уменьшением массы проппанта. Научное обозрение, 11-1, 139-142.
18. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
19. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
20. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
21. Нургалиев, Р. З., Козихин, Р. А., Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С. (2019). Перспективы применения новых технологий при оценке влияния геолого-технологических рисков. Горный журнал, 4 (2261), 36–40.
22. Jia, C., Huang, Z., Sepehrnoori, K., Yao, J. (2021). Modification of two-scale continuum model and numerical studies for carbonate matrix acidizing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 107972.
23. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
24. Кулаков, П. А., Кутлубулатов, А. А., Афанасенко, В. Г. (2018). Прогнозирование эффективности гидравлического разрыва пласта как составляющая оптимизации его дизайна. SOCAR Proceedings, 2, 41-48.
25. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10 (1), 113–131.
26. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
27. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
28. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
29. Kalia, N., Balakotaiah, V. (2009). Effect of medium heterogeneities on reactive dissolution of carbonates. Chemical Engineering Science, 64(2), 376-390.
30. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
31. Стабинскас, А. П., Султанов, Ш. Х., Хафизов, А. Р., Борисов, Г. А. (2011). Анализ влияния агентов закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта. Нефтегазовое дело, 9(3), 45-49.
32. Султанов, Ш. Х., Котенев, А. Ю., Андреев, В. Е. и др. (2012). Геоинформационная стратегия разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Георесурсы, 2 (44), 40-43.
33. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
34. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
35. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
36. Ke, L., Sun, H., Weston, M., Wallbaum, J. (2019, September). Understanding the mechanism of breaking polyacrylamidefriction reducers. SPE-196107-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
37. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
38. Van den Brule, B. H. A. A., Gheissary, G. (1993). Effects of fluid elasticity on the static and dynamic settling of a spherical particle. Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics, 49, 123-132.
39. Churakov, A. V., Pichugin, M. N., Fayzullin, I. G., et al. (2020, October). Non-guar synthetic hydraulic fracturing gels – successful concept of choice. SPE-202057-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.

Məlumdur ki, süzücü kanalların paylanma sıxlığı haqqında məlumatı kern nümunələrinin laboratoriya şəraitində kapilyar tədqiqatlarının məlumatları əsasında əldə etmək olar. Məsamə kanallarının süzülmədə iştirak payının əyrisi, bir qayda olaraq, kapilyar tədqiqatların nəticələrinin ədədi işlənməsi ilə əldə edilir. Məqalədə kapilyar əyrilərinin ümumiləşdirilmiş riyazi modelinin istifadəsi ilə Qərbi Sibirin lay kollektorları şəraitində süzücü kanalların ölçülərə görə paylanma sıxlığının analitik həlli alınmışdır. Göstərilmişdir ki, süzülmədə əsas iştirak payını ölçüləri maksimum qiymətə yaxın olan məsamə kanalları tutur. Süzücü kanalların sıxlıq funksiyası, əsasən, məsamə kanallarının ölçüyə görə paylanmasının maksimum radiusu və qeyri-bircinsliliyi ilə müəyyən edilir.

Açar sözlər: kapilyar təzyiq əyrisi; ümumiləşdirilmiş model; paylanma sıxlığı; süzülmə kanalları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
2. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
3. Клещев, К. А. (2005). Перспективы развития сырьевой базы нефтегазодобычи в России /в юбилейном сборнике научных трудов кафедры геологии РГУ им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Москва: Нефть и газ.
4. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
5. Конторович, В. А., Бердникова, С. А., Калинина, Л. М., Поляков, А. А. (2004). Сейсмогеологические адаптивные методы прогноза качества коллекторов и подготовки сложнопостроенных ловушек нефти и газа в верхней юре центральных и южных районов Западной Сибири (гоpизонт Ю1 ваcюганcкой cвиты). Геология и геофизика, 1, 79-90.
6. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
7. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
8. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
9. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
10. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
11. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
12. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
13. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
14. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
15. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З. и др. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
18. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
19. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
20. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
21. Тер-Саркисов, Р. М., Максимов, В. М., Басниев, К. С. и др. (2012). Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований.
22. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
23. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
24. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
25. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
26. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
27. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
28. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
29. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
30. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
31. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
32. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
33. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
34. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. В., Андреев, А. В., Султанов, Ш. Х. (2017). Некоторые  результаты опробования методики прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов. SOCAR Procеedings, 4, 83-87.
35. Михайлов, Н. Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых. Москва: Недра.
36. Михайлов, Н. Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, 7(205), 126-137.
37. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
38. Михайлов, Н. Н., Гурбатова, И. П., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2016). Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 80-85.

Məqalədə mürəkkəb geoloji quruluşa malik karbonatlı layların işlənmə effektivliyinin yüksəldilməsi məsələsinə baxılmışdır. Bu cür obyektlər, bir qayda olaraq, pis süzülmətutum xassələrinə, parametrlərin anizotropiyasına malik olurlar və ikinci dərəcəli boşluqlarla mürəkkəbləşmiş olurlar. Bütün bu amillər ehtiyatların çıxarılma effektivliyinə təsir göstərir və işlənmə göstəricilərində öz əksini tapır. Turne mərtəbəsi çöküntülərinin timsalında müxtəlif geoloji amillərin nəzərə alınması ilə işlənmənin təhlilinə metodiki yanaşma nümunəsi təqdim olunmuşdur. Nəticədə müxtəlif asılılıqlar alınmışdır və onların nəzərə alınması ilə işlənmə effektivliyi nöqteyi-nəzərindən perspektivli sahələr müəyyən edilmişdir. Ayrıca olaraq suvurma sisteminin effektivliyi məsələsinə və onun FİƏ-nın artırılması yollarına baxılmışdır.

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi; karbonatlı kollektorlar; işlənmənin effektivliyi; suvurma sistemi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сучков, Б. М. (2005). Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Москва: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика».
2. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
3. Ибрагимов, Н. Г., Исмагилов, Ф. З., Мусабиров, М. Х., Абусалимов, Э. М. (2014). Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 40-43.
4. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
5. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328, 7, 40–50.
6. Викторин, В. Д., Лыков, Н. А. (1980). Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. Москва: Недра.
7. Alvarado, V., Thyne, G., Murrel, G. R. (2008, September). Screening strategy for chemical enhanced oil recovery in Wyoming Basin. SPE-115940-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
9. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
10. Byrnes, A. P., Bhattacharya, S. (2006, April). Influence of initial and residual oil saturation and relative permeability on recovery from transition zone reservoirs in shallow-shelf carbonates. SPW-99736-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
11. Зейгман, Ю. В., Сергеев, В. В. (2015). Опытно-промышленное внедрение комплексной технологии интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов. Нефтепромысловое дело, 8, 32-37.
12. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
13. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки горного института, 231, 275-280.
14. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
15. Webb, K. J., Black, C. J. J., Tjetland, G. (2005, November). A laboratory study investigating methods for improving oil recovery in carbonates. IPTC-10506-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
17. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
18. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
19. Кудряшов, С. И., Белкина, Е. Ю., Хасанов, М. М. и др. (2015). Количественные методы использования аналогов в задачах разведки и разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 4, 43-47.
20. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
21. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
22. Орлова, И. О., Захарченко, Е. И., Скиба, Н. К., Захарченко, Ю. И. (2014). Методический подход к классификации месторождений и поиску месторождений-аналогов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 16-18.
23. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
24. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
25. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
26. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
27. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
28. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
29. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
30. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
31. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
32. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
33. Галкин, В. И., Козлова, И. А. (2016). Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, 40-45.
34. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. (2013). Вопросы эффективности разработки низкопродуктивных карбонатных коллекторов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 106–110.
35. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
36. Грищенко, В. А., Баширов, И. Р., Мухаметшин, М. Р., Бильданов, В. Ф. (2018). Особенности применения проппантно-кислотного гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Нефтяное хозяйство, 12, 120-122.
37. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
38. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
39. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
40. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
41. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
42. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки горного института, 240, 711-715.
43. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
44. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
45. Уолкотт, Д. (2001). Разработка и управление месторождениями при заводнении. Москва: Шлюмберже.
46. Абидов, Д. Г., Камартдинов, М. Р. (2013). Метод материального баланса как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении. Известия ТПУ, 322(1), 91-96.

Məqalədə qalıq ehtiyatların mürəkkəb strukturu şəraitində resurs bazasının idarəedilməsi məsələsinə baxılmışdır. Ehtiyatların çıxarılma effektivliyinin artırılması üçün onların paylanmasının – onların işlənməyə nə dərəcədə cəlb olunmasının, əlavə cəlbetmə potensialının harada olmasının, işlənməyə cəlb olunmuş sahələrin nə dərəcədə effektiv işlənilməsinin daimi monitorinqi zəruridir. Məqalədə qalıq ehtiyatlara nəzarət prosesinin təşkili üçün ehtiyatların mənimsənilməsi üzrə tədbirlər proqramını planlaşdırmağa və korrektə etməyə imkan verən metodiki yanaşma təklif olunmuşdur. Bu, "xalça" qazıması imkanı olmayan, aktivlərini son işlənmə mərhələsində istismar edən şirkətlər üçün xüsusi aktuallığa malikdir. Öz aktivlərini Volqa-Ural neftli-qazlı vilayətində istismar edən müəssisələrdən birinin timsalında qalıq ehtiyatların strukturlaşdırılması aparılmış, onun əsasında da ehtiyatların işlənməyə cəlb edilməsinin artırılması strategiyası formalaşdırılmışdır. İşlənməyə cəlb edilən ərazilərdə ehtiyatların çıxarılma effektivliyinin təhlili üçün sıxışdırma xarakteristikasına əsaslanan proqnozun əsasında ehtiyatların istifadə edilməsi əmsalı təklif olunmuşdur. Onun həyata keçirilməsi problemli sahələri müəyyən etməyə imkan vermişdir, onlardan birinin nümunəsində isə sonradan horizontal quyuların qazılması üçün yüksək effektli proqram həyata keçirilmişdir.

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi; neft ehtiyatları; resursların idarəedilməsi; ehtiyatların çıxarılması; horizontal quyular.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
2. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
3. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
4. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
5. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
6. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
7. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
8. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
9. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
10. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
11. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
12. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
14. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
15. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
16. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
17. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
18. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
19. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
20. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
21. Костригин, И. В., Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И. и др. (2009). Экспресс-метод оценки энергетического и ресурсного потенциала нефтяных залежей в процессе заводнения. Нефтяное хозяйство, 11, 39-41.
22. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
23. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
24. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
25. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
26. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
27. Антоневич, Ю. С., Ефимов, А. В. (2013). Интегрированный подход к управлению инвестиционным портфелем в нефтегазодобывающих компаниях. Нефтяное хозяйство, 12, 83-85.
28. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
29. Shen, R., Lei, X., Guo, H.K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32-38.
30. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
31. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
32. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
33. Борисенко, З. Г., Сосон, М. Н. (1973). Подсчет запасов нефти объемным методом. Москва: Недра.
34. Савельев, В. А., Токарев, М. А., Чинаров, А. С. (2008). Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск: Удмуртский университет.
35. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
36. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
37. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
38. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
39. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
40. Кривова, Н. Р., Решетникова, Д. С., Федорова, К. В., Колесник, С. В. (2015). Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5, 52-57.
41. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.

Su-qaz ilə təsir – sıxışdırma, əhatə əmsalını artıran və sıxışdırma cəbhəsini tənzimləyən neft hasilatı üsuludur. Məqalədə su-qaz ilə təsirin ənənəvi üsulları (qarışmayan su-qaz ilə təsir, hibrid su-qaz ilə təsir, su və qazın eyni vaxtda vurulması, həmçinin su və qazın eyni vaxtda stabilləşdirici səthi aktiv maddələr ilə vurulması, su və qazın dəyişkən vurulması) təqdim olunmuşdur. Suyun və qazın selektiv eyni vaxtda vurulması, suyun və qazın köpüklə birlikdə növbəli vurulması, suyun və qazın kimyəvi maddələrlə gücləndirilmiş növbəli vurulması, suyun və qazın dəyişkən hissələrinin növbəli vurulması, suyun və qazın yuxarı və aşağı növbəli su və qaz vurulması, suyun və karbohidrogen qazının növbəli vurulması, polimer məhlulunun və qazın növbəli vurulması, SAM məhlulunun və qazın növbəli vurulması, suyun və buxarın növbəli vurulması, az minerallı suyun və qazın növbəli vurulması, az minerallı suyun və buxarın növbəli vurulması, «ağıllı» dəniz suyunun və karbon qazının növbəli vurulması və s. kimi az yayılmış üsullara baxılmışdır. Bu vasitələrin üstünlükləri və çatışmazlıqları nəzərdən keçirilmişdir.

Açar sözlər: su-qaz ilə təsir; WAG; SWAG; neftveriminin artırılmas; səmt qazının utilizasiyası.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Telkov, V. P. (2009). Razrabotka tekhnologii vodogazovogo vozdejstviya na plast putyom nasosno-ezhektornoj i nasosno-kompressornoj zakachki vodogazovyh smesej s penoobrazuyushchimi PAV. Dissertaciya na soiskanie uchenoj stepeni kandidata tekhnicheskih nauk. Moskva: RGU Nefti i Gaza im. I.M. Gubkina.
2. Christensen, J. R., Stenby, E. H., Skauge, A. (1998, March). Review of WAG field experience. SPE-39883-MS. In: SPE International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico. Society of Petroleum Engineers.
3. Darvishnezhad, M. J., Jannatrostami, A., Montazeri, G. H. (2010, June). SPE-132847-MS. Study of various water alternating gas injection methods in 4-and 5-spot injection patterns in an iranian fractured reservoir. In: Trinidad and Tobago Energy Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
4. Afzali, S., Rezaei, N., Zendehboudi, S. (2018). A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection. Fuel, 227, 218-246.
5. Graham, A. J., Christie, M. A., Al-Haboobi, Z. I. M. (2020). Calibrating the todd and longstaff mixing parameter value for miscible finite-sized slug WAG injection for application on a field scale. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 23, 479–497.
6. Choudhary, M. K., Parekh, B., Dezabala, E., et al. (2011, November). Design, implementation and performance of a down-dip WAG pilot. IPTC-14571-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Zhao, X.-W., Ning, L.C.-L., Ding, X.-L., et al. (2013, October). Study on enhanced oil recovery technology in low permeability heterogeneous reservoir by water-alternate-gas of CO₂ flooding. SPE-165907-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Mousavi, S. M. (2011, July). Investigation of different I-WAG schemes toward optimization of displacement efficiency. SPE-144891-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Netaifi, A. S. Al, Cinar, Y. (2015, March). Experimental investigation of three-phase immiscible floods during gas gravity drainage in naturally fractured reservoirs. SPE-172816-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
10. Holtz, M. H. (2016, April). Immiscible water alternating gas (IWAG) EOR: current state of the art. SPE-179604-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. Han, L., Gu, Y. (2014). Optimization of miscible CO₂ water-alternating-gas injection in the Bakken formation. Energy and Fuels, 28(11), 6811–6819.
12. Ning, S. X., Jhaveri, B. S., Fueg, E. M., et al. (2016, May). Optimizing the utilization of miscible injectant at the Greater Prudhoe Bay fields. SPE-180420-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
13. Sohrabi, M., Tehrani, D. H., Al-Abri, M. (2007, September). Performance of near-miscible gas and SWAG injection in a mixed-wet core. In: International Symposium of the Society of Core Analysts held in Calgary, Canada.
14. Hong, K. C., Co, C.O.F.R., Stevens, C. (1992). Water alternating steam process improves project economics at West Coalinga field. SPE Reservoir Engineering,7(04), 407-413.
15. Tunio, S. Q., Chandio, T. A. (2012). Recovery enhancement with application of FAWAG for a Malaysian field. Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology, 4(1), 8–10.
16. Bagrezaie, M. A., Pourafshary, P., Gerami, S. (2014, March). Study of different water alternating carbon dioxide injection methods in various injection patterns in an Iranian non fractured carbonate reservoir. OTC-24793-MS. In: Offshore Technology Conference-Asia. Society of Petroleum Engineers.
17. Sagir, M., Tan, I.M., Mushtaq, M., Nadeem, M. (2014). Novel CO2 philic surfactants for CO2 mobility control for enhanced oil recovery applications. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia 2014: Driving Integrated and Innovative EOR. Society of Petroleum Engineers.
18. Gong, J., Vincent-Bonnieu, S., Bahrim, R. Z. K., et al. (2019). Modeling of liquid injectivity in surfactant-alternating-gas foam enhanced oil recovery. SPE Journal, 24, 1123–1138.
19. Gong, J., Vincent-Bonnieu, S., Bahrim, R. Z. K., et al. (2020). Laboratory investigation of liquid injectivity in surfactant-alternating-gas foam enhanced oil recovery. Transport in Porous Media, 131(1), 85–99.
20. McGuire, P. L. (2005, March-April). Viscosity reduction WAG: an effective EOR process for North Slope viscous oils. SPE-93914-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
21. Al-Shalabi, E. W., Sepehrnoori, K., Pope, G. (2014, December). Modeling the combined effect of injecting low salinity water and carbon dioxide on oil recovery from carbonate cores. IPTC-17862-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Bagrezaie, M. A., Pourafshary, P. (2014, November). Screening different water alternating carbon dioxide injection scenarios to achieve to the highest macroscopic sweep efficiency in a non fractured carbonate reservoir. SPE-172267-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
23. Abbas, A. H., Abdullah, D. S., Jaafar, M. Z., et al. (2020). Comparative numerical study for polymer alternating gas (PAG) flooding in high permeability condition. SN Applied Sciences, 2(5).
24. Dandan, H., Yuanbing, W. (2017, March). Optimization and design for WAG-CO₂ combined with soft micro gel SMG in complicated carbonate reservoirs containing with high permeability streaks. SPE-183723-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Afsharpoor, A., Lee, G.S., & Kam, S.I. (2010). Mechanistic simulation of continuous gas injection period during surfactant-alternating-gas (SAG) processes using foam catastrophe theory. Chemical Engineering Science, 65(11), 3615–3631.
26. Farajzadeh, R., Eftekhari, A. A., Hajibeygi, H., et al. (2016). Simulation of instabilities and fingering in surfactant alternating gas (SAG) foam enhanced oil recovery. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 34, 1191–1204.
27. Al-Saedi, H. N., Long, Y., Flori, R. E., Bai, B. (2019). Coupling smart seawater flooding and CO₂ flooding for sandstone reservoirs: smart seawater alternating CO₂ flooding (SMSW-AGF). Energy and Fuels, 33(10), 9644–9653.

Tədqiqatın aktuallığı istismar şərtləri müsbət temperatur olan məhsulun nəql prosesi zamanı boru kəmərinin dayanıqlığın itirilməsinin ehtimalı və donunun açılması sahəsinin yaranması ilə şərtlənir. Məqalədə boru kəmərinin donu açılmış hissəsinin yerdəyişməsinin istilik mexanikası məsələsinin həlli yolları verilir. Torpağın və nəql olunan məhsulun ilkin temperaturlarından asılı olaraq donun açılması halının əmələgəlməsinin sürəti araşdırılır. İşlənib hazırlanmış monitorinq sistemi məhsulun nəqli zamanı donun açılmış sahəsinin yaranma sürətininin öyrənməsinə imkan verir. Eksperimental modeldə donun açılmış sahəsinin yaranması sürətininin təyin edilməsi üzrə eksperimental tədqiqat aparılmışdır. Model üzərində sonlu elementlər üsulu əsasında boru kəməri ətrafında temperaturların istilikfiziki müqayisəli hesabatı aparılmışdır.

Açar sözlər: yeraltı boru kəməri; çoxillik donmuş torpaq; donu açılmış sahə; monitorinq; istismar şərtləri; gərginlik-deformasiya vəziyyəti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Chadburn, S. E., Burke, E. J., Cox, P. M., et al. (2017). An observation–based constraint on permafrost loss as a function of global warming. Nature Climate Change, 7(5), 340–344.
2. The Intergovernmental Panel on Climate Change. (2021). https://www.ipcc.ch/sr15/chapter/chapter–1
3. Riseborough, D., Shiklomanov, N., Etzelmuller, B., et al. (2008) Recent advances in permafrost modelling. Permafrost and Periglac. Process, 19, 137–156.
4. Новиков, П. А. (2016). Выявление опасных участков магистральных нефтепроводов на основе долгосрочного прогнозирования ореола оттаивания многолетнемерзлых грунтов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
5. Р609–86. (1987). Рекомендации по прогнозированию динамики теплового и механического взаимодействия трубопроводов с протаивающими грунтами Москва: ВНИИСТ.
6. Nishimura, S., Gens, A., Olivella, S., Jardine, R. J. (2009). THM–coupled finite element analysis of frozen soil: formulation and application. Ge´otechnique, 59(3), 159–171.
7. Li, H., Lai, Y., Wang, L., et al. (2018). Review of the state of the art: interactions between a buried pipeline and frozen soil. Cold Regions Science and Technology, 157, 171–186.
8. Гаррис, Н. А., Русаков, А. И., Лебедева, А. А. (2018). Расчет сбалансированного теплообмена нефтепровода в мерзлоте и определение радиуса ореола протаивания. Нефтегазовое дело, 16 (5), 73–80.
9. Гаррис, Н. А., Кутлыева, З. Р., Баева, Г. Н. (2018). Алгоритм регулирования процесса протаивания–промерзания грунта вокруг наземного трубопровода в условиях вечной мерзлоты. Нефтегазовое дело, 16 (6), 46–55.
10. Гаррис, Н. А., Акчурина, Э. А., Русаков, А. И. (2018). Сопряженная задача регулируемого теплообмена нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах. Нефтегазовое дело, 16 (1), 54–61.
11. Zhao, Y., Bo, Y., Yu, G., Li, W. (2014). Study on the water–heat coupled phenomena in thawing frozen soil around a buried oil pipeline. Applied Thermal Engineering, 73, 1477–1488.
12. Xu, J., Abdalla, B., Eltaher, A., Jukes, P. (2009). Permafrost thawing–pipeline interaction advanced finite element model. Paper OMAE2009–79554. In: International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering.
13. Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М., Султанмагомедов, Т. С. и др. (2020). Экспериментальные исследования сопротивления мерзлого грунта продольным перемещениям трубопровода при изменении температуры и влажности. Наука и технологии трубопроводного транспорта и нефтепродуктов, 3, 243–251.
14. Wen, Z., Sheng, Y., Jin, H., et al. (2010). Thermal elasto–plastic computation model for a buried oil pipeline in frozen ground. Cold Regions Science and Technology, 64(3), 248–255.
15. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М., Урманова, А. Р. (2021). Моделирование продольных перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 4, 87–96.
16. Султанмагомедов Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С.М. (2021). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемезлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75–84.
17. Liu, B., Moffitt, K., Nixon, J. F., et al. (2004, October). Numerical studies of pipeline uplift resistance in frozen ground. Paper IPC2004–0137. In: International Pipeline Conference.
18. Примаков, С. С., Жолобов, И. А. (2014). Измерение коэффициента теплопроводности многолетнемерзлых грунтов в интервале практически значимых температур. Нефтяное хохяйство, 9, 55–57.
19. Примаков, С. С., Вершинин, В. Е., Жолобов, И. А. (2013). Теплосиловое взаимодействие горячих подземных трубопроводов с многолетнемерзлыми грунтами. Нефтяное хохяйство, 11, 128–131.
20. Fang, L., Yu, B., Li, J., et al. (2017). Numerical analysis of frozen soil around the mohedaqing crude oil pipeline with thermosyphons. Heat Transfer Engineering, 39(7–8), 630–641.
21. Gulin, D. A., Fayzullina, E. V., Sharipova, E. I., et al. (2021). Analysis of the stress–strain state of the pipeline in the areas of frost heaving of the soil using the SCAD software package. In: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science.
22. Шамилов, Х. Ш., Султанмагомедов, Т. С., Султанмагомедов, С. М. (2021). Разработка конструкции опоры для подземного крепления трубопровода в зонах распространения островной и прерывистой мерзлоты. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 1, 31–40.

Çoxsaylı ədəbiyyatlarda verilən lay qumu ölçüsünə görə çınqıl ölçüsü nisbətinin seçilməsinin əsaslandırılmasına dair nəzəri həllərin və eksperimental məlumatların təhlili göstərmişdir ki, bu nisbət eksperiment üsullarının inkişafı, laboratoriya və mədən məlumatlarının yığılması ilə azalmağa doğru gedir. Açıq lülədə süzgəclərin qoyulması zamanı lay ilə çınqıl bölməsinin səthindəki təzyiq itməsi əhəmiyyətli rol oynayır. Qeyd etmək lazımdır ki, açıq lülədə süzgəcin ən böyük məhsuldarlığı və effektivliyi süzgəcin ətrafında layın qum massivinin debitin (dövrü (tsiklik) dəyişməsi yolu ilə dağıdılması ilə) yaradıla bilən kipgəc olduqda əldə edilir. Süzgəc konstruksiyasının seçimi zamanı onların vasitəsilə lay-süzgəc sistemində etibarlı hidravlik əlaqənin təmin edilməsi imkanı ilə yanaşı, əsas məsələ – quyuya qumun gəlməsinin qarşısının alınması da həll olunur. Deşikli, torlu və yarıqlı süzgəclərin həm bircinsli, həm də böyüklüyünə görə müxtəlif cinsli qumlarda işləməsi zamanı keçid kəsiklərindən qum hissəciklərinin quyuya gəlməsi şərtlərinin öyrənilməsi, dəliklərin ölçülərinin müəyyən edilməsi üçün empirik asılılıqların tövsiyə edilməsinə imkan vermişdir.

Açar sözlər: məsaməli mühit; böyük fraksiya; qum; hissəcik; quyu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Близнюков, В. Ю, Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. (2010). Анализ нарушений эксплуатационных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 6, 50-54.
2. Гилаев, Г. Г. (2004). Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Тюмень.
3. Гилаев Ген.Г., Хабибуллин М.Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
4. Рабаев Р.У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
5. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
6. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
7. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
8. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
9. Климов, В. В. (2014). Интерпретация данных профилеметрии обсадных колонн. Точность и инструментальная преемственность для скважин произвольного профиля. Oil&Gas Journal Russia, 5 (83), 36 – 39.
10. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Исламов, Р. Ф. и др. (2010). Методы предупреждения и ликвидации пескопроявления в добывающих скважинах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 9, 15-21.
11. Близнюков, Ю. В., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Пескопроявление в добывающих скважинах и нарушение обсадных колонн. оценка закономерностей распределения пластовых, поровых давлений по разрезу скважин сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1, 17-22.
12. Привалихин, Р. С. (2011). Напряженное состояние в зоне контакта двух цилиндрических тел конечной длины. Общие проблемы машиностроения. СФУ, Красноярск, 10, 599 – 603.
13. Близнюков, Ю. В., Гилаев, А. Г., Моллаев, З. Х. и др. (2010). Влияние физико-механических свойств пласта и падения пластового давления на пескопроявление. Инженер-нефтяник, 3, 5-9.
14. Хабибуллин, М. Я. (2020). Совершенствование процесса солянокислотной обработки скважин применением новейших технологий и оборудования. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(10), 128-134.
15. Firme, P. A., Pereira, F. L., Roehl, D., Romanel, C. (2016). A probabilistic assessment of the casing integrity in a Pre-salt wellbore. 50th US Rock Mechanics Geomechanics Symposium, 3, 2555-2564.
16. Lee, H., Ong, S., Azeemuddin, M. (2012). A wellbore stability model for formations with anisotropic rock strengths. Journal of Petroleum Science and Engineering, 96-97, 109-119.
17. Aregbe, A. G. (2017). Wellbore Stability Problems in Deepwater Gas Wells. World Journal of Engineering and Technology, 5(4), 626-647.
18. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
19. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Обоснование условий расчета и выбора прочностных характеристик эксплуатационных колонн сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2, 31-38.
20. Behnia, M.L., Seifabad, M.C. (2018). Stability analysis and optimization of the support system of an underground powerhouse cavern considering rock mass variability. Environmental Earth Sciences, 77(18), 567-578.
21. Cai, M. (2011). Rock mass characterization and rock property variability considerations for tunnel and cavern design. Rock Mechanics and Rock Engineering, 44(4), 379-399.
22. Gaede, O., Karrech, A., Regenauer-Lieb, K. (2013). Anisotropic damage mechanics as a novel approach to improve pre- and post-failure borehole stability analysis. Geophysical Journal International, 193(3), 1095-1109.
23. Gao, D., Sun, L., Lian, J. (2010). Prediction of casing wear in extendedreach drilling. Petroleum Scince, 10, 494-501.
24. Garkasi, A., Yanghua, X., Gefri, L. (2010). Casing wear in extended reach and multilateral wells. World Oil, 6, 135-140.
25. Jiabin, L., Yongga, M., Tianmin, S. (2008). Reserch on Mechanism of Casing Wear in Sliding-Impact Wear Condition. Advanced Tribology: Proceedings of CIST, 87(7), 980-984.
26. Lu, H., Kim, E., Gutierrez, M. (2019). Monte Carlo simulation (MCS)-based uncertainty analysis of rock mass quality Q in underground construction. Tunnelling and Underground Space Technology, 94(8), 327-332.
27. Khabibullin, M. Ya. (2019). Managing the processes accompanying fluid motion inside oil field converging-diverging pipes. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042012.
28. Гилаев, Г. Г., Хисметов, Т. В., Бернштейн, А. М. и др. (2009). Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 8, 64-67.
29. Хабибуллин, М. Я. (2020). Метод термокислотного импульсирования для увеличения нефтеотдачи. Нефтегазовое дело, 18(4), 58-64.
30. Khabibullin, M.Ya. (2019). Managing the reliability of the tubing string in impulse non-stationary flooding. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry» 4. Mechatronics, Robotics and Electrical Drives, 052012.
31. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
32. Khabibullin, M. Ya. (2019). Theoretical grounding and controlling optimal parameters for water flooding tests in field pipelines. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042013.
33. Manshad, A., Jalalifar, H., Aslannejad, M. (2014). Analysis of vertical, horizontal and deviated wellbores stability by analytical and numerical methods. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 4, 359-369.
34. Каменев, П. А., Богомолов, Л. М. (2017). О распределении по глубине коэффициента внутреннего трения и сцепления в массивах осадочных пород о. Сахалин. Геофизические исследования, 18(1), 5-19.
35. Zhang, J., Lu, Y. (2019). Study on temperature distribution of ultra-deep wellbore and its effect on mechanical properties of surrounding rock. Yanshilixue Yu Gongcheng Xuebao. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 38, 2831-2839.

Məqalə hidrosiklonların mərkəzdənqaçma qüvvələrinin təsiri altında qeyri-bircins sistemlərin ayrılması effektivliyinin artırılması probleminə həsr olunmuşdur. Əsas problem bu aparatlarda həlqəvi burulğanların mövcud olmasıdır. Heterogen qarışıqların ayrılması prosesinə onların mənfi təsiri təsvir edilmişdir. Hidrosiklonun ayırıcılıq qabiliyyətinin artırılmasını təmin edən konstruksiya işlənib hazırlanmış və təqdim edilmişdir. Konstruksiyanın fəqrliliyi axın dempferinin tətbiqindən ibarətdir. Bu halda, aparat dempferin relyefli səthinin köməyi ilə həlqəvi burulğanların yaranmasını aradan qaldıra və ya minimuma endirə bilər. Təklif olunan həllin adekvatlığının və ayrılma effektivliyinin müəyyənləşdirilməsi məqsədilə hidrodinamik kompüter modelləşdirilməsi, həmçinin eksperimental tədqiqatlar aparılmışdır. Hidrodinamik kompüter modelləşdirilməsi Solidworks Flow Simulation proqramı vasitəsilə həyata keçirilmişdir. O göstərmişdi ki, işlənib hazırlanmış qurğunun işçi zonasında praktiki olaraq həlqəvi burulğanlar müşahidə edilməmiş, dempfer isə qapaqaltı burulğanlardan çıxan hissəcikləri əks etdirmişdir. Qarışıqların ayrılma keyfiyyətinin yoxlanılması üçün eksperimental tədqiqat aparılmışdır və standart hidrosiklon konstruksiyaları ilə müqayisədə işlənib hazırlanmış aparatda hidrosiklonun ayırıcılıq qabiliyyətinin effektivliyinin 3% artması nəticəsi əldə edilmişdir.

Açar sözlər: hidrosiklon; ayırıcılıq qabiliyyəti; hidravlik dempfer; qeyri-bircins sistem; neftin hazırlanması; hidrodinamika

Ədəbiyyat siyahısı

1. Svarovsky, L., Thew, M. T. (1992). Hydrocyclones: analysis and applications. Dordrecht: Springer.
2. Адельшин, А. Б., Бусарев, А. В., Селюгин, А. С., и др. (1988). Обезвоживание нефтей в напорных гидроциклонных установках. Нефтяное хозяйство, 4, 54-56.
3. Дадашов, И. А., Аббасов, И. Ч., Меликова, С. А. (2012). Пути повышения эффективности буровых работ в условиях аномально низких пластовых давлений. SOCAR Proceedings, 2, 14-19.
4. Муллакаев, М. С., Векслер, Г. Б., Муллакаев, Р. М. (2019). Мобильный сонохимический комплекс переработки нефтешламов. SOCAR Proceedings, 3, 88-96.
5. Nasiri, M., Jafari, I. (2017). Produced water from oil-gas plants: a short review on challenges and opportunities. Periodica Polytechnica: Chemical Engineering, 61(2), 73-81.
6. Durdevic, P., Pedersen, S., Bram, M., et al. (2015). Control oriented modeling of a de-oiling hydrocyclone. IFAC-PapersOnLine, 48(28), 291-296.
7. Padhi, M., Kumar, M., Mangadoddy, N. (2020). Understanding the bicomponent particle separation mechanism in a hydrocyclone using a computational fluid dynamics model. Industrial & Engineering Chemistry Research, 59(25), 11621-11644.
8. Ахсанов, Р. Р., Муров, В. М., Николаев, Н. В., и др. (1981). Исследование гидродинамики закрученного потока в трехпродуктовом гидроциклоне. Нефтяное хозяйство, 5, 49-52.
9. Lagutkin, M. G., Baranova, E. Yu. Bulychev, S. Yu. (2008). Effects of the cover zone in a hydrocyclone on the expected suspension separation parameters. Chemical and Petroleum Engineering, 44(1-2), 3-8.
10. Иванов, А. А., Балахнин И. А., Пронин, А. И. (2007). Переходные режимы и кризисные явления в гидроциклонах. Теоретические основы химической технологии, 41(6), 681-691.
11. Шагарова, О. Н. (2010). Энергетическая характеристика гидроциклона. Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал), 10, 127-132.
12. Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., Shadchina, Yu. N., et al. (2019). Study of microrelief forming technology on sliding bearings for oil and gas centrifugal units. Journal of Physics: Conference Series, 1399, 055032.
13. Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., Tynchenko, V. S., et al. (2020). Control of geometric characteristics of surface micro-relief in metal turning using nanodiamond powders. Journal of Physics: Conference Series, 1515, 042104.
14. Петровский, Э. А., Анушенков, А. Н., Петров, Д. В. (2018). Гидроциклон-демпфер. Патент на полезную модель РФ 182045.
15. Kumar, P., Dwari, S., Utkarsh, S., et al. (2020). Investigation and development of 3D printed biodegradable PLA as compact antenna for broadband applications. IETE Journal of Research, 66(1), 53-64.
16. Кащавцев, В. Е., Мищенко, И. Т. (2004). Солеобразование при добыче нефти. Москва: Орбита-М.
17. Гасанов, Φ. Г., Кязимов, Ш. П., Абдуллаева, Э. С. (2017). Новый подход к утилизации механических примесей в системе подготовки скважинной продукции. SOCAR Proceedings, 4, 57-65.
18. Tang, Z., Yu, L., Wang, F., et al. (2018). Effect of particle size and shape on separation in a hydrocyclone. Water, 11(1), 16.
19. Petrovskiy, E. A., Bashmur, K. A., Klykova, V. D. (2021). Design for a hydrocyclone with a disk deflector offering improved efficiency for separating mechanical impurities. Chemical and Petroleum Engineering, 57(5-6), 472-476.

Məqalədə neft hasilatı üçün elektrik mərkəzdənqaçma nasos aqreqatının birləşdirici modullarının detallarında yorğunluq təzahürlərinə qarşı mübarizə üsulları təsvir edilmişdir. Mürəkkəb quyudaxili şərtlərdə tətbiq oluna bilən üsulun çoxfunksiyalı dempferin quyuya endirilməsi zamanı diferensial pistonun istifadəsilə nəql vəziyyətindən işçi vəziyyətə keçirilməsi şəklində həyata keçirilməsi üçün konstruktiv həll göstərilmişdir. Tam ölçülü dempferin müxtəlif sıxlıq və tərkibli elastomerlərin dayaq qolları üçün altlıq kimi istifadə edilməsi zamanı vibroizolyasiya xarakteristikalarının istismar tədqiqatları göstərilmişdir. Elastomerlərin üstünlük təşkil edən xarakteristikaları və məcburi rəqslərin müxtəlif tezlikləri üçün sıralanması müəyyənləşdirilmişdir.

Açar sözlər: modul, birləşmələrin detalları; elektrik intiqallı mərkəzdənqaçma nasos aqreqatı; elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun quraşdırılması; diferensial piston; dempfer; altlıq; vibrosiya sürəti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Zubairov, S. G., Yakhin, R. R., Salikhov, I. A., et al. (2010). Electric centrifugal pumping unit. RU Patent 2386055.
2. Zubairov, S. G., Yakhin, R. R., Halimov, F. G., Salikhov, I. A. (2011). Stand for vibration tests of the vibration compensator of electric centrifugal pumping units. Petroleum Engineering, 3, 318-322.
3. Adler, Yu. P., Markova, E. V., Granovsky, Yu. V. (1976). Planning an experiment in the search for optimal conditions. Moscow: Science.
4. Yakhin, R. R., Zubairov, S. G., Ermolenko, A. N. (2011). Investigation of the damping properties of the ECPU vibration compensator on specialized stands. Vestnik USATU, 15, 4 (44), 116-119.
5. Moiseev, K. V., Kuleshov, V. S., Bakhtizin, R. N. (2020). Free convective of a linear heterogeneous liquid in a square cavity at side heating. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
6. Gmurman, V. E. (2004). Probability theory and mathematical statistics: Textbook for universities. Moscow: Higher School.
7. Zubairov, S. G., Yakhin, R. R. (2011). Processing the results of vibration tests by the method of a full factorial experiment. Proceedings of the VII International Educational-Scientific-Practical Conference «Pipeline transport – 2011». Ufa.
8. GOST 23326-78. (1980). Rubber. Dynamic test methods. General requirements. Moscow: Standartinform.

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.

Məqalədə yüksək kritik su flüidində məhsulun tərkibindəki kükürd və asfaltenqətran birləşmələrinin miqdarının əhəmiyyətli dərəcədə azalmasına, həmçinin yüngül yanacaq fraksiyalarının ayrılmasının artmasına imkan verən ağır neftin dərindən emalının nəticələri təqdim edilmişdir. Reaksiya mühitində aktiv kömürün iştirakı hesabına ağır neftin təmizlənmə temperaturunun azaldılmasının mümkünlüyü göstərilmişdir. Təklif olunan texnologiya ağır neftin ekoloji cəhətdən təhlükəsiz qalıqsız emalını və aşağı temperaturda qaynayan fraksiyalarla zənginləşdirilmiş yüksək keyfiyyətli karbohidrogen xammalının əldə edilməsini təmin edir.

Açar sözlər: dəyişmə; ağır neft; yüksək kritik su flüidi; aktiv kömür.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Huang, S., Cao, M., Cheng, L. (2018). Experimental study on aquathermolysis of different viscosity heavy oil with superheated steam. Energy & Fuels, 32(4), 4850-4858.
2. Petrov, S., Nosova, A., Bashkirtseva, N., Fakhrutdinov, R. (2019, June). Features of heavy oil spraying with single evaporation. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 282(1), 012004.
3. Pivkin, P. (2017). Selecting optimal cutting tools for lathes. Russian Engineering Research, 37(4), 351-353.
4. Petrov, S. M., Kayukova, G. P., Vakhin, A. V., et al. (2015). Catalytic effects research of carbonaceous rock under conditions of in-situ oxidation of super-sticky naphtha. Research Journal of Pharmaceutical, Biological and Chemical Sciences, 6(6), 1624-1629.
5. Nasyrova, Z., Aliev, A., Petrov, S., et al. (2018). The catalytic effects of carbonate minerals on characteristics of heavy oil in hydrothermal reactions. Petroleum Science and Technology, 36(18), 1439-1445.
6. Nosova, A., Petrov, S., Safiulina, A., et al. (2018). The transformation of high-viscosity oil of carbonate rock in the presence of CO [AcAc] 3 catalyst in a vapor-air medium. Petroleum Science and Technology, 36(13), 1001-1006.
7. Thimm, H. F. (2014, June). Aquathermolysis and sources of produced gases in SAGD. In: SPE Heavy Oil Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Hyne, J. B., Clark, P. D., Clarke, R. A., et al. (1982). Aquathermolysis of heavy oils. Revista Tecnica Intevep, 2(2).
9. Betiha, M. A., ElMetwally, A. E., Al-Sabagh, A. M., Mahmoud, T. (2020). Catalytic aquathermolysis for altering the rheology of asphaltic crude oil using ionic liquid modified magnetic MWCNT. Energy & Fuels, 34(9), 11353-11364.
10. Safiulina, A., Petrov, S., Nosova, A., et al. (2019). Transformation of heavy oil in hydrothermal impact. Petroleum Science and Technology, 37(5), 611-616.
11. Lin, D., Zhu, H., Wu, Y., et al. (2019). Morphological insights into the catalytic aquathermolysis of crude oil with an easily prepared high-efficiency Fe3O4-containing catalyst. Fuel, 245, 420-428.
12. Kayukova, G. P., Morozov, V. P., Islamova, R. R., et al. (2015). Composition of oils of carbonate reservoirs in current and ancient water—oil contact zones. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 51(1), 117-126.
13. Petrov, S. M., Safiulina, A. G., Bashkirtseva, N. Y., et al. (2021). Influence of metal oxides and their precursors on the composition of final products of aquathermolysis of raw Ashalchin oil. Processes, 9(2), 256.
14. Li, C., Huang, W., Zhou, C., Chen, Y. (2019). Advances on the transition-metal based catalysts for aquathermolysis upgrading of heavy crude oil. Fuel, 257, 115779.
15. Lakhova, A. I., Safiulina, A. G., Islamova, G. G., et al. (2021). Study of the impact of nonionic additives on the composition and structure of petroleum dispersed systems by IR spectroscopy. Processes, 9(3), 553.
16. Baibekova, L. R., Petrov, S. M., Mukhamatdinov, I. I., Burnina, M. A. (2015). Polymer additive influence on composition and properties of bitumen polymer compound. International Journal of Applied Chemistry, 11(5), 593-599.
17. Petrov, S. M., Ibragimova, D. A., Abdelsalam, Y. I., Kayukova, G. P. (2016). Influence of rockforming and catalytic additives on transformation of highly viscous heavy oil. Petroleum Chemistry, 56(1), 21-26.
18. Petrov, S. M., Zakiyeva, R. R., Ibrahim, A. Y., et al. (2015). Upgrading of high-viscosity naphtha in the super-critical water environment. International Journal of Applied Engineering Research, 10(24), 44656-61.
19. Zaidullin, I. M., Lakhova, A. I., Ivanova, I. A., et al. (2017). Geothermal transformatiom of organic matter in supercritical water with magnetite and coal particles. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 52(6), 756-761.
20. Petrov, S. M., Kayukova, G. P., Lakhova, A. I., et al. (2016). Steam–air conversion of heavy oil in the presence of nanosized metal oxide particles. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 52(5), 619-625.
21. Xin, S. M., Liu, Q. K., Wang, K., et al. (2016). Solvation of asphaltenes in supercritical water: A molecular dynamics study. Chemical Engineering Science, 146, 115-125.
22. Kozhevnikov, I. V., Nuzhdin, A. L., Martyanov, O. N. (2010). Transformation of petroleum asphaltenes in supercritical water. Journal of Supercritical Fluids, 55(1), 217-222.
23. Petrov S.M., Lakhova A.I., Ibragimova D.A., et al. (2016). Aquatermolisys of heavy crude oil in the presence of metal oxide nanoparticles. Research Journal of Pharmaceutical, Biological and Chemical Sciences, 7(5), 1367-1373.
24. Hosseinpour, M., Hajialirezaei, A. H., Soltani, M., Nathwani, J. (2019). Thermodynamic analysis of in-situ hydrogen from hot compressed water for heavy oil upgrading. International Journal of Hydrogen Energy, 44(51), 27671-27684.
25. Hosseinpour, M., Ahmadi, S. J., Fatemi, S. (2015). Successive co-operation of supercritical water and silica-supported iron oxide nanoparticles in upgrading of heavy petroleum residue: Suppression of coke deposition over catalyst. Journal of Supercritical Fluids, 100, 70-78.
26. Petrov, S. M., Safiulina, A. G., Bashkirtseva, N. Y., et al. (2021). Influence of metal oxides and their precursors on the composition of final products of aquathermolysis of raw Ashalchin oil. Processes, 9(2), 256.
27. Zakieva, R. R., Vasilev, E. R., Karalin, E. A., et al. (2020). Reactivity of metastable water in hydrothermal heavy crude oil and carbonaceous compounds conversions. Journal of Chemical Technology & Metallurgy, 55(4).
28. Bradley, R. H., Sutherland, I., Sheng, E. (1996). Carbon surface: area, porosity, chemistry, and energy. Journal of Colloid and Interface Science, 179(2), 561-569.
29. Valiyev N.A., Jamalbayov M.А., Ibrahimov Kh.M., Hasanov I.R. (2021) On the prospects for the use of CO2 to enhance oil recovery in the fields of Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 83–89.
30. Shamilov V.M. (2020) Potential applications of carbon nanomaterials in oil recovery. SOCAR Proceedings, 3, 90–107.

Bu məqalədə təbii qazların təmizlənməsi və qurudulması üçün təbii seolitlərin adsorbsiya qabiliyyətinin öyrənilməsi üzrə tədqiqatların nəticələri təqdim olunur. Bu məqsədlə kadmium və titanın müxtəlif məhlulları ilə işlənmiş təbii klinoptilolitdən istifadə etməklə tədqiqatlar aparılıb və temperaturun təsiri də öyrənilib. Təbii adsorbent kimi tərkibində seolit tərkibli süxurlardan istifadə edilib və müqayisə üçün sintetik CaA seolitindən istifadə etməklə təcrübələr aparılıb. Təcrübələr göstərmişdir ki, tədqiq olunmuş nümunələrdən kükürd birləşmələrinə görə ən yüksək aktivliyə Ay-Dağ yataqlarından olan seolit malikdir. Onun aktivliyi sintetik CaA seolitinə daha yaxındır. Tədqiqatlar göstərdi ki, təbii seolitlər və onların əsasında alınan adsorbentlər qazı mənfi 40-45 °C-yə qədər şeh nöqtəsi temperaturuna qədər qurutmağa imkan verir. Bu, istənilən iqlim şəraitində qazın birbaşa yataqlardan nəqlə hazırlamaq üçün kifayət edir.

Açar sözlər: qaz qurutma; seolit; adsorbent; kükürd birləşmələri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Челищев, Н. Ф., Беренштейн, Б. Г. (1974). Клинопто лит, Серия IV. Москва: ВИЭМС.
2. Кельцев, Н. В. (1984). Основы адсорб ционной техники. Москва: Химия.
3. Ələkbərov, Y. Z., İsmayılova, H. Q., Xəlilov, R. Z. (2020). Qazların nəqlə hazırlanması və emalının texnologiyaları və eko-iqtisadi aspektləri. Bakı: Elm.

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.

Məqalə Ural-Volqa bölgəsi yataqlarının çətinçıxarılabilən neft ehtiyatlarının işlənməsinin iqtisadi cəlbediciliyi məsələsinə həsr edilmişdir. Yanacaq-energetika kompleksi neftçıxarma regionları üçün büdcə yaradıcısıdır və iqtisadiyyatın bütün sahələrinin inkişafına imkan yaradır, həmçinin sosial məsuliyyət daşıyır. Dünya iqtisadiyyatdakı dəyişikliklərin cari vəziyyəti və tendensiyaları göstərir ki, neft hasilatının intensivləşdirilməsi bütün əlaqəli sənaye sahələrinin effektivliyinin yüksəldilməsi üçün birinci dərəcəli məsələdir. Xərc strukturunda əsas payı vergi ayırmaları təşkil edir. Bu səbəbdən ehtiyatların aşağı keçiricilikli kollektorlardan çıxarılmasının stimullaşdırılması məqsədilə faydalı qazıntıların hasilatı üçün güzəştli vergi formasında vergi güzəştləri nəzərdə tutulur. Məqalədə vergi güzəştləri hesabına işləmənin effektivliyinin yüksəldilməsi nümunəsinə baxılır. Qiymətləndirmənin nəticələrinə görə, vergi güzəştli variant həm dövlət, həm də yer təki istifadəçisi üçün daha sərfəlidir.

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi, çətinçıxarılabilən ehtiyatlar, vergitutma, güzəştlərin verilməsi, hasilatın intensivləşdirilməsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года. http://government.ru/docs/39847
2. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58 (12), 1835–1852.
3. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
4. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
5. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
6. Лившиц, В. Р. (2021). Распределение ресурсов углеводородов по залежам и месторождениям и месторождений по числу залежей. Нефтяное хозяйство, 9, 18-22.
7. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
8. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
9. Шпуров, И.В., Коносавский, П.К., Черушникова, А.С. и др. (2021). К вопросу изучения процесса фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 46-50.
10. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р., Бурштейн, Л. М., Курчиков, А. Р. (2021). Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно–Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры. Геология и геофизика, 62(5), 711–726.
11. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
12. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
13. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
14. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
15. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
16. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
17. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
18. Фомкин, А. В., Фурсов, А. Я., Щербина, В. В. (2017). Оценка эффективности разных технологий интенсификации разработки многопластовых и резко неоднородных объектов. Нефтяное хозяйство, 6, 104-108.
19. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
20. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой, SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
21. Economides, J. M., Nolte, K.I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
22. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2. Москва: Ижевск: Институт компьютерных исследований.
23. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
24. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
25. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
26. Мандрик, И. Э., Панахов, Г. М., Шахвердиев, А. Х. (2010). Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. Москва: Нефтяное хозяйство.
27. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10(1), 113–131.
28. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
29. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
30. Лысенко, В. Д. (2009). Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. Москва: Недра-Бизнесцентр.
31. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
32. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
33. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
34. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
35. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
36. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
37. Российская Федерация. Законы. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая): НК: с изменениями и дополнениями на 1 октября 2021 года: [принят Государственной Думой 19 июля 2000 года: одобрен Советом Федерации 26 июля 2000 года].
38. Российская Федерация. Законы. Об утверждении порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья: Приказ Минприроды РФ от 15.05.2014 № 218: [утвержден приказом Минприроды России 15 мая 2014 года].
39. Деева, Т. А., Камартдинов, М. Р., Кулагина, Т. Е., Шевелев, П. В. (2006). Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях. Томск: Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела.

Məqalədə müasir təşkilati layihələndirmənin bir sıra aktual məsələlərinə baxılmışdır. Rusiya və xarici alimlərin yanaşmalarının təhlili nəticəsində təşkilati layihələndirmədə nəzərə alınmalı olan amillər müəyyən edilmişdir. Çoxsaylı amillər arasından neft-qaz şirkəti üçün müxtəlif variantlarda bazar və texnoloji şəraitə ən çox təsir edə bilənlər seçilmişdir. Müxtəlif bazar şəraitlərində idarəetmənin təşkilinin hər variantı üçün rasional olaraq hansı təşkilati sxemlərin tövsiyə oluna biləcəyi göstərilmişdir. Təşkilati layihələndirmə prosesində əsas və digər amillərin təsirini uzlaşdırmaq üsulu təklif olunmuşdur. Neft-qaz şirkətlərində rasional və səmərəli idarəetmənin təmin edilməsi məqsədilə müasir şərtlərdə idarəetmənin təşkilati strukturunun qurulması mexanizmi təklif olunmuşdur. Sonda təşkilati strukturların qurulması problemlərinin gələcək tədqiqat istiqamətləri üzrə tövsiyələr verilmişdir.

Açar sözlər: təşkilati struktur; layihələndirmə; rəqabətə davamlılıq amilləri; təşkilati dizayn.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Екатеринославский, Ю. Ю. (1982). Организация процессов управления производством. Москва: Экономика.
2. Валуев, С. А., Игнатьева, А. В. (1993). Организационный менеджмент. Москва: Нефть и газ.
3. Зеленцов, В. С. (2005). Терминологический анализ понятия «Организационная структура предприятия». Вестник ОГУ, 8, 65-71.
4. Мильнер, Б. З. (1981). Методы анализа и формирования организационных структур управления /в кн. Системные исследования: Ежегодник. Москва: Наука.
5. Соломатин, В.В. (1974). Совершенствование структуры органов управления /в кн. Проблемы научной организации управления социалистической промышленностью. Москва: Экономика.
6. Лагоша, Б. А., Шаркович, В. Г., Дегтярева, Т. Д. (1988). Методы и модели совершенствования организационных структур. Москва: Наука.
7. Пирязев, М. М. (2001). Совершенствование организационной структуры управления на основе модели декомпозиции сложной системы /в сб. научных трудов Российской научно-методической конференции с международным участием «Управление экономикой: методы, модели, технологии». Часть 2. Уфа. УГАТУ.
8. Конев, И. (2005). Системная стратегия организационных изменений в развивающейся корпорации. Проблемы теории и практики управления, 3, 88-94.
9. Кравченко, К. А., Мешалкин, В. П. (2006). Организационное проектирование и управление развитием крупных компаний: методология и опыт проектирования систем управления. Москва: Академический проект; Альма Матер.
10. Федюкова, Г. Х. (2012). Методический подход к обоснованию выбора и проектирования организационной структуры управления малых предприятий. Региональная экономика: теория и практика, 31, 41-48.
11. Ньюстром, Дж. В., Дэвис, К. (2000). Организационное поведение. Санкт-Петербург: Питер.
12. Cornelis, T., Dubois, P., Omhover, J.-F., Fercoq, A. (2019, August). Organization design seen through systematic design. In: 22nd International Conference on Engineering Design (ICED19), Delft, The Netherlands.
13. Burton, R. M., Obel, B. (2018). The science of organizational design: fit between structure and coordination. Journal of Organization Design, 7, 1-5.
14. Cyert, R., March., J. (1992). Behavioral theory of the firm. Oxford. Wiley-Blackwell.
15. Daft, R. (2016). Organization theory and design. Cengage Learning.
16. Galbraith, J. (1974). Organization design: an information processing view. Interfaces, 4(3), 28–36.
17. Miles, R., Snow, C. (1978). Organizational strategy, structure, and process. Academy of Management Review, 3, 546–562.
18. Worren, N. (2016). Functional analysis of organizational designs. International Journal of Organizational Analysis, 24(5), 774-791.
19. Holbeche, L. (2016). Influencing organizational effectiveness. a critical take on the HR contribution. Routledge.
20. Смирнов, С. В., Поташева, Г. В. (2007) Оценка эффективности организационных структур систем управления предприятием и их потенциал. Вестник ВГУ, Серия: экономика и управление, 2, 75-78.
21. Матюшенко, А. А. (2006) Особенности оценивания эффективности функционирования сложных систем управления для различных видов их оргструктур. Вестник Санкт-Петербургского университета МВД России, 4, 312-321.
22. A new approach to organization design. BCG. https://www.bcg.com/ru-ru/publications/2016/people-organization-new-approach-organization-design
23. The helix organization. McKinsey & Company. URL: https://www.mckinsey.com/businessfunctions/organization/our-insights/the-helix-organization
24. Organizational design. The rise of teams. Deloitte. URL: https://www2.deloitte.com/us/en/insights/focus/human-capital-trends/2016/organizational-models-network-of-teams.html
25. Потапова, С. А. (2013). Факторы, определяющие формирование организационных структур управления. Труды Академии управления МВД России, 2(26), 20-23.
26. Герасенко, В. П. (2016). Методологические основы построения гибких структур организаций. Экономический вестник университета. Сборник научных трудов учёных и аспирантов, 31-1, 29-34.
27. Орлов, Е. А. (2009). Факторы и параметры, влияющие на оптимизацию организационной структуры предприятия в современный период. Российское предпринимательство, 10-1, 75-81.
28. Hossain, S., Hasan, M.H., Saleh, F. (2018). Factors affecting organizational design: a study on the selected dimensions in the bangladeshi context. American Journal of Management, 18(4), 49-60.
29. Спасители от рутины: какие процессы российский бизнес доверяет роботам. РБК. https://trends.rbc.ru/trends/innovation/5d66b9d89a79476bb20c09d7
30. Итоги конкурса «Предприниматель года-2019». Администрация Великого Новгорода. https://www.adm.nov.ru/page/36734
31. Лалу, Ф. (2016). Открывая организации будущего. Москва: Манн, Иванов и Фербер.
32. Агабеков, А. (2021). Люди устали от офисов «с девяти до шести, пять через два». Rusbase. https://rb.ru/opinion/biryuza/
33. Житкова, В. (2021). Бизнес-демократия: как работают российские компании без начальников. РБК. https://www.rbc.ru/own_business/04/10/2016/57f372fd9a7947679082f802
34. Вальчук, В. (2021). Бирюзовые организации как объективная необходимость. Сообщество Теории ограничений ТОСpeople. https://tocpeople.com/2018/01/biryuzovye-organizacii-kakobektivnaya-neobxodimost/
35. Алексеев, С. П. (2015). Эволюция структур управления организациями с 1900 года по настоящее время. Вестник науки и образования, 1(3), 39-46.
36. Минцберг, Г. (2002). Структура в кулаке: создание эффективной организации. Санкт-Петербург: Питер.
37. Hakonsson, D. D., Obel, B., Burton, R. M. (2008). Сan organizational climate be managed? Making emotions rational. Journal of Leadership Studies, 1(4), 62-73.
38. Иванилов, Э .Б. (2010). Процессный подход в организационном проектировании. Вестник СГТУ, 3(1), 242-246.
39. Warren, В., Nanus, B. (1986). Leaders: strategies for taking charge. Harper & Row.
40. Золотова, И. К. (2011). Фирма как элемент неоинституциональной экономической теории (лекция). Экономический журнал, 21, 102-112.

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.

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, 56, 1059–1075.
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

Dünya iqtisadiyyatının dekarbonizasiyası son onilliyin qlobal inkişafının əsas trendlərindən biridir. Dünya iqtisadiyyatının yaşıl energetikaya keçidinin başlanması geoloji kəşfiyyat sahəsinin və yanacaq-energetika kompleksinin qarşısında yeni vəzifələr və məsələr qoyur. Halhazırda ən çox tələb olunan enerji-kimyəvi resurslar neft, təbii qaz və bir qədər də kömürdür. Onların hasilatı mümkün olan maksimum səviyyəyə yaxınlaşıb və yaxın gələcəkdə azalması qaçılmaz olacaqdır. Lakin iri kapital qoyuluşları və yüksək səmərəli texnologiyalar səbəbindən alternativ enerji mənbələrinə keçid prosesi uzana bilər ki, həmin müddət ərzində də bir çox ölkələrin energetikasını ənənəvi olaraq karbohidrogenlər təşkil edəcəkdir. Çətinçıxarılabilən ehtiyatların payı dünyada daim artmaqdadır, hal-hazırda bu, Rusiyada 65% -i ötür. Çətinçıxarılabilənlərə, xüsusən, yüksək özlülüklü neft və bitum ehtiyatları (özlülüyü 30 sP-dən yuxarı) aid edilir. Məqalədə Volqa-Ural neft-qaz hövzəsi hüdudlarında bitum və kömür yataqlarının mənimsənilməsinin mümkün yolları və perspektivləri nəzərdən keçirilir.

Açar sözlər: dekarbonizasiya; təbii bitum; ağır neft; kömür layları; termik təsir.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2008). Petrobank Announces First THAI™/CAPRI™ Production. http://www.redorbit.com
2. Radaev, A. V., Batrakov, N. R., Kondrat'ev, I. A., et al. (2010). Experimental study of the process of high-viscosity oil displacement by supercritical carbon dioxide in a wide range of temperature and pressure conditions. Georesources, 2, 32-34.
3. Muslimov, R. H. (2012). Complex development of heavy oils and natural bitumen of the Permian system of the Republic of Tatarstan. Kazan: Fen.
4. Khisamov, R. S., Gatiyatullin, N. S., Gafurov, Sh. Z., Khasanov, R. R. (2009). Geology and resources of the Kama coal basin on the territory of the Republic. Kazan: Fen.
5. Khasanov, R. R., Larochkina, I. A., Gafurov, Sh. Z. (2013). Raw materials base of Visean coals of Tatarstan and ways of its development. Energetika Tatarstana, 2, 6-9.
6. Kreinin, E. V. (1995). New technology of underground gasification of coal seams. Khimiya Tverdogo Topliva, 6, 58-65.
7. Kreinin, E. V. (2016). Unconventional hydrocarbon sources. New technologies for their development. Mosow: Prospectus.
8. Khasanov, R. R., Larochkina, I. A. (2013). The conditions of occurrence and methods of development of oil and coal seams in the pre-Visean depressions of the Volga-Ural province. Oil Industry, 1, 36-39.
9. Dmitrievskaya, T. V., Ryabukhina S.G., Zaitsev V.A. (2012). Problems of methane production from coal beds and the latest geodynamics on the example of the Taldinskoye field (Southern Kuzbass). Geology of Oil and Gas, 4, 85-91.
10. Shirali, I. Y. (2020). Overview of biofuel as an alternate energy source: current status and future prospects. SOCAR Proceedings, 3, 165-173.
11. Khasanov, R. R., Varfolomeev, M. A., Emelyanov, D. A., Rakhimzyanov, A. I. (2018). Investigation of the thermal effect on fossil coal samples to assess the prospects of their use as sources of gaseous fuel. Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, 2 (606), 3-7.

İqlim şəraiti işçinin qorunulması gərəkən zərərli amillərdəndir. Lakin qış şəraiti ölkənin rayonlarından asılı olaraq çox fərqlənir. Buna görə də isti geyimin verilməsini tənzimləyən normativ aktlarda normalar iqlim qurşaqlarından asılı olaraq müəyyən edilmişdir. Mövcud olan xüsusi geyimlərin əsas çatışmazlıqları neft və neft məhsullarının təsirinə qarşı kifayət qədər davamlı olmaması və istifadə olunan materialların fizioloji-gigiyenik xassələrinin istehsal şəraitinə uyğun gəlməməsidir. Bu da turşu istehsalında çalışan işçilərin sağlamlığına əhəmiyyətli dərəcədə zərər verir və əməyin effektivliyini azaldır.

Açar sözlər: peşə riski; qazmaçı; peşə xəstəliyi; xüsusi geyim; risk-yönümlü yanaşma.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Базарных, И. К. (2003). Промышленная безопасность производственных объектов и средства защиты. Рабочая одежда и средства индивидуальной защиты, 4, 5(21-22), 4-6.
2. Романов, В. Е. (1981). Системный подход к проектированию специальной одежды. Москва: Легкая и пищевая промышленность.
3. Медведева, В. С., Билинский, Л. И. (1984). Охрана труда и противопожарная защита в химической промышленности. Москва: Легкая и пищевая промышленность.
4. ГОСТ 12054-66. (1967). Спецодежда. Обозначения и маркировка по защитным свойствам. Москва: Стандартинформ.
5. Русинова, А. М., Доценко, Г. И., Гурович, К. А. (1974). Производственная одежда. Москва: Легкая индустрия.
6. (2002). Средства индивидуальной защиты: Справочник-каталог. Одежда. Москва.
7. (2007). Ткани для специальной и форменной одежды. Рабочая одежда и средства индивидуальной защиты, 3(38), 7.
8. (2005). Премьера нового «Премьера». Рабочая одежда и средства индивидуальной защиты, 2(29), 12.
9. (2001). ILO. Ambient factors in the workplace. An ILO code of practice. Geneva: International Labour Office.
10. (2008). ГОСТ Р ЕН 1149-5-2008. ССБТ. Одежда специальная защитная. Электростатические свойства. Москва: Стандартинформ.
11. (1999). ГОСТ Р 12.4.200-99. ССБТ. Одежда специальная для защиты от тепла и огня. Методы испытаний при ограниченном распространении пламени. Москва: Стандартинформ.
12. (2014). Приказ Минздравсоцразвития России от 09.12.2009 N 970н (ред. от 20.02.2014) «Об утверждении Типовых норм бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной промышленности, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением».
13. (2012). ГОСТ EN 340-2012. ССБТ. Одежда специальная защитная. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
14. Денисов, Э. И., Чесалин, П. В. (2006). Доказательность в медицине труда: принципы и оценка связи нарушений здоровья с работой. Медицина труда и промышленная экология, 11, 6-13.
15. Гимранова, Г. Г., Бакиров, А. Б., Каримова, Л. К. и др. (2014). Факторы и показатели профессионального риска при добыче нефти. Вестник РГМУ, 1, 72-75.
16. (2015). ГОСТ 12.4.280-2014. ССБТ. Одежда специальная для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
17. (2007). BS EN 471:2003+A1:2007. High-visibility warning clothing for professional use. Test methods and requirements. British Standard.
18. (2008). ISO 14116:2008. Protective clothing. Protection against heat and flame. Limited flame spread materials, material assemblies and clothing.
19. (2009). ГОСТ Р ЕН 1149-5-2008. ССБТ. Одежда специальная защитная. Электростатические свойства. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
20. (2007). ISO 11611:2007. Protective clothing for use in welding and allied processes.
21. (2009). IEC 61482-2: 2009. Protective clothing against the thermal hazards of an electric arc. International Standard.
22. (2012). ISO 6330:2012. Textiles — Domestic washing and drying procedures for textile testing. 23. (2004). BS EN 1149-3:2004. Protective clothing. Electrostatic properties. Test methods for measurement of charge decay. British Standard.
23. (2012). Постановление Минтруда России от 16.12.1997 N 63 (ред. от 05.05.2012) «Об утверждении Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи работникам специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты».
24. (2016). Постановление Минтруда России от 25.12.1997 N 66 (ред. от 23.08.2016) «Об утверждении Типовых отраслевых норм бесплатной выдачи работникам специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты».

Məqalədə neft və neft məhsullarının söndürülməsi zamanı alovun söndürülməsi üçün akustik effekt və üsulun istifadəsi müzakirə olunur. Oxucunun neft və neft məhsullarının söndürülməsi üçün akustik dalğaların istifadəsi sahəsində mövcud bilik vəziyyəti ilə tanış olması üçün inkişaf perspektivlərinin təhlili də əlavə dəyərdir. Yanğının söndürülməsi zamanı akustik effektdən istifadənin bəzi növləri və şərtləri nəzərdən keçirilir. Yanğınsöndürmə cihazlarında akustik effektin istifadəsinin müxtəlif variantları göstərilir. Neft və neft məhsulları yanğınlarının söndürülməsi üçün akustik üsulun perspektivliliyi və ekoloji cəhətdən təmizliyi qeyd olunur.

Açar sözlər: akustik effekt; neft; neft məhsulu; ətraf mühit; yanğınsöndürmə; alov; akustik yanğınsöndürmə cihazı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Lazaruk, Y., Karabyn, V. (2020) Shale gas in Western Ukraine: Perspectives, resources, environmental and technogenic risk of production. Petroleum & Coal, 62(3), 836-844.
2. Yagafarova, G. G., Sukhareva, J. A., Leonteva, S. V., et al. (2018). Purification of small rivers, polluted by petrochemical companies. SOCAR Proceedings, 2, 82 - 86.
3. Rusyn, I. B., Moroz, O. M., Karabyn, V. V., et al. (2003). Biodegradation of oil hydrocarbons by Candida yeast. Mikrobiolohichnyi Zhurnal, 65(6), 36-42.
4. Jain, M., Majumder, A., Ghosal, P. S., Gupta, A. K. (2020). A review on treatment of petroleum refinery and petrochemical plant wastewater: A special emphasis on constructed wetlands. Journal of Environmental Management, 272, 111057.
5. Abramov, Y., Basmanov, O., Salamov, J., et al. (2019). Developing a model of tank cooling by water jets from hydraulic monitors under conditions of fire. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(10–97), 14 - 20.
6. 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.
7. Semerak, M., Pozdeev, S., Yakovchuk, R., et al. (2018). Mathematical modeling of thermal fire effect on tanks with oil products. MATEC Web of Conferences, 247, 00040.
8. Abramov, Y., Kalchenko, Y., Liashevska, O. (2019). Determination of dynamic characteristics of heat fire detectors. EUREKA, Physics and Engineering, 3, 50–59.
9. Andronov, V., Pospelov, B., Rybka, E., Skliarov, S. (2017). Examining the learning fire detectors under real conditions of application. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 3(9–87), 53–59.
10. 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.
11. Vasiliev, M., Movchan, I., Koval, O. (2001). Diminishing of ecological risk via optimization of fire-extinguishing system projects in timber-yards. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 5, 106–113.
12. Loboichenko, V., Strelets, V., Gurbanova, M., et al. (2019). Review of the environmental characteristics of fire extinguishing substances of different composition used for fires extinguishing of various classes. Journal of Engineering and Applied Sciences, 14, 5925 - 5941.
13. Loboichenko, V., 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.
14. Sharovarnikov, A. F., Molchanov, V. P., Voevoda, S. S., Sharovarnikov, S. A.(2002).Extinguishing fires of oil and oil products, Moscow: Kalan.
15. Wilczkowski, S. (1995). Środki gaśnicze. Szkoła Aspirantów Państwowej Straży Pożarnej, Kraków.1
16. Wilczkowski, S. (1988). Poszukiwanie nowych sposobów gaszenia pożarów. BiT Nauka i Technika Pożarnicza, Wydawnictwo CNBOP-PIB, Józefów.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. Dadashov, I., Loboichenko, V., Kireev, A. (2018). Analysis of the ecological characteristics of environment friendly fire fighting chemicals used in extinguishing oil products. Pollution Research, 37(1), 63-77.
21. Shevchenko, R. I., Strelets, V. M., Loboichenko, V. M. (2021). Review of up-to-date approaches for extinguishing oil and petroleum products. SOCAR Proceedings, SI1, 169-174.
22. Wilk-Jakubowski, J. (2021). Analysis of flame suppression capabilities using low-frequency acoustic waves and frequency sweeping techniques. Symmetry, 13(7), 1299.
23. Levterov, A. A. (2019). Acoustic research method for burning flammable substances. Acoustical Physics, 65(4), 444-449.
24. Węsierski, T., Wilczkowski, S., Radomiak, H. (2013) Wygaszanie procesu spalania przy pomocy fal akustycznych. Bezpieczeństwo i Technika Pożarnicza, 30(2), 59–64.
25. Felis, J., Kasprzyk, S. (1996). Akustyczna metoda usuwania osadów pyłowych w kotłach energetycznych, XV Ogólnopolska Konferencja Naukowo-Dydaktyczna Teorii Maszyn i Mechanizmów, Białystok-Białowieża, Poland, September 17-21.
26. Defense Advanced Research Projects Agency. DARPA sound based fire extinguisher. URL: https://www.extremetech.com/extreme/132859-darpa-creates-sound-based-fire-extinguisher.
27. Radomiak, H., Mazur, M., Zajemska, M., Musiał, D. (2015). Gaszenie płomienia dyfuzyjnego przy pomocy fal akustycznych, Bezpieczeństwo i Technika Pożarnicza, 40(4), 29–38.
28. PŚk, Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi, Ośrodek Transferu Technologii PŚk. URL: http://ott.tu.kielce.pl/wp-content/uploads/2018/08/Oferta-Technologiczna-ga%C5%9Bnica.pdf.
29. Siwik, K., Dźwiękiem gaszą ogień. Niezwykły wynalazek Polaków. URL: https://www.ckm.pl/m/lifestyle/dzwiekiem-gasza-ogien-niezwykly-wynalazek-polakow,23571,a.html
30. Orkisz-Gola, J. To może być przełom w pożarnictwie. Kielecki naukowiec zastąpił gaśnice... głośnikiem. URL: https://kielce.tvp.pl/48364339/to-moze-byc-przelom-w-pozarnictwie-kielecki-naukowiec-zastapil-gasnice-glosnikiem
31. Kordylewski, W. (2008). Spalanie i paliwa. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław.
32. Niegodajew, P., Łukasiak, K., Radomiak, H., et al. (2018). Application of acoustic oscillations in quenching of gas burner flame. Combustion and Flame, 194, 245–249.
33. Kowalewicz, A. (2000). Podstawy procesów spalania. Wydawnictwo Naukowo-Techniczne, Warszawa.
34. Friedman, A. N., Stoliarov, S. I. (2017). Acoustic extinction of laminar line-flames. Fire Safety Journal, 93, 102–113.
35. Im, H. G., Law, C. K., Axelbaum, R. L. (1990). Opening of the burke-schumann flame tip and the effects of curvature on diffusion flame extinction. Proceedings of the Combustion Institute, 23(1), 551–558.
36. Roczniak, M. (1996). Fizyka hałasu. Część I. Podstawy akustyki ośrodków gazowych”, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice.
37. Marek, M. (2013). Wykorzystanie ekonometrycznego modelu klasycznej funkcji regresji liniowej do przeprowadzenia analiz ilościowych w naukach ekonomicznych, Rola informatyki w naukach ekonomicznych i społecznych. Innowacje i implikacje interdyscyplinarne. Kielce: Wydawnictwo Wyższej Szkoły Handlowej im. B. Markowskiego w Kielcach.
38. 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. International Workshop on New Approaches for Multidimensional Signal Processing (NAMSP 2020), Technical University of Sofia, Sofia, Bulgaria, July 09-11, New Approaches for Multidimensional Signal Processing (‘Smart Innovation, Systems and Technologies’ series), 216, 207–218.
39. Niegodajew, P., Gruszka, K., Gnatowska, R., Šofer, M. (2018). Application of acoustic oscillations in flame extinction in a presence of obstacle. In: XXIII Fluid Mechanics Conference (KKMP 2018), IOP Conf. Series Journal of Physics (Conf. Series 1101/2018).
40. Chen, L. W., Zhang, Y. (2015). Experimental observation of the nonlinear coupling of flame flow and acoustic wave. Flow Measurement and Instrumentation, 46, 12–17.
41. Stawczyk, P., Wilk-Jakubowski, J. (2021). Non-invasive attempts to extinguish flames with the use of high-power acoustic extinguisher. Open Engineering, 11(1), 349–355.
42. Levterov, A. (2019). Identification of a technogenic emergency on the acoustic radiation of a hazard zone. Municipal Economy of Cities, 5(151),100-106.
43. Levterov, A. (2019). Identification model development of the burning substance in the zone of the burning seat. Problems of Fire Safety, 45, 92-97.
44. Kalugin, V. D., Levterov, O. A., Tutiunik, V. V. (2018). The method of early detection of the source of ignition. UA Patent 201801387.
45. 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.
46. Kalugin, V. D., Levterov, O. A., Tutiunik, V. V. (2019). Method of extinguishing a fire. UA Patent 137790.
47. Davis, Ch. B. (1989). Fire extinguishing appliance and appended supplementary appliances. US Patent 07/040393.
48. Baokun, H., Chengwen, Y., Wenjie, C., Wei, S. (2015). Low frequency sound wave fire extinguisher. CN Small Patent 201520680110.
49. Wilczkowski, S., Szecówka, L., Radomiak, H., Moszoro, K. (1995). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (System for suppressing flames by acoustic waves). PL Patent P.311910.
50. Wilczkowski, S., Szecówka, L., Radomiak, H., Moszoro, K. (1995). Sposób gaszenia płomieni falami akustycznymi (The method of extinguishing flames with acoustic waves). PL Patent P.311909.
51. Tran, V., Robertson, S. (2015). Methods and systems for disrupting phenomena with waves. US Patent 15/529,262.
52. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (Device for flames suppression with acoustic waves). PL Patent P.427999.
53. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (Device for flames suppression with acoustic waves). PL Patent P.428002.
54. Wilk-Jakubowski, J., (2018). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (System for suppressing flames by acoustic waves). PL Small Patent W.127019.
55. Wilk-Jakubowski, J. (2019). Urządzenie do gaszenia płomieni falami akustycznymi (Device for flames suppression with acoustic waves). PL Patent P.428615.

Əlavələr polimerin modifikasiyasını və onun xassələrinin istismar müddəti ərzində saxlanmasını təmin edən PVC-kompozitlərinin mühüm komponentləridir. Ekoloji cəhətdən təhlükəsiz adipinat plastifikatorların işlənib hazırlanması və tətbiq edilməsi aktualdır. Məqalədə adipin turşusunun oksietillənmiş n-butanol vasitəsilə müxtəlif dərəcəli oksietillənmə ilə eterifikasiyasının kinetik tədqiqatlarının nəticələri təqdim edilmişdir. Müxtəlif katalizatorların məqsədli efirin çıxışına və oksietitilləşmə dərəcəsinin eterifikasiya reaksiyasının sürətinə təsiri öyrənilmişdir. Müxtəlif oksietitilləşmə dərəcələrinə malik dibutoksietil adipinatların alınması prosesinin kinetikasının riyazi modeli işlənib hazırlanmışdır ki, bu da turşu katalizatorunun effektivliyinin texnoloji göstəricilərini və istifadə olunan spirtin oksietitilləşmə dərəcəsinin təsirini proqnozlaşdırmağa imkan verir.

Açar sözlər: adipinat plastifikatoru; kinetika; riyazi model; polivinilxlorid; proqnozlaşdırma; eterifikasiya.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Wypych, G. (2004). Handbook of plasticizers. ChemTec Publishing.
2. Hsissou, R., Seghiri, R., Benzekri, Z., et al. (2021). Polymer composite materials: A comprehensive review. Composite Structures.
3. Schiller, M. (2017). Additives to PVC. Composition, properties, application. Moscow: Profession.
4. Stipek, J., Daoust, H. (2012). Additives for plastics. Springer Science & Business Media.
5. Wilkes, C. E., Summers, J. W., Daniels, C. A., Berard, M. T. (2005). PVC handbook. Cincinnati: Hanser Publications.
6. Godwin, A.D. (2017). Plasticizers/applied plastics engineering handbook. Elsevier.
7. Chanda, M., Roy S. K. (2006). Plastics technology handbook. CRC Press.
8. https://www.plasticisers.org/plasticisers/
9. White, S. R., Moore, J. S., Sottos, N. R., et al. (2014). Restoration of large damage volumes in polymers. Science, 344, 620-623.
10. Дадашов, И. Ф., Лобойченко, В. М., Стрелец, В. М. и др. (2020). Об экологических характеристиках огнетушащих веществ, используемых при тушении нефти и нефтепродуктов. SOCAR Proceedings, 1, 79-84.
11. Ягафарова, Г. Г., Сухарева, Ю. А., Леонтьева, С. В. и др. (2018). Очистка малых рек, загрязненных отходами нефтехимических предприятий. SOCAR Proceedings, 2, 82-86.
12. Вихарева, И. Н., Зарипов, И. И., Кинзябулатова, Д. Ф. и др. (2020). Биоразлагаемые полимерные материалы и модифицирующие добавки: современное состояние. Часть I. Нанотехнологии в строительстве, 12(6), 320-325.
13. Vikhareva, I. N., Buylova, E. A., Yarmuhametova, G. U., et al. (2021). An overview of the main trends in the creation of biodegradable polymer materials. Journal of Chemistry, 24, 1-15.
14. Shirali, I. Y. (2020). Overview of biofuel as an alternate energy source: current status and future prospects. SOCAR Proceedings, 3, 165-173.
15. Carey, F. A., Sundberg, R. J. (2007). Advanced organic chemistry: Part A: Structure and mechanisms. New York: Springer Science & Business Media.
16. Weissermel, K., Arpe, H-J. (2008). Industrial organic chemistry. Weinheim: John Wiley & Sons.
17. Mazitova, A. K., Vikhareva, I. N., Aminova, G. K. (2021). Designing of green plasticizers and assessment of the effectiveness of their use. Polymers, 13, 1761.
18. Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Mazitova, A. K. (2021). Ecotoxicity of the adipate plasticizers: Influence of the structure of the alcohol substituent. Molecules, 26(16), 4833.
19. Меньщикова, А. А., Филатова, Е. В., Варламова, Е. В. и др. (2017). Получение пластификаторов на основе янтарной кислоты и спиртов 2-этилгексанола и циклогексанола. Успехи в химии и химической технологии, 31, 12(193), 66-68.
20. Глазко, И. Л., Гурьянова, О. П., Леванова, С. В. и др. (2005). Получение сложных эфиров на основе диоксановых спиртов–пластификаторов для поливинилхлоридных композиций. Журнал прикладной химии, 78(6), 972-976.
21. Глазко, И. Л., Леванова, С. В., Соколов, А. Б. и др. (2010). Синтез сложных эфиров дикарбоновых кислот С2-С6 и спиртов С2-С6. Химическая промышленность сегодня, 8, 26-31.
22. Сафронов, С. П., Красных, Е. Л., Леванова, С. В., Жабина, А. А. (2013). Получение пластифицирующих композиций из возобновляемого растительного сырья. Химическая промышленность сегодня, 9, 4-7.
23. Байрамова, З. Э., Магеррамов, А. М., Магеррамов, М. Н. и др. (2012). Об этерификации карбоновых кислот спиртами. Известия высших учебных заведений. Химия и химическая технология, 55(1), 115-116.
24. Schwarzenbach, R. P., Gschwend, P. M., Imboden, D. M. (2016). Environmental organic chemistry. John Wiley & Sons.
25. Mazitova, A. K., Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Savicheva, J. N. (2020). Application of zinc oxide to obtain and modify properties of adipate plasticizer of polyvinyl chloride. Polymers, 12, 1728.
26. Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Moguchev, A. I., Mazitova, A. K. (2021). The effect of a zinc-containing additive on the properties of PVC compounds. Advances in Polymer Technology, 5593184.
27. Wolska, J., Stawicka, K., Walkowiak-Kulikowska, J. (2021). Sulfonic-acid-functionalized polymers based on fluorinated methylstyrenes and styrene as promising heterogeneous catalysts for esterification. Materials Chemistry and Physics, 273,125132.
28. Yuan, B., Wang, Y., Wang, M., et al. (2021). Metal−organic frameworks as recyclable catalysts for efficient esterification to synthesize traditional plasticizers. Applied Catalysis A: General, 622, 118212.