Məqalədə həll olunmuş qaz ilə neft dispersiya mühitindəki proseslərə baxılmışdır. Böyüyən qabarcıqların akustik sahələrlə qarşılıqlı əlaqəsinin modeli təqdim olunmuşdur. Mühitin təzyiqinin və neftlə doymasının (əsasən də axındakı neft hissəciklərinin sıxlığının) dəyişikliklərinin sistemdəki temperatur sahələri ilə necə bağlı olduğu göstərilmişdir. Bunun əsasında da neft hasilatı prosesində alınan quyu termoqramları keyfiyyətli səviyyəsində təhlil edilir.

Açar sözlər: kolloid sistemi; qabarcıqlar; neft; neftin qazsızlaşdırılma istiliyi; istilik sahələri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Matar, S., Hatch, L. F. (2001). Chemistry of petrochemical processes. Elsevier, Gulf Professional Publishing.
2. Speight, J. G. (2017). Lange’s handbook of chemistry. McGraw-Hill Education.
3. Simanzhenkov, V., Idem, R. (2003). Crude oil chemistry. New York: Marcel Dekker.
4. Kelbaliev, G. I., Rasulov, S. R., Tagiev, D. B., Mustafayeva, G. R. (2017). Mechanics and rheology of oil dispersed systems. Moscow: Mask
5. Abramov, V. O., Abramova, A. V., Bayazitov, V. M., et al. (2017). Acoustic and sonochemical methods for altering the viscosity of oil during recovery and pipeline transportation. Ultrasonics Sonochemistry, 35A, 389-396.
6. Mohammadian, E., Junin, R., Rahmani, O., KamalIdris, A. (2013). Effects of sonication radiation on oil recovery by ultrasonic waves stimulated water-flooding. Ultrasonics, 53, 607.
7. Gbadamosi, A. O., Junin, R., Manan, M. A., et al. (2019). An overview of chemical enhanced oil recovery: recent advances and prospects. International Nano Letters, 9, 171-202.
8. Suslick, K. S., Didenko, Y., Fang, M. M., et al. (1999). Acoustic cavitation and its chemical consequences. Philosophical Transactions of the Royal Society A, 357, 335-353.
9. Karimov, A. R., Bogdanov, V. K., Valiullin, R. A., et al. (2021). Acoustic field induced processes of structure formation in high-molecular media. Advances in Applied Physics, 9, 2, 128
10. Suslick, K. S., Flannigan, D. J. (2008). Inside a collapsing bubble: sonoluminescence and the conditions during cavitation. Annual Review of Physical Chemistry, 59, 659-683.
11. Caruso, M. M., Davis, D. A., Shen, Q., et al. (2009). Mechanically induced chemical changes in polymeric materials. Chemical Reviews, 109, 5755-5798.
12. Valiullin, R. A., Sharafutdinov, R. F., Ramazanov, A. Sh. (2004). A research into thermal field in fluid-saturated porous media. Powder Technology, 148, 72-77.
13. Akartuna, I., Studart, A. R., Tervoort, E. (2008). Stabilization of oil-in-water emulsions by colloidal particles modified with short amphiphiles. Langmuir, 24, 7161-7168.
14. Varaksin, A. Y. (2013). Fluid dynamics and thermal physics of two-phase flows: Problems and achievements. High Temperatures, 51, 377–407.
15. Xiaoyan, L., Zhonghua, W., Lijun, L., et al. (2014). Experimental study on characteristics of oil particle distribution in water-gelled crude oil two-phase flow system. Advances in Mechanical Engineering, 6.
16. Ding, B., He, L. P., Luo, J. H., et al. (2016). Determination of particle size of heavy oil in water dispersion system by ultrasonic attenuation method. Journal of Petroleum Science and Engineering, 146, 764–769.
17. Berger, K. J., Hrenya, C. M. (2014). Challenges of DEM: II. Wide particle size distributions. Powder Technology, 264, 627–633.
18. Temperley, H. N. V., Rawlinson, J. S., Rushbrook, G. S. (1968). Physics of simple liquids. North-Holand Publishing Company.
19. Conway, J. H., Sloane, N. J. (1999). A sphere packings, lattices and groups. Springer-Verlag.
20. Jahne, B., Haußecker, H. (1998). Air-water gas exchange. Annual Review of Fluid Mechanics, 30, 443–468.
21. Babaeva, N. Yu, Berry, R. S., Naidis, G. V., et al. (2016). Kinetic and electrical phenomena in gas-liquid systems. High Temperatures, 54, 745-766.
22. Gimatudinov, Sh. K., Shirkovsky, A. I. (1982). Physics of oil and gas reservoir. Moscow: Nedra.
23. Levich, V. G. (1977). Physicochemical hydrodynamics. New York: Prentice-Hall, Englewood Cliffs.
24. Soto, Á. M., Prosperetti, A., Lohse, D., et al. (2017). Gas depletion through single gas bubble diffusive growth and its effect on subsequent bubbles. Journal of Fluid Mechanics, 83, 474-490.
25. Karimov, A., Bogdanov, V., Valiullin, R., et. al. (2022). The degassing processes for oil media in acoustic fields and their applications. Polymers, 14, 1497.
26. Galyamina, I. P. (1978). Little encyclopedia. Moscow: Soviet Encyclopedia.
27. Boldev, R., Palanichamy, P., Rajendran, V. (2004). Science and technology of ultrasonics. Pangbourne, U.K.: Alpha Science International
28. Valiullin, R. A., Ramazanov, Sh., Sharafutdinov, R. F. (1998). Thermometry of reservoirs with multiphase flows. Ufa: Publishing house Bashkir.
29. Valiullin, A., Ramazanov, A. Sh., Sharafutdinov, R. F. (1994). Barothermal effect in three-phase filtration with phase transitions. Fluid Dynamics, 29, 834-837.
30. Karimov, A. R., Taleisnik, M. A., Savenkova, T. V., et al. (2019). The influence of velocity field on simple chemical reactions in viscous flow. Physica Scripta, 94(4), 045002.
31. Gil’manov, A. Y., Fedorov, K. M., Shevelev, A. P. (2020). Integral model of steam-assisted gravity drainage. Fluid Dynamics, 55, 793–803.
32. Kireev, V. N., Nizamova, A. D., Urmancheev, S. F. (2019). Some features of hydrodynamic instability of a plane channel flow of a thermoviscous fluid. Fluid Dynamics, 54, 978–982.
33. Valiuillin, R. A., Sharafutdinov, R. F., Ramazanov, A. Sh., et al. (2021). Method for assessing oil reservoir saturation characteristics, RU Patent 2754138.

Ötən əsrin əvvələrindən başlayaraq Azərbaycan ərazisində neft-qazlılığın öyrənilməsi, zəlzələ ocaqlarının və digər gioloji məsələlərin həlli məqsədi ilə böyük həcimdə gioloji-geofiziki tədqiqat işləri aparılmış və bunlara aid kəsilişlər, xəritələr, hesabatlar və s. tərtib olunmuşdur. Son illərdə əldə edilən yeni cihaz və avadanlıqların tətbiqi ilə aparılmış tədqiqatların dəqiqləşdirilməsi və yenidən dəyərləndirilməsi işləri həyata keçirilir. Bu baxımdan Azərbaycanın neftli-qazlı rayonlarında ayrılmış dərinlik qırılmalarının hansı dərəcədə doğru olub olmaması gündəmə gəlmişdir. Verilmiş məqalədə Qərbi Xəzər dərinlik qırılması keçən sahədə işlənilmiş yeni geofiziki (seysmik 2D və qravimetrik) məlumatların nəticələri araşdırılmış və dərinlik qırılmasının öz əksini tapmadığı müəyyənləşdirilmişdir.

Açar sözlər: dərinlik qırılması; geosinklinal; qravimetrik kəşfiyyat; seysmik kəşfiyyat; ağırlıq qüvvəsi; çöküntü; anomaliya; qradiyent.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Бабаев, Д. Х., Гаджиев, А. Н. (2006). Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности бассейна Каспийского моря. Баку: Нафта-пресс.
2. Грушинский, Н. П., Сажина, Н. Б. (1972). Гравитационная разведка. Москва: Недра.
3. Антонов, Ю. В., Жаворонки, В. И., Слюсарев, С. В. (1999). Новые возможности гравиметрии в изучении геологического строения земной коры. Геофизика, 3, 47-52.
4. Lingshin, M., Rui, G., Ye, G. (1988). Research of the gravity field in the northern border zone of the Qinghai-Tibet Plateau. Geophysical and Geochemical Exploration, 22(3), 183-190.
5. Алексеев, В. В., Гаджиев, Т. Г., Каркошкин, А. И., Хесин, Б. Э. (1988). Гравимагнитные аномалии Азербайджана и их геологическое истолкование. Объяснительная записка к «Карте гравимагнитных аномалий Азербайджанской ССР». Ленинград.
6. Мамедов, С. Г., Гасанов, А. С. (1996). Технология определения зоны поражения грязевыми-вулканами по данным гравиразведки. Материалы конференции и выставки по переработке нефти и газа и нефтехимии Каспия. Баку: ГНКАР.
7. Юсупов, Н. Р. (2017). К вопросу о существовании Западно-Каспийского разлома. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 10-17.

Məqalədə PolysilPotasium və pek karboliqnosulfonatı (CLSP) reagent kompleksini ehtiva edən modifikasiya olunmuş inhibirləyici gilsiz qazma məhlulunun tərkibinin əsaslandırılması üçün planlaşdırılmış eksperiment üsulunun tətbiqinə baxılmışdır. İşlənmiş su əsaslı qazma məhlulu Qərbi Sibirin şimalında yerləşən yataqların dayanıqsız gilli süxur intervallarında üfüqi quyuların qazılması üçün nəzərdə tutulmuşdur. Planlaşdırılmış eksperiment üsulu ilə tədqiq olunan qazma məhlulunun əsas göstəricilərinin (amillərinin) tənlikləri alınmışdır. Alınmış asılılıqlara əsasən, verilən parametrlərin (LS = (6-dək) sm³/30 dəq, PÖ = (10-30) sPz, SDG = (80-150) dPa) nəzərə alınması ilə yuxarıda qeyd olunan reagentlərin konsentrasiyaları seçilmişdir. Yerinə yetirilmiş reqressiya analizi müəyyən etmişdir ki, 25-160 °C temperatur intervalında qazma zamanı tələb olunan texnoloji parametrləri saxlamaq üçün PolisilPotasyumun optimal tərkibi 2.5%, KLSP-nin 3%-dən çox olmamalıdır. Qazma məhlulunun optimallaşdırılmış tərkibi aşağı dispersiya xassələrinə və qənaətbəxş süzülmə və reoloji xarakteristikalara malikdir.

Açar sözlər: tərkibin optimallaşdırılması; reqressiya tənliyi; modifikasiya olunmuş inhibirləyici qazma məhlulu; kompleks təsir edən reagent.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2018). Сборник докладов XVIII конференции молодых ученых и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. Тюмень: Тюменский дом печати.
2. Тиаб, Дж., Доналдсон, Э. Ч. (2009). Петрофизика: теория и практика. ‒ изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. Москва: ООО «Премиум Инжиниринг».
3. Осипов, В. И., Соколов, В. Н. (2013). Глины и их свойства. Состав, строение и формирование свойств. Москва: ГЕОС.
4. Конесев, Г. В., Аглиуллин, А. Х., Логинова, М. Е. и др. (2020). Применение метода ЯМР релаксометрии для оценки ингибирующих свойств буровых растворов на водной основе. Проблема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 3(125), 20-28.
5. Бабушкин, Э. В., Буянова, М. Г., Конесев, Г. В. и др. (2018). Разработка ингибирующих буровых растворов для повышения эффективности строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. Нанотехнологии в строительстве, 10(2), 42-62.
6. Буянова, М. Г., Бабушкин, Э. В., Аглиуллин, А. Х., Конесев, Г. В. (2018). Анализ применения ингибирующего бурового раствора для повышения эффективности строительства пологих скважин в сложных горно-геологических условиях. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 10, 29-32.
7. Буянова, М. Г., Бабушкин, Э. В., Конесев, Г. В. и др. (2020). Применение ингибирующего бурового раствора при строительстве горизонтальных скважин трехколонной конструкции. Нефтепромысловое дело, 10(622), 12-16.
8. Гайдадин, А. Н., Ефремова, С. А. (2008). Применение полного факторного эксперимента при проведении исследованй: методические указания. Волгоград: ВолГТУ.
9. Налимов, В. В., Чернова, Н. А. (1965). Статистические методы планирования экспериментов. Москва: Наука.
10. Спирин, Н. А., Лавров, В. В., Зайнуллин, Л. А. и др. (2015). Методы планирования и обработки результатов инженерного эксперимента. Екатеринбург: ООО «УИНЦ».
11. Хрисанов, Н. Н. (2016). Планирование эксперимента: методические указания. Самара: СГТУ.

Son dövrlər neftçıxarmanın artırılması üçün nanomayelərdən istifadə etməklə təkmilləşdirilmiş texnologiyalarının işlənib hazırlanması və tətbiqi müşahidə edilir. Müəyyən edilmişdir ki, bu reagentlərdən istifadə süxurun islanmasının dəyişməsinə, fazalararası səthi gərilmənin azalmasına, neftin özlülüyünün azalmasına və ayırıcı təzyiqin artmasına səbəb olur. Məqalədə kalsium və maqnezium duzlarının çöküntülərinin peptizasiyası nəticəsində əldə edilən nanomayelərdən istifadə etməklə neftin sıxışdırılmasının tədqiqinin nəticələri təqdim olunur. Peptizator kimi azot və üzvi turşulardan istifadə edilmişdir. Hazırlanmış nanomayelərin istifadəsi nəticəsində dəniz suyu ilə sıxışdırma ilə müqayisədə neftvermədə 15-20% artım əldə edilmişdir. Məqalədə nanomayelərdən istifadə etdikdə neftvermənin artmasının yeni mexanizmi təklif edilmişdir.

Açar sözlər: neftvermə; sıxışdırma əmsalı; nanomaye; peptizasiya; islanmanın dəyişməsi; fazalararası səthi gərilmə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Zhang, P., Tweheyo, M. T., Austad, T. (2007). Wettability alteration and improved oil recovery by spontaneous imbibition of seawater into chalk: Impact of the potential determining ions Ca²⁺, Mg²⁺, and SO₄^2-. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 301, 199.208.
2. Fathi, S. J., Austad, T., Strand, S. (2010). Wettability alteration in carbonates: the effect of water-soluble carboxylic acids in crude oil. Energy & Fuels, 24, 2514.2519.
3. Fathi, S. J., Austad, T., Strand, S. (2011, April). Improved oil recovery in carbonates by modified seawater - Optimal ionic composition and salinity. In: 16th European Symposium on Improved Oil Recovery, Cambridge, U.K.
4. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
5. Zhang, P., Tweheyo, M. T., Austad, T. (2007). Wettability alteration and improved oil recovery by spontaneous imbibition of seawater into chalk: Impact of the potential determining ions Ca²⁺, Mg²⁺, and SO₄^2-. Journal of Petroleum Science and Engineering, 301, 199.208.
6. Tang, G. Q., Morrow, N. R. (1999). Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 24(2.4), 1.6.
7. Lager, A., Webb, K., Black, C., et al. (2008). Low salinity oil recovery - An experimental investigation. SPWLA-2008-v49n1a2. Petrophysics, 49(01).
8. Ligthelm, D. J., Gronsveld, J., Hofman, J., et al. (2009, June). Novel waterflooding strategy by manipulation of injection brine composition. SPE-119835-MS. In: EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
9. Austad, T., Rezaeidoust, A., Puntervold, T. (2010, April). Chemical mechanism of low salinitywater flooding in sandstone reservoirs. SPE-129767-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
10. Suleimanov, B. A, Abbasov, H. F. (2017). Chemical control of quartz suspensions aggregative stability, Journal of Dispersion Science and Technology, 38(8), 1103-1109.
11. Masimov, E. A., Abbasov, H. F. (2012). Refractometry determination of the hydration number of ions in diluted aqueous solutions of magnesium sulfate. Russian Journal of Physical Chemistry A, 86(3), 399.401.
12. Abbasov, H. F. (2022). A new model for the relative viscosity of aqueous electrolyte solutions. Chemical Physics Letters, 800, 139670.
13. Debnath, A., Pandey, A., Chaturvedi, K. R., Sharma, T. (2022). Evaluation of performance spectra of mono and divalent low saline brine injection in sandy-carbonates for mobilization of crude oil. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 640, 128506.
14. Torsater, O. (2021). Application of nanoparticles for oil recovery. Nanomaterials (Basel), 11(5), 1063.
15. Ju, B., Fan, T., Ma, M. (2006). Enhanced oil recovery by flooding with hydrophilic nanoparticles. China Particuology, 4(1), 41-46.
16. Onyekonwu, M., Ogolo, N. A. (2010, July). Investigating the use of nanoparticles in enhancing oil recovery. SPE-140744-MS. In: Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
17. Sun, X., Zhang, Y., Chen, G., Gai, Z. (2017). Application of nanoparticles in enhanced oil recovery: a critical review of recent progress. Energies, 10(3), 345.
18. Khalil, M., Jan, B. M., Tong, C. W., Berawi, M. A. (2017). Advanced nanomaterials in oil and gas industry: Design, application and challenges. Applied Energy, 191, 287.310.
19. Kazemzadeh, Y., Shojaei, S., Riazi, M., Sharifi, M. (2019). Review on application of nanoparticles for EOR purposes: A critical review of the opportunities and challenges. Chinese Journal of Chemical Engineering, 27(2), 237-246.
20. Agi, A., Junin, R., Gbadamosi, A. (2018). Mechanism governing nanoparticle flow behaviour in porous media: insight for enhanced oil recovery applications. International Nano Letters, 8, 49.77.
21. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 431-437.
22. Hendraningrat, L., Li, S., Torsater, O. (2013). A coreflood investigation of nanofluid enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 111, 128-138.
23. Hadia, N. J., Ng, Y. H., Stubbs, L. P., Torsater, O. (2021). High salinity and high temperature stable colloidal silica nanoparticles with wettability alteration ability for EOR Applications. Nanomaterials, 11(3), 707.
24. Li, S., Torsater, O. (2015, October). The impact of nanoparticles adsorption and transport on wettability alteration of water wet Berea sandstone. SPE-176256-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
25. Abhishek, R., Kumar, G. S., Sapru, R. (2015). Wettability alteration in carbonate reservoirs using nanofluids. Petroleum Science and Technology, 33(7), 794.801.
26. Moghaddam, R. N., Bahramian, A., Fakhroueian, Z., et al. (2015). Comparative study of using nanoparticles for enhanced oil recovery: Wettability alteration of carbonate rocks. Energy & Fuels, 29(4), 2111-2119.
27. Suleimanov, B. A., Ismayilov, F. S., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2013). The influence of light metal nanoparticles on the strength of polymer gels used in oil industry. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
28. Wasan, D. T., Nikolov, A. D. (2003). Spreading of nanofluids on solids. Nature, 423, 156-159.
29. Zhang, H., Ramakrishnan, T. S., Nikolov, A. D., Wasan, D. T. (2016). Enhanced oil recovery (EOR) driven by nanofilm structural disjoining pressure: flooding experiments and microvisualization. Energy & Fuels, 30(4), 2771-2779.
30. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2016). Effect of copper nanoparticle aggregation on the thermal conductivity of nanofluids. Russian Journal of Physical Chemistry A, 90, 420–428.
31. Abbasov, H. F. (2019). Determination of nanolayer thickness and effective thermal conductivity of nanofluids. Journal of Dispersion Science and Technology, 40(4), 594-603.
32. Abbasov, H. F. (2020). Modeling of anisotropic thermal conductivity of ferrofluids. Journal of Dispersion Science and Technology, 41(7), 1030-1036.
33. Liu, Y., Wang, A., Freeman, J. J. (2009). Raman, MIR, and NIR spectroscopic study of calcium sulfates: gypsum, bassanite, and anhydrite. In: 40th Lunar & Planetary Sciences Conference, Houston.
34. Riemenschneider, J. (2011). Spectroscopic investigations on pure water and aqueous salt solutions in the mid infrared region. Thesis for the degree doctor rerum naturalium (Dr. rer. nat.) of the Faculty of Sciences University of Rostock, Rostock.
35. Sulaiman, M., Rahman A. A., Mohamed, N. S. (2013). Structural, thermal and conductivity studies of magnesium nitrate – alumina composite solid electrolytes prepared via sol-gel method. International Journal of Electrochemical Science, 8, 6647–6655.
36. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513(5), 41-50.
37. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Valiyev, F. F., et al. (2018). Thermal-conductivity enhancement of microfluids with Ni₃(μ₃-ppza)₄Cl₂ metal string complex particles. Journal of Heat Transfer, 141(1), 012404.
38. Laue, W., Thiemann, M., Scheibler, E., Wiegand, K. W. (2000). Nitrates and Nitrites /in Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry. Weinheim: Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA.
39. Abbasov, H. F. (2014). Conformational characteristics of polyethylene glycol macromolecules in aqueous solutions according to refractometry. Russian Journal of Physical Chemistry A, 88(6), 942-945.
40. Alphonse, P., Bleta, R., Soules, R. (2009). Effect of PEG on rheology and stability of nanocrystalline titania hydrosols. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 337(1), 81-87.
41. Suleimanov, B. A. (2006). Specific features of filtration in heterogeneous systems. Moscow-Izhevsk: Institute of Computer Sciences.
42. Israelachvili, J. N. (1991). Intermolecular and surface forces. London: Academic Press.
43. Gommes, C. J. (2014). Physical chemistry of interfaces. Liege: University of Liege.
44. Keblinski, P., Phillpot, S. R., Choi, S., Eastman, J. A. (2002). Mechanisms of heat flow in suspensions of nano-sized particles nanofluids. International Journal of Heat and Mass Transfer, 45(4), 855–863.

Məqalədə göstərilmişdir ki, qalıq su ilə doyma zamanı neftə görə keçiricilik (neftə görə nisbi faza keçiriciliyi əyrisinin başlanğıc nöqtəsi) layın adsorbsiya olunmuş qalıq neftlə doyması ilə müəyyən edilir. Adsorbsiya edilmiş qalıq neftlə doyma əmsalını qalıq su ilə doyma zamanı neftə görə faza keçiriciliyi ilə əlaqələndirən düstur alınmışdır. Məqalədə qeyd olunmuşdur ki, adsorbsiya olunmuş qalıq neftlə doyma layın qalıq su ilə doyması ilə də sıx bağlıdır. Belə əlaqə kollektorun gilliliyi vasitəsilə həyata keçirilir. Məqalədə təklif olunan metodika qalıq neftlə doymanı növlərinə və hərəkətlilik dərəcəsinə görə strukturlaşdırmağa, həmçinin hasiletmə texnologiyalarının əsaslandırılması üçün hərəkətli neftin qalıq ehtiyatlarının paylanmasını proqnozlaşdırmağa imkan verir.

Açar sözlər: qalıq neftin növləri; nisbi faza keçiriciliyi; məhsuldar lay.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
2. Крылов, А. П. (1974). О некоторых вопросах проблемы нефтеотдачи в связи с ее изучением. Москва: Нефтяное хозяйство.
3. Щелкачев, В. Н. (2004). Важнейшие принципы нефтеразработки: 75 лет опыта. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
4. 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.
5. 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.
6. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Лифантьев, А. В. и др. (2022). Регулирование разработки основной залежи пашийского горизонта Бавлинского месторождения путем ограничения закачки воды. SOCAR Proceedings, SI1, 45-56.
7. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
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. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
10. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2022). Повышение эффективности выработки запасов залежей нижнего мела Западной Сибири с использованием методов увеличения нефтеотдачи. SOCAR Proceedings, SI1, 9-18.
11. Иванова, М. М., Дементьев, Л. Ф., Чоловский, И. П. (2014). Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Москва: Альянс.
12. Токарев, М. А. (1983). Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. Уфа: УНИ.
13. Кочетков, А. В. , Фаттахов, И. Г., Мухаметшин, В. В. И др. (2022). Математическая модель линейного и нелинейного повышения концентрации пропанта при проведении ГРП – решение для последовательной закачки ряда типов пропанта. Записки Горного института, 254(2), 210-216.
14. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
15. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
16. Михайлов, Н. Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, 7(205), 126-137.
17. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
18. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
19. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
20. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
21. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
22. Михайлов, Н. Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. Москва: Недра.
23. Михайлов, Н. Н., Семенова, Н. А., Сечина, Л. С. (2010). Условия формирования микроструктурной смачиваемости и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(1), 30.
24. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Гурбатова, И. П. (2011). Показатели смачиваемости в пористой среде и зависимость между ними. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(3), 10.
25. Brooks, R. H., Corey, A.T. (1964). Hydraulic properties of porous media. Colorado State University Hydrology.
26. Brooks, R. H., Corey, A. T. (1966). Properties of porous media affecting fluid flow. Journal of the Irrigation and Drainage Division, 92, 61-90.
27. Черемисин, Н. А., Сонич, В. П., Батурин, Ю. Е., Дроздов, В. А. (1997). Условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении. Нефтяное хозяйство, 9, 40-45.
28. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Моторова, К. А. (2012). Роль глинистых минералов в образовании адсорбционносвязанной нефти в породах-коллекторах углеводородного сырья. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(5), 51.
29. Purcell, W. R. (1949). Capillary pressures - their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom. Trans AIME, 186, 39–48.
30. Мухаметшин, В. В., Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Грезина, О. А. (2021). Аналитические связи между фильтрационно-емкостными параметрами продуктивных пластов Западной Сибири на основе обобщенной математической модели капиллярных кривых. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 332(8), 135-141.
31. 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.
32. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Mukhametshin, V. V. (2019). Application of the Brooks-Corey model in the conditions of lower cretaceous deposits in terrigenous reservoirs of Western Siberia. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012004.
33. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V. (2018). Estimation of displacement coefficient with due account for hydrophobization of reservoir using geophysical data of wells. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 194, 062001.
34. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V., Andreev, A. V. (2017). A quantitative assessment method of the productive formation wettability indicator according to the data of geophysical surveys. SPE-187907-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
35. Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Обоснование модели абсолютной проницаемости с учетом фактора извилистости поровых каналов по данным капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, SI1, 1-8.
36. Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Велиев, Э. Ф. и др. (2022). Обоснование аналитической модели гидравлической извилистости поровых каналов коллекторов Западной Сибири по данным капиллярных исследований. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 333(7), 86–95.
37. Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Обоснование модели абсолютной проницаемости с учетом фактора извилистости поровых каналов по данным капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, SI1, 1-8.
38. Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Рабаев, Р. У. и др. (2021). Плотность распределения фильтрующих поровых каналов пластов-коллекторов Западной Сибири. SOCAR Proceedings, SI2, 221-228.
39. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
40. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С., Грезина, О. А. (2021). Группирование эксплуатационных объектов на основе параметров обобщённой модели кривых капиллярного давления на примере ряда нефтяных месторождений Западной Сибири. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(11), 89-97.
41. Танкаева, Л. К., Дмитриевский, А. Н., Сечина, Л. С., Приваленко, Н. В. (1983). Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор. Авторское свидетельство SU 1022005 A1.

Layda yaranan köpüklü məhlulla yüksəkkeçirici zonaların təcrid olunması və sonrakı azkeçirici zonaların üzvi turşu sistemlə işlənilməsi ilə terrigen qeyri-bircins layın quyudibi zonasının işlənilməsi üsulu verilib. Üzvi turşu sisteminin tərkibi quyudibi zonasının karbonatlığının tərkibindən asılı olaraq dəyişir. Köpüklü sistemin dayanıqlığının artırılması, layın qalınlığı və dərinliyi üzrə təsirlə əhatə əmsalının artması, üzvi turşu sisteminin istifadəsi nəticəsində korroziya aktivliyinin azalması hesabına üsulun effektivliyi artır. Karbonatlı süxurların həll olunması nəticəsində layın həcm və filtrasiya göstəriciləri yüksəlir.

Açar sözlər: turşu ilə işlənilmə; limon turşusu; süd zərdabı; polimer; tikici; köpüklü sistem; dayanıqlıq; karbonatlıq; keçiricilik.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Shafiq, M. U., Mahmud, H. B. (2017). Sandstone matrix acidizing knowledge and future development. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 7, 1205–1216.
2. Shafiq, M. U., Ben Mahmud, H. K., Hamid, M. A. (2015). Comparison of buffer effect of different acids during sandstone acidizing. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 78, 012008.
3. Глущенко, В. Н., Силин, М. А. (2010). Нефтепромысловая химия. Т.4. Кислотная обработка скважин. Москва: Интерконтакт Наука.
4. Abdelfatah, E., Bang, S., Pournik, M., et al. (2017, November). Acid diversion in carbonates with nanoparticlesbased in situ gelled acid. SPE-188188-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
5. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2000). Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Патент Российской Федерации № 2145381.
6. Шефер, А. З., Меркулов, В. П., Интяшин, А. Д. (1975). Использование отходов производства жирных кислот для повышения приемистости нагнетательных скважин. Нефтепромысловое дело, 4, 30-32.
7. Rabie, A. I., Saber, M. R., Nasr El-Din, H. A. (2015, April). A new environmentally friendly acidizing fluid for HP/HT matrix acidizing treatments with enhanced product solubility. SPE-173751-MS. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
8. Hong, L. V., Ben Mahmud, H. (2019). A preliminary screening and characterization of suitable acids for sandstone matrix acidizing technique: a comprehensive review. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9, 753-778.
9. Блинкова, Е. В., Елисеев, Е. И. (2005). Растворение карбоната кальция в водных растворах уксусной кислоты. Журнал прикладной химии, 78(7), 1085-1087.
10. Касенова, Г. М. (1985). Свойства смесей карбоновых кислот и продуктов их нейтрализации карбонатами. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 4, 15-16.
11. Buijse, M., de Boer, P., Breukel, B., Burgas, G. (2004). Organic acids in carbonate acidizing. SPE-82211-PA. SPE Production & Operations, 19(3), 128-134
12. Chang, F. F., Nasr-El-Din, H. A., Lindvig, T., Qiu, X. W. (2008, September). Matrix acidizing of carbonate reservoirs using organic acids and mixture of HCl and organic acids. SPE-116601-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Saber, M. R., Rabie, A., Nasr-El-Din, H. A. (2015, October). A new technique to increase the performance of organic acids to stimulate carbonate reservoirs at high acid concentrations. SPE-175192-MS. In: SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Alhamad, L., Alrashed, A., Munif, E., Miskimins, J. (2020). Organic acids for stimulation. SPE-199291-PA. SPE Production and Operation, 35(4), 952-978.
15. He, L., Dan-feng, X., Ke-ming, F., et al. (2009). Successful acid stimulation in acid-sensitive reservoirs. SPE-121014-MS. In: Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
16. Burgos, G., Birch, G., Buijse, M. (2004, February). Acid fracturing with encapsulated citric acid. SPE-86484-MS. In: SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
17. Al-Harbi, B. G., Al Dahlan, M. N., Khaldi, M. H. (2012, February). Aluminum and iron precipitation during sandstone acidizing using organic-HF acids. SPE-151781-MS. In: SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
18. Yang, F. (2012) Acidizing of sandstone reservoirs using HF and organic acids. PhD master’s thesis. Texas: Texas A&M University.
19. Yang, F., Nasr-El-Din, H. A., Harbi, B. A. (2012, May) Acidizing sandstone reservoirs using HF and organic acids. SPE-157250-MS. In: SPE International Production and Operations Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
20. Van Domelen, M. S., Reddingius, A. A., Faber, M. J., Buijse, M. A. (1997, June) High temperature acid stimulation offshore the Netherlands. SPE-38171-MS. In: SPE European Formation Damage Conference. Society of Petroleum Engineers.
21. Andotra, G. (2014) Investigating the use of chelating agents for clay dissolution and sandstone acidizing purposes. PhD master’s thesis. Texas: Texas A&M University.
22. Дмитрук, В. В., Сингуров, А. А., Кононов, А. В. (2011). Новый состав для интенсификации «сеноманских» скважин и результаты опытно-промышленных испытаний. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 5, 196-205.
23. Дмитрук, В. В., Федосеев, А. П., Джанагаев, В. С. и др. (2012). Применение лимонной кислоты при интенсификации добычи углеводородов. Наука и техника в газовой промышленности, 1(49), 27-32.
24. Кустышев, А. В., Сингуров, А. А., Паникаровский, Е. В. и др. (2014). Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления. Патент Российской Федерации № 2528803.
25. Рзаева, С. Д. (2020). Селективная изоляция водопритоков в скважину на основе использования отходов производства. SOCAR Proceedings, 3, 118-125.
26. Казымов, Ш. П., Алиев, Я. М., Рзаева, С. Дж. и др. (2000). Способ обработки призабойной зоны нефтяных скважин. Патент Азербайджанской Республики İ 2000 0030.
27. Сулейманов, Б. А., Рзаева, С. Дж., Тулешева, Г. Д. (2018). Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта. Евразийский патент № 030395.

Məqalədə texnoloji göstəricilərin rəqslərin təhlili əsasında qazlift quyularının iş rejiminin qiymətləndirilməsi imkanlarına baxılmışdır. Laboratoriya təcrübi tədqiqatlarının nəticələri göstərmişdir ki, qaz-maye qaldırıcısının optimal iş rejiminə maye debiti və təzyiqin minimum fluktuasiyaları uyğun qəlir. Həmçinin «Neft Daşları» yatağının qazlift quyusunun quyuağzı təzyiqinin rəqslərinin mədən tədqiqatları vurulan qazın müxtəlif sərflərində (optimal, optimaldan aşağı və yuxarı) aparılmışdır. Mədən tədqiqatlarının nəticəsində qazlift quyularının optimal iş rejimində quyu ağzı təzyiqinin rəqslərinin tezliklərinin artması və amplitudasının azalması müəyyən edilmişdir ki, bu da aparılmış nəzəri və təcrübi tədqiqatların nəticələri ilə yaxşı uzlaşır. Normal istismar şəraitində texnoloji göstəricilərin rəqslərinin təhlili əsasında qazlift və fontan quyularının optimal iş rejiminin operativ qiymətləndirilməsi imkanları göstərilmişdir. İşlənmiş üsul xüsusi və əlavə tədqiqatlar aparılmadan quyunun optimal iş rejimindən kənarə çıxmasını vaxtında üzə çıxararaq uyğun tədbirlər verməyə imkan verir.

Açar sözlər: quyu; qazlift; debit; texnoloji göstəricilər; iş rejimi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем.
2. Мирзаджанзаде, А. Х., Филиппов, В. П., Аметов, И. М. (1998). Системные методы в нефтедобыче. Москва: РМНТК «Нефтеотдача».
3. Hernandez, A. (2016). Fundamentals of gas lift engineering. Elsevier, Gulf Professional Publishing.
4. Golan, M., Whitson, C. H. (1996). Well performance. Prentice-Hall.
5. Beggs, H. D. (2003). Production optimization. Petroskills.
6. Brill, J. P., Mukherjee, H. (1999). Multiphase flow in wells. Society of Petroleum Engineers.
7. Economides, M. J., Hill, A. D., Ehlig-Economides, Ch. (1994). Petroleum production systems. Prentice Hall.
8. Fairuzov, Y., Guerrero-Sarabia, C., Carmona-Diaz, R., et al. (2004, September). Stability maps for continuous gas-lift wells: A new approach to solving an old problem. SPE-90644-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
9. Gang, Z., Golan, M. (1989). Criteria for operation stability of gas lift wells. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Saepudin, D., Soewono, E., Sidarto, K., et al. (2007). An investigation on gas lift performance curve in an oil-producing well. International Journal of Mathematics and Mathematical Sciences, 7, ID 81519.
11. Slupphaug, O., Bjune, B. (2006, September). Active slug management. SPE-96644-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
12. Alhanati, F., Schmidt, Z., Doty, D., Lagerlef, D. (1993). Continuous gas-lift instability: Diagnosis, criteria and solutions. Society of Petroleum Engineers.
13. Asheim, H. (2000). Criteria for gas-lift stability. SPE-16468-PA. Journal of Petroleum Technology, 40(11), 1452-1456. Society of Petroleum Engineers.
14. Guerrero-Sarabia, I., Fairuzov, Y. (2013). Linear and non-linear analysis of flow instability in gas-lift wells. Journal of Petroleum Science and Engineering, 108, 162-171.
15. Hu, B., Golan, M. (2003, October). Gas-lift instability resulted production loss and its remedy by feedback control: Dynamic simulation results. SPE-84917-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
16. Jensen, J. L., Lake, L. W., Corbett, P. W. M., Goggin, D. J. (2000). Statistics for petroleum engineers and geoscientists. Amsterdam: Elsevier.
17. Мирзаджанзаде, А. Х., Алиев, Н. А., Юсифзаде, Х. Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Эльм.
18. Weaver, W., Timoshenko, S. P., Young, D. H. (1990). Vibration problems in engineering. New York: John Wiley & Sons.
19. Мирзаджанзаде, А. Х., Керимов, З. Г., Копейкис, М. Г. (1976). Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Баку: Маариф.
20. Xu, Z. G., Golan, M. (1999). Criteria for operation stability of gas lift. Society of Petroleum Engineers.

Müasir mərhələdə neft-qaz yataqlarının (NQY) işlənməsində innovasiyaların tətbiqi üçün səmərəli sistemin yaradılması müvafiq innovasiya siyasətini tələb edir. Neft-qaz yataqlarının işlənməsində innovasiyaların səmərəli tətbiqi və onların iqtisadi səmərəliliyinin təmin edilməsi üçün həm daxili, həm də dünya bazarlarında yanaşmaların formalaşdırılması strategiyasının və metodologiyasının işlənib hazırlanmasına ehtiyac var. NQY-nın inkişafı prosesində innovativ yanaşmaların tətbiqinin innovativ və metodoloji əsaslarının, inteqrasiya olunmuş modelləşdirmə üsullarının, idarə edilməsinin və texniki-iqtisadi səmərəliliyinin qiymətləndirilməsinin işlənib hazırlanması mühüm elmi-praktik vəzifədir.

Açar sözlər: innovasiya; neft; qaz; geoloji-texniki tədbirlər; səmərəli idarəetmə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гасумов, Э. Р. (2012). Совершенствование оценки эффективности внедрения инноваций при разработке газовых месторождений. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Ставрополь: ФГБОУ ВПО «Ставропольский государственный университет».
2. Дрозденко, Ю. А. (2018). Стратегическое управление инновациями. Его сущность и значение для предприятия. Сборник статей II Международной научно-практической конференции «Инновационное развитие науки и образования». Пенза: МЦНС «Наука и Просвещение».
3. Гасумов, Э. Р. (2012). Оценка эффективности внедрения инноваций в нефтегазовой отрасли. Saarbrucken, Deutschland: LAP LAMBERT Academic Publishing.
4. Алябина, Е. В., Иванова, Г. С. (2017). Возможности внедрения организационных инновации на предприятиях нефтегазовых комплекса. Научный журнал Российского газового общества, 4, 13-22.

Məqalədə Ural-Volqa bölgəsinin yataqlarından birinin Bobrikovsk-Radayev horizontunun terrigen çöküntülərinin işlənməsi üçün optimal strategiyanın axtarışı probleminə baxılmış və həll edilmişdir. Üç mindən çox quyuda aparılan geofiziki tədqiqatlar zamanı əldə edilmiş əyrilərin davranışının təhlili əsasında müxtəlif süzülmə-tutum xassələri və formalaşmış işlənmə sistemləri ilə xarakterizə olunan dörd əsas növ fasiya zonası müəyyən edilmişdir. Lay təzyiqinin saxlanması sisteminin təhlili çərçivəsində süzülmə-tutum xassələrinin suvurmanın effektivliyinə birbaşa təsiri müəyyən edilmiş, həmin təsirin nəzərə alınması ilə yeni suvurma mərkəzlərinin optimallaşdırılması və formalaşdırılması strategiyası işlənmişdir. Çoxsaylı reqressiya analizi metodundan istifadə etməklə iki statistik model - neftçıxarma əmsalını operativ qiymətləndirməyə və az öyrənilmiş yataqlar üçün optimal işlənmə sistemini seçməyə imkan verən süzülmə-tutum xassələri modeli və fasiya modeli əldə edilmişdir.

Açar sözlər: neft yataqlarının işlənməsi; geoloji quruluş; fasiya modeli; LHY; üfüqi quyular; hidrodinamik model; çoxlu reqressiya analizi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Конторович, А. Э. (2016). Глобальные проблемы нефти и газа и новая парадигма развития нефтегазового комплекса России. Наука из первых рук, 1 (67), 6-17.
3. Газизов, А. А., Газизов, А. Ш., Богданова, С. А. (2014). Наукоемкие технологии добычи нефти. Казань: Центр инновационных технологий.
4. Муслимов, Р. Х. (2021). Опыт Республики Татарстан по рациональному использованию нефтяных богатств недр (былое и думы о будущем развитии). Казань: ФЭН.
5. 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.
6. Муслимов, Р. Х. (2020). О новой парадигме академика А.Э. Конторовича – развитие нефтегазового комплекса России. О новой парадигме развития нефтегазовой геологии: материалы Международной научно-практической конференции. Казань: Изд-во «Ихлас».
7. 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.
8. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 2, 103-111.
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. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
11. Галкин, В. И., Козлова, И. А., Носов, М. А., Кривощеков, С. Н. (2015). Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа. Нефтяное хозяйство, 1, 21-23.
12. Викторин, В. Д., Лыков, Н. А. (1980). Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. Москва: Недра.
13. Мингулов, И. Ш., Валеев, М. Д., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Применение результатов измерения вязкости продукции скважин для диагностики работы насосного оборудования. SOCAR Proceedings, SI2, 152-160.
14. 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.
15. Хакимзянов, И. Н., Хисамов, Р. С., Ибатуллин, Р. Р. И др. (2011). Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений. Казань: ФЭН.
16. Абабков, К. В., Васильев, В. М., Хисамутдинов, Н. И. и др. (2014). Экспресс-метод оценки степени взаимодействия скважин с использованием частотного анализа данных истории эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин. Нефтепромысловое дело, 7, 10-13.
17. 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.
18. 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.
19. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н. (2021). Особенности группирования низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах для рационального использования ресурсов в пределах Урало-Поволжья. Записки Горного института, 252, 896-907.
20. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
21. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
22. 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.
23. Мингулов, И. Ш., Валеев, М. Д., Мухаметшин, В. В. и др. (2021). Исследование влияния температуры и скорости течения на вязкость нефтяных эмульсий. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332, 10, 69–76.
24. Сулейманов, Б. А., Рзаева, С. Дж., Ахмедова, У. Т. (2021). Теоретические и практические основы применения газированных биосистем при интенсификации добычи нефти. SOCAR Proceedings, 3, 36–44.
25. Стабинскас, А. П., Султанов, Ш. Х., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Эволюция жидкости гидроразрыва пласта: от гуаровых систем к синтетическим геллирующим полимерам. SOCAR Proceedings, SI2, 172-181.
26. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
27. 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.
28. 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.
29. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
30. Муслимов, Р. Х. (2004). Пути повышения нефтеотдачи на техногенно измененных в процессе длительного внутриконтурного заводнения нефтяных месторождений. Материалы международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки УВ-сырья». Москва: ГЕОС.
31. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
32. 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.
33. Павловская, Е., Поплыгин, В. В., Иванов, Д. Ю., Елисеев, И. Ю. (2015). Эффективность кислотных обработок скважин, эксплуатирующих башкирские отложения на месторождениях Пермского края. Нефтяное хозяйство, 3, 28-30.
34. Хисамов, Р. С., Орлов, Г. А., Мусабиров, М. Х. (2003). Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин. Нефтяное хозяйство, 4, 43-45.
35. 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.
36. 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.
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. Казань: Ихлас.
38. 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.
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. Сургучев, М. Л., Колганов, В. И., Гавура, А. В. и др. (1987). Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. Москва: Недра.
41. 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.
42. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
43. 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.
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.
45. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В. и др. (2017). Способ разработки контактных зон на примере Туймазинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 10, 36–40.
46. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
47. Мингулов, Ш. Г., Якупов, Р. Ф. (2013). Восстановление приемистости нагнетательных скважин на Туймазинской группе месторождений. Нефтяное хозяйство, 7, 88–91.
48. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.

Məqalədə köpüklü sistemlərdən istifadə edilməsi əsasında layin neftveriminin artırılması üsullarının icmalı təqdim edilmişdir. Neft yatağının işlənilməsinin son mərhələsində, layın yüksəkkeçiricilikli sulaşmış zonalarinin təcrid olunmasına ehtiyac yaranır. Bu məqsəd üçün köpük yaradan sistemlərin tətbiqi daha da perespektivlidir. Köpüklü sistemlərlə yüksəkkeçiricilikli zonalarının təcrid olunması nəticəsində, işlənməyə azkeçiricilikliyə malik neftlədoymuş zonalar cəlb olunur. Hazırki işdə köpükəmələgətirmə mexanizmi, köpüyün sabitləşdiricisinin seçimi, layda köpüyün miqrasiyası məsələlərinə baxılmışdır. Temperaturun təsiri, lay sularının minerallaşması, mövcud neftin köpüklü sistemlərin dayanıqlığına təsiri məsələləri araşdırılmışdır. Eksperimental tədqiqatlar və mədəndə tətbiqi texnologiyanın yüksək effektliyini göstərir. Köpüklü sistemin vurulması kollektorların əhatə effektliyini artıraraq, neft çıxarma əmsalını artırır. Verilmiş texnologiyalar aktual məsələ olmaqla, onların tədqiqi bu gün də davam etdirilir.

Açar sözlər: köpükəmələgətirən sistemlər; sabitlik; polimer; nanohissəciklər; mikrofotolar; duzluluq; sıxışdırma əmsalı; layın əhatə edilməsi; özügenerasiya olunan istilik köpükləri; çatlı kollektor.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Raj, I., Liang, T., Ming, Q., et al. (2020). An experimental investigation of MoS2 nanosheets stabilized foams for enhanced oil recovery application. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 606, 1-7.
2. Osei-Bonsu, K., Paul, G., Nima, S. (2017). Investigation of foam flow in a 3D printed porous medium in the presence of oil. Journal of Colloid and Interface Science, 490, 850-858.
3. Zeng, Y., Muthuswamy, A., Ma, K., et al. (2016). Insights on foam transport from a texture-implicit localequilibrium model with an improved parameter estimation algorithm. Industrial & Engineering Chemistry Research, 55(28), 7819-7829.
4. Ma, K., Ren, G., Mateen, K., Morel, D. (2015). Modelling techniques for foam flow in porous media. SPE-169104-PA. SPE Journal, 20(03), 453-470.
5. Tang, J., Ansari, M. N., Rossen, W. R. (2016, August-September). Modeling the effect of oil on foam for EOR. In: ECMOR XV - 15th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, Amsterdam, Netherlands.
6. Rio, E., Drenckhan, W., Salonen, A., Langevin, D. (2014). Unusually stable liquid foams. Advances in Colloid and Interface Science, 205, 74-86.
7. Liu, Q., Liu, S., Luo, D., Peng, B. (2019). Ultra-low interfacial tension foam system for enhanced oil recovery. Applied Sciences, 9, 2155.
8. Petkova, R., Tcholakova, S., Denkov, N. D. (2012). Foaming and foam stability for mixed polymer-surfactant solutions: effects of surfactant type and polymer charge. Langmour, 28(11), 4996-5009.
9. Pu, W., Wei, P., Sun, L., Wang, S. (2017). Stability, CO2 sensitivity, oil tolerance and displacement efficiency of polymer enhanced foam. RSC Advances, 7, 6251-6258.
10. Telmadarreie, A., Trivedi, J. J. (2016). CO2 foam and CO2 polymer enhanced foam for heavy oil recovery and CO2 storage. SPE-174510-PA. SPE Journal, 21(05), 1655-1668.
11. Wei, P., Pu, W., Sun, L., et al. (2018). Role of water-soluble polymer on foam-injection process for enhancing oil recovery. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 65, 280-289.
12. Zhang, C., Wang, P., Song, G. (2019). Study of enhanced oil recovery by multi-component foam flooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, 181-197.
13. Samin, A. M., Manan, M. A., Idris, A. K., et al. (2017). Protein foam application for enhanced oil recovery. Journal of Dispersion Science and Technology, 38, 604-609.
14. Farajzadeh, R., Andrianov, A., Krastev, R., et al. (2012). Foam-oil interaction in porous media: implications for foam assisted enhanced oil recovery. Advances in Colloid and Interface Science, 183, 1–13.
15. Sun, L., Wei, P., Pu, W., et al. (2016). The oil recovery enhancement by nitrogen foam in high-temperature and high-salinity environments. Journal of Petroleum Science and Engineering, 147, 485-494.
16. Jhan, Y. Y., Tsay, R. Y. (2014). Salt effects on the hydration behavior of zwitterionic poly (sulfobetaine methacrylate) aqueous solutions. Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers, 45(6), 3139–3145.
17. Wang, F., Chen, H., Alzobaidi, S., Li, Zh. (2018). Application and mechanisms of self-generated heat foam for enhanced oil recovery. Energy & Fuels, 32(9), 9093–9105.
18. Sun, X., Dong, M., Zhang, Y., Li, M. (2016, June). A new foamy oil-assisted methane huff-n-puff method for enhanced heavy oil recovery in thin reservoirs. SPE-180742-MS. In: SPE Canada Heavy Oil Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Adevtunji, L. A., Ben-Zhi, A., Filstein, A. (2019, November). Foam formulation for high temperature SAGD applications. SPE-198919-MS. In: SPE Thermal Well Integrity and Design Symposium. Society of Petroleum Engineers.
20. Alargova, R. G., Warhadpande, D. S., Paunov, V. N., Velev, O. D. (2004). Foam superstabilization by polymer microrods. Langmuir, 20, 10371–10374.
21. Goswami, R., Chaturvedi, K. R., Kumar, R. S., et al. (2018). Effect of ionic strength on crude emulsification and EOR potential of micellar flood for oil recovery applications in high saline environment. Journal of Petroleum Science and Engineering, 170, 49–61.
22. Guo, F., Aryana, S. A. (2019). Nanoparticle-stabilized CO2 foam flooding. In: Banerjee, S., Barati, R., Patil, S. (eds) Advances in petroleum engineering and petroleum geochemistry. CAJG 2018. Advances in Science, Technology & Innovation. Springer, Cham.
23. Alzobaidi, S., Lotfollahi, M., Kim, I., et al. (2017). Carbon dioxide-in-brine foams at high temperatures and extreme salinities stabilized with silica nanoparticles. Energy & Fuels, 31, 10680–10690.
24. Li, D., Ren, B., Zhang, L., et al. (2015). CO2-sensitive foams for mobility control and channeling blocking in enhanced WAG process. Chemical Engineering Research and Design, 102, 234–243.
25. Singh, R., Mohanty, K. K. (2017). Foam flow in a layered, heterogeneous porous medium: A visualization study. Fuel, 197, 58–69.
26. Sun, Q., Li, Z., Li, S., et al. (2014). Utilization of surfactant stabilized foam for enhanced oil recovery by adding nanoparticles. Energy & Fuels, 28, 2384–2394.
27. Chaturvedi, K. R., Narukulla, R., Sharma, T. (2020). CO2 capturing evaluation of single-step silica nanofluid through rheological investigation for nanofluid use in carbon utilization applications. Journal of Molecular Liquids, 304, 112765.
28. Farhadi, H., Riahi, S., Ayatollahi, S., Ahmadi, H. (2016). Experimental study of nanoparticle-surfactant-stabilized CO2 foam: Stability and mobility control. Chemical Engineering Research and Design, 111, 449–460.
29. Sang, Q., Li, Y., Yu, L., et al. (2014). Enhanced oil recovery by branched-preformed particle gel injection in parallel-sandpack models. Fuel, 136, 295–306.
30. Zhang, T., Roberts, M., Bryant, S., Huh, C. (2009, April). Foams and emulsions stabilized with nanoparticles for potential conformance control applications. SPE-121744-MS. In: SPE International Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
31. Rezvani, H., Panahpoori, D., Riazi, M., et al. (2020). A novel foam formulation by Al2O3/SiO2 nanoparticles for EOR applications: a mechanistic study. Journal of Molecular Liquids, 304, 112730.
32. Panahpoori, D., Rezvani, H., Parsaei, R., Riazi, M. (2019). A pore-scale study on improving CTAB foam stability in heavy crude oil−water system using TiO2 nanoparticles. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106411.
33. Risal, A. R., Manan, M. A., Yekeen, N., et al. (2019). Experimental investigation of enhancement of carbon dioxide foam stability, pore plugging, and oil recovery in the presence of silica nanoparticles. Petroleum Science, 16(2), 344–356.
34. Zheng, W., Tan, X., Jiang, W., et al. (2021). Investigation of nanoclay-surfactant-stabilized foam for improving oil recovery of steam flooding in offshore heavy oil reservoirs. ACS Omega, 6(35), 22709-22716.
35. Al Yousef, Z. A., Almobarsky, M. A., Schechter, D. S. (2019). Surfactant and a mixture of surfactant and nanoparticles to stabilize CO2/brine foam, control gas mobility, and enhance oil recovery. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 5, 439-445.
36. Parra, J. E., Soto-Castruita, E., Ceron-Camacho, R., et al. (2020, October). Design and evaluation of multifunctional foaming agents for production enhancement in oil wells. SPE-201603-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
37. Zamudio Rivera, L. S., López Ramírez, S., Duran Valencia, C., et al. (2014). Foaming composition for high temperature and salinity. Patent US8722588 B2.
38. Hernández Altamirano, R., Zamudio Rivera, L. S., Mena Cervantes, V. Y., et al. (2015). Foaming composition with wettability modifying and corrosion inhibitory properties for high temperature and ultra-high salinity. Patent EP2740781 B1.
39. Hernández Altamirano, R., Zamudio Rivera, L., Mena-Cervantes, V., et al. (2016). Foaming composition with wettability modifying and corrosion inhibitory properties for high temperature and ultra-high salinity. Patent US9469804 B2.
40. Katiyar, A., Patit, P. D., Rohilla, N., et al. (2020). Unconventional reservoir hydrocarbon-gas foam enhanced-oil-recovery pilot design, implementation, and performance analysis. SPE-201199-PA. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 24(01), 194–204.

Məqalədə göstərilmişdir ki, lay suyunun duzsuzlaşdırılması prosesində alınan mayenin tərkibində maqnezium ionlarının miqdarı azalır. Belə mayedən istifadə etməklə sement daşının mexaniki möhkəmliyini, qeyri-keçiriciliyini, qoruyucu borulara və quyu divarına yapışmasını artırmaq, həmçinin maqnezium korroziyasını azaltmaq mümkündür.

Açar sözlər: lay suyu; sement daşı; tikinti əhəngi; sement daşının möhkəmliyi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Страхов, П. Н., Белова, А. А., Маркелова, А. А., Страхова, Е. П. (2021). Учет неоднородности продуктивных отложений при построении геологических моделей с целью повышения эффективности водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 2, 46-49.
3. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Лившиц, В. Р., Рыжкова, С. В. (2019). Главные направления развития нефтяного комплекса России в первой половине XXI века. Вестник Российской академии наук, 89(11), 1095-1104.
4. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В., Давыдов, А. В. (2022). Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых. Нефтяное хозяйство, 4, 38-43.
5. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
6. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
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. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
9. Щекатурова, И. Ш., Коломасова, С. А., Антонов, М. С., Кузьмичев, О. Б. (2021). Об экономической целесообразности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 2, 18-21.
10. Земцов, Ю. В., Устюгов, А. С. (2016). Многофакторный анализ эффективности ограничения водопритоков в различных геолого-физических условиях скважин и пластов. Нефтепромысловое дело, 5, 20-26.
11. Behrmann, L., Huber, K., McDonald, B., et al. (1996). Quo vadis, extreme overbalance? Oilfield Review, 18-33.
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. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
14. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
15. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Повышение эффективности водоизоляции применением тампонирующего состава. SOCAR Proceedings, SI2, 192-200.
16. Титов, Ю. В., Черепанова, Н. А., Колпаков, В. В. и др. (2016). Влияние вторичной цеолитизации коллекторов Большехетской впадины на оптимизацию геолого-технических мероприятий (на примере пласта БУ15 Пякяхинского месторождения). Нефтяное хозяйство, 8, 16-19.
17. Галкин, В. И., Растегаев, А. В., Козлова, И. А., Кривощеков, С. Н. (2014). Вероятностная оценка эффективности гидравлического разрыва пласта по горно-геологическим показателям (на примере месторождений Когалымского района). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7, 100-104.
18. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. (2002). Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Alvin, Texas: Orsa Press.
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. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
21. 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.
22. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н. (2021). Особенности группирования низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах для рационального использования ресурсов в пределах Урало-Поволжья. Записки Горного института, 252, 896-907.
23. 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.
24. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
25. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
26. 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.
27. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2022). Повышение эффективности выработки запасов залежей нижнего мела Западной Сибири с использованием методов увеличения нефтеотдачи. SOCAR Proceedings, SI1, 9-18.
28. Кулешова, Л.С., Мухаметшин, В.Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
29. Аржиловский, А. В., Грищенко, А. С., Смирнов, Д. С. и др. (2021). Опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта в условиях низкопроницаемых отложений тюменской свиты месторождений ООО «РН-Уватнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 2, 74-76.
30. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
31. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
32. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
33. Попов, А. Н., Исмаков, Р. А., Яхин, А. Р., Мухаметгалиев, И. Д. (2021). Некоторые вопросы обеспечения устойчивости стенок наклонно-направленных скважин и предупреждения поглощений технологических жидкостей. SOCAR Proceedings, SI1, 60–67.
34. 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.
35. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
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.
37. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
38. Гилязетдинов, З. Ф., Кадыров, Р. Р., Салимов, М. Х. и др. (2000). Тампонажный цементный раствор. Патент РФ 2154727.
39. Бабушкин, В. И. (1968). Физико-химические процессы коррозии бетона и железобетона. Москва: Стройиздат.
40. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
41. 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.
42. Alimkhanov, R., Samoylova I. (2014, October). Application of data mining tools for analysis and prediktion of hydraulic fracturing efficiency for the BV8 reservoir of the Povkh oil field. SPE-171332-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
43. Токарев, М. А. (1983). Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. Уфа: Изд-во УНИ.
44. Булатов, А. И., Мариампольский, Н. А. (1988). Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. Москва: Недра.

Yüksək tələbatlı nəqliyyat yanacaqlarının istehsalı sayəsində hidrokrekinq prosesi sənayedə əvvəlki kimi yenə də aparıcı rola malikdir. Vakuum qazoylunun (VQ) ilkin təmizlənməsi, həmçinin son zamanlarda tətbiq olunan katalizatorların müqayisəli tədqiqi də nəzərə alınmaqla, təqdim olunan məqalə vakuum qazoylunun hidrokrekinq prosesinin bütün ardıcıl mərhələlərinin tam mənzərəsini özündə əks etdirir. Azkükürdlü qudrondan VQ-nun bərpasının müzakirəsi zamanı katalizatorun xüsusiyyətlərinə, bu xüsiyyətlərin VQ-nun konversiyası, orta distillatlar, o cümlədən benzin və ağır benzinin çıxımına təsirinə xüsusi diqqət verilmişdir. Həm seolit, həm də amorf katalizatorlar verilmiş şəraitlərdə hidrokrekinq xassələri və katalitik aktivlikləri nöqteyi nəzərindən müqayisəli təhlil edilmişlər. Eyni zamanda, məqalədə, ekoloji təmiz dizel yanacağı və katalitik krekinq prosesi üçün yüksək keyfiyyətli xammal alınması məqsədilə Ni, Mo tərkibli modifikasiya olunmuş alümosilikat katalizatorlarının iştirakı ilə vakuum qazoylunun (Bakı neftlərindən alınan) hidrokrekinq prosesi nəzərdən keçirilmişdir. Vakuum qazoylunun hidrokrekinq prosesi 3-8 MPa təzyiqdə, 400-450 °C temperaturda, 200 ml həcmli reaktora malik axar tipli macar qurğusunda aparılmışdır. Temperaturun hidrokrekinq prosesinə təsirinin tədqiqi nəticəsində məlum olmuşdur ki, temperaturun 400-dən 460 °С-dək artması zamanı dizel fraksiyasının çıxımı 35-dən 50 % küt.-dək yüksəlir. Benzin fraksiyasının çıxımı 0-6 % küt. təşkil edir. Qalıq fraksiyasının çıxımı isə 65%-dən 45%-dək azalır. Temperaturun 400°С-dən 450 °С-dək artması ilə dizel fraksiyasının tərkibindəki kükürdün miqdarı 0.01%-dən 0.005%-dək azalır.

Açar sözlər: vakuum qazoylu; hidrokrekinq; dizel fraksiyası; alümosilikat katalizatoru; hidrokükürdsüzləşdirmə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Fielden, S. (2013). Pump up the volume - using hydrocrackers to increase refinery diesel yields. https://rbnenergy.com/pump-up-the-volume-using-hydrocrackers-to-increase-refinery-diesel-yields.
2. Fielden, S. (2014). Going to a VGO? – The intermediate feedstock you wish you knew! https://rbnenergy.com/going-toa-vgo-the-intermediate-feedstock-you-wish-you-knew.
3. Weitkamp, J. (2012). Catalytic hydrocracking-mechanisms and versatility of the process. ChemCatChem, 4(3), 292–306.
4. Al-Naeem, W. A. (2004). Hydrocracking catalysts for vacuum gas oil and de-metallized oil blend. PhD Thesis. King Fahd University of Petroleum & Minerals.
5. Scherzer, J., Gruia, A. J. (1996). Hydrocracking science and technology. New York: Marcel Dekker Inc.
6. Franck, J. P., Le Page, J. F. (1981). Catalysts for the hydrocracking of heavy gas oils into middle distillates. Studies in Surface Science and Catalysis, 7, 792–803.
7. Pereyma, V. Y., Dik, P. P., Klimov, O. V., Noskov, A. S. (2015). Hydrocracking of vacuum gas oil in the presence of catalysts NiMo/Al2O3–amorphous aluminosilicates and NiW/Al2O3 – amorphous aluminosilicates. Russian Journal of Applied Chemistry, 88(12), 1969–1975.
8. Ali, M. A., Tatsumi, T., Masuda, T. (2002). Development of heavy oil hydrocracking catalysts using amorphous sililcaalumina and zeolites as catalyst supports. Applied Catalysis A: General, 233, 77-90.
9. Hashimoto, Y., Enomoto, T., Honna, K., et al. (2002). Development of zeolite-based catalyst for resid hydrocracking. Petroleum Chemistry Division Preprints, 47(4), 351.
10. Ivanova, A. S., Korneeva, E. V., Bukhtiyarova, G. A., et al. (2011). Hydrocracking of vacuum gas oil in the presence of supported nickel-tungsten catalysts. Kinetics and Catalysis, 52(3), 446–458.
11. Bdwi, E. A. S., Ali, S. A., Quddus, M. R., et al. (2017). Kinetics of promotional effects of oil-soluble dispersed metal (Mo, Co, and Fe) catalysts on slurry phase hydrocracking of vacuum gas oil. Energy & Fuels, 31(3), 3132–3142.
12. Dik, P. P., Klimov, O. V., Budukva, S. V., et al. (2014). Silica-alumina based nickel-molybdenum catalysts for vacuum gas oil hydrocracking aimed at a higher diesel fraction yield. Catalysis in Industry, 6(3), 231–238.
13. Кazakov, М. О., Naedina, К. А., Кlimov, О. В., et al. (2016). Development of new home catalysts for deep hydroprocessing of vacuum gas oil. Advanced Catalysts and Technologies, 16(6), 85-93.
14. Halmenschlager, C. M., Brar, M., Apan, I. T., Klerk, A. (2019). Hydrocracking vacuum gas oil with wax. Catalysis Today, 353, 187-196.
15. Dik, P. P., Pereima, V. Y., Nadeina, K. A., et al. (2018). Hydrocracking of vacuum gasoil on NiMoW/AAS-Al2O3 trimetallic catalysts: Effect of the W : Mo ratio. Catalysis in Industry, 10, 20–28.
16. Dik, P. P., Danilova, I. G., Golubeva, I. S., et al. (2019). Hydrocracking of vacuum gas oil over NiMo/zeolite-Al2O3: Influence of zeolite properties. Fuel, 237, 178-190.
17. Camblor, M. A., Corma, A., Martı́nez, A., et al. (1998). Mild hydrocracking of vacuum gasoil over NiMo-beta zeolite catalysts: The role of the location of the NiMo phases and the crystallite size of the zeolite. Journal of Catalysis, 179(2), 537–547.
18. Taufiqurrahmi, N., Mohamed, A. R., Bhatia, S. (2011). Nanocrystalline zeolite beta and zeolite Y as catalysts in used palm oil cracking for the production of biofuel. Journal of Nanoparticle Research, 13(8), 3177–3189.
19. Faraji, D., Sadighi, S., Mazaheri, H. (2017). Modeling and evaluating zeolite and amorphous based catalysts in vacuum gas oil hydrocracking process. International Journal of Chemical Reactor Engineering, 16(1), 1-14.
20. Wei, Q., Zhang, J., Liu, X., et al. (2019). Citric acid-treated zeolite Y (CY)/Zeolite beta composites as supports for vacuum gas oil hydrocracking catalysts: High yield production of highly-aromatic heavy naphtha and low-BMCI value tail oil. Frontiers in Chemistry, 7, 00705.
21. Cui, Q., Zhou, Y., Wei, Q., et al. (2012). Role of the zeolite crystallite size on hydrocracking of vacuum gas oil over NiW/Y-ASA catalysts. Energy & Fuels, 26(8), 4664–4670.
22. Henry, R., Tayakout-Fayolle, M., Afanasiev, P., et al. (2014). Vacuum gas oil hydrocracking performance of bifunctional Mo/Y zeolite catalysts in a semi-batch reactor. Catalysis Today, 220-222, 159–167.
23. Onishchenko, M. I., Kulikov, A. B., Maksimov, A. L. (2017). Application of zeolite Y-based Ni–W supported and in situ prepared catalysts in the process of vacuum gas oil hydrocracking. Petroleum Chemistry, 57(14), 1287–1294.
24. Kazakov, M. O., Nadeina, K. A., Danilova, I. G., et al. (2018). Hydrocracking of vacuum gas oil over NiMo/Y-Al2O3. Effect of mesoporosity introduced by zeolite Y recrystallization. Catalysis Today, 305, 117–125.
25. Abbasov, V., Mammadova, T., Aliyeva, N., et al. (2016). Catalytic cracking of vegetable oils and vacuum gasoil with commercial high alumina zeolite and halloysite nanotubes for biofuel production. Fuel, 181, 55−63.

Təqdim edilmiş məqalədə bir başa qovulmuş dizel fraksiyası ilə neftin təkrar emalından alınan kokslaşmanın yüngül qazoylu əsasında komponentlərin müvafiq olaraq 70:30% kütlə nisbətində qarışığının və bu qarışığın ekstraksiya üsulu ilə təmizlənməsindən alınan rafinat nümunələrinin lyuminisent tədqiqatlarının nəticələri verilmişdir. Tədqiqatlar əsasında ion-maye tərkibin daha effektiv ekstragent olduğu müəyyən edilmişdir. Belə ki, lyuminisent tədqiqatların nəticələri seçici həlledici kimi ion-maye tərkibdən istifadə etdikdə analoji ekstaksiya şəraitində, N-metilpirrolidondan fərqli olaraq alınan rafinatın tərkibindən bitsiklik aromatik karbohidrogenlərin praktiki olaraq tam kənarlaşdırıldığına dəlalət edir.

Açar sözlər: rafinat; lyuminisent tədqiqatlar; ektraksiya üsulu ilə seçici təmizləmə; İQ- spektral analizi; ion mayesi; N-metilpirrolidon.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Бухтиярова, Г. А., Власова, Е. Н., Александров, П. В. и др. (2016). Гидрооблагораживание смесей прямогонной дизельной фракции с легким газойлем каталитического крекинга с использованием сульфидного NIMO катализатора на цеолитсодержащем носителе. Катализ в промышленности, 6, 23-32.
2. Камешков, А. В., Гайле, А. А., Смирнова, Д. А. и др. (2018). Комбинированные экстракционногидрогенизационные процессы получения дизельных и судовых топлив. Нефтепереработка и нефтехимия, 5, 3-6.
3. Солманов, П. С., Максимов, Н. М., Еремина, Ю. В. и др. (2013). Гидроочистка смесей дизельных фракций с бензином и легким газойлем коксования. Нефтехимия, 53(3), 199-202.
4. Колбин, В. А., Дезорцев, С. В., Теляшев, Э. Г. (2016). Экстракционное облагораживание тяжелого компонента дизельного топлива N-метилпирролидоном. Башкирский химический журнал, 2016, 23(1), 3-6.
5. Гайле, А. А., Залищевский, Г. Д., Семенов, Л. В. (2004). Экстракционная очистка прямогонной дизельной фракции от сероорганических соединений и ароматических углеводородов. Нефтепереработка и нефтехимия, 1, 23-27.
6. Liu, J., Gui, L., Song, X. (2008). Deep desulfurization of diesel fuel by extraction with task-specific ionic liquids. Journal Petroleum Science and Technology, 26, 973-982.
7. Swapnil, A., Dharaskar, K. L., Wasewar, M. N. (2014). Extractive desulfurization of liquid fuels by energy efficient green thiazolium based ionic liquids. Industrial & Engineering Chemistry, 53(51), 19845–19854.
8. Teng-Jie, R., Juan, Z., Yan-Hui, H., et al. (2015). Extractive desulfurization of fuel oil with metal-based ionic liquids. Chinese Chemical Letters, 26(9), 1169-1173.
9. Азизов, А. Г., Ибрагимова, М. Д., Гасанова, Р. З., Гусейнова, А. Д. (2008). Ионно-жидкостная очистка нефтяных фракций. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 7, 64-68.
10. Азизов, А. Г., Гусейнова, А. Д., Ибрагимова, М. Д. и др. (2007). Применение ионных жидкостей в процессе получения высококачественных экологически чистых автомобильных бензинов. Нефтепереработка и нефтехимии, 6, 25.
11. Сеидова, С. А., Гусейнов, Г. Д., Нагиев, В. А. и др. (2017). Экологически чистое дизельное топливо, полученное методом ионно-жидкостной экстракционной очистки. Baku Engineering University Chemistry and Biology, 1(2), 216-221.
12. Ибрагимова, М. Д., Сеидова, С. А., Гусейнов, Г. Дж. и др. (2018). Исследование структурно-группового состава рафината и экстракта, полученных деароматизацией смеси прямогонной дизельной фракции с продуктами вторичной переработки нефти. Нефтепереработка и нефтехимия, 8, 14-20.
13. Мамедов, А. П., Джафарова, Р. А., Наджафова, М. А., Салманова, Ч. К. (2014). Спектрально-люминесцентные свойства, ЭПР и фотохимия нефтепродуктов. Баку: «Элм».

Məqalədə neft-qaz sektorunun inkişafına dünya iqtisadi transformasiyasının daha əhəmiyyətli amillərindən olan pandemiya və «yaşıl» iqtisadiyyatın təsirinin tədqiqi verilmişdir. Pandemiyadan əvvəlki dövrdə qlobal neft qaz sektorunun inkişafının tendensiyası üzə çıxarılmış və 2019-2021 illərdə onun daha əhəmiyyətli dəyişiklikləri müəyyən edilmişdir. Bu dəyişikliklərin hansının daha çox Covid-19 pandemiyasının, hansının isə «yaşıl» iqtisadiyyatın təsirindən baş verdiyi aşkar edilmiş, həmçinin hər iki amildən asılı olmayan dəyişikliklər göstərilmişdir. Qısa, orta və uzun müddətli dövrlər üçün Covid-19 pandemiyasının fəsadları və «yaşıl» iqtisadiyyatın inkişafı ilə şərtləndirilmiş neft-qaz sektorunun proqnozu risklər kontekstində tədqiq edilmişdir. Neft-qaz sektorunun inkişafının göstərilən iki sistem əmələ gətirən amillərin qısa və uzun müddətli dövrlərdə diferensasiyası ilə əlaqədar problemlərinə əsaslı dıqqət yetirilmişdir. Məqalədə «yaşıl» iqtisadiyyata alternativ olan neft-qaz sahəsinin strateji inkişaf perspektivləri də aşkara çıxarılmışdır. Covid-19 pandemiyasının ənənəvi neft- qaz energetikasına qarşıdurma nöqteyi-nəzərdən güman olunan təsiri və «yaşıl» energetikanın gələcəkdə əsas energetikaya çevrilmə ehtimalı da araşdırılmışdır. Energetik transformasiyanın coğrafi xüsusiyyətləri müəyyən edilmiş və bəzi regionlarda neft-qaz sektorunun inkişafına koronovirus pandemiyasının və «yaşıl» iqtisadiyyatın müxtəlif cür təsiri əksini tapmışdır.

Açar sözlər: neft-qaz sektoru; Covid-19 pandemiyası; «yaşıl» iqtisadiyyat; qlobal iqtisadiyyat; sahə iqtisadiyyatı; qlobal bazarlar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Gaisina L. M., Shayakhmetova R. R., Mingazetdinova R. F., et al. (2021). Social responsibility during the Covid-19 Pandemic (The Republic of Bashkortostan). Laplage em Revista, 7(3A), 226-234.
2. Bakhtizin, R., Evtushenko, E., Burenina, I., et al. (2016). Methodical approach to design of system of the logistic centers and wholesale warehouses at the regional level. Journal of Advanced Research in Law and Economics, 1(15), 16–25.
3. Gaisina, L. M., Bakhtizin, R. N., Mikhaylovskaya, I. M., et al. (2015). Sociological evaluation of effectiveness of labor workers’ behavior. Biosciences, Biotechnology Research Asia, 12(3), 3091-3100.
4. Aloui, D., Goutte, S., Hchaichi, R. (2020). COVID 19’s impact on crude oil and natural gas S&P GS Indexes. HAL SHS. https://halshs.archives-ouvertes.fr/halshs-02613280
5. Dmytrów, K., Landmesser, J., Bieszk-Stolorz, B. (2021).The connections between COVID-19 and the energy commodities prices: Evidence through the dynamic time warping method. Energies, 14, 4024.
6. Mugaloglu, E., Polat, A. Y., Tekin, H., Dogan, A. (2021). Oil price shocks during the COVID-19 pandemic: Evidence from United Kingdom energy stocks. Energy Research Letters, 2(1). https://doi.org/10.46557/001c.24253
7. (2020). OECD Policy Responses to Coronavirus (COVID-19).The impact of coronavirus (COVID-19) and the global oil price shock on the fiscal position of oil-exporting devel-oping countries. https://read.oecd.org/10.1787/8bafbd95-en?format=pdf
8. Prabheesh, K. P., Padhan, R., Garg, B. (2020). COVID-19 and the oil price–stock market nexus: Evidence from net oilimporting countries. Energy Research Letters, 1(2).
9. Nyga-Łukaszewska, H., Aruga, K. (2020). Energy prices and COVID-immunity: The case of crude oil and natural gas prices in the US and Japan. Energies, 13, 6300.
10. Salisu, A. A., Ebuh, G. U., Usman, N. (2020). Revisiting oil-stock nexus during COVID-19 pandemic: Some preliminary results. International Review of Economics & Finance, 69, 280–294.
11. Indupurnahayu, I., Setiawan, E. B., Agusinta, L., et al. (2021). Changes in demand and supply of the crude oil market during the COVID-19 pandemic and its effects on the natural gas market. International Journal of Energy Economics and Policy, 11(3), 1–6.
12. Kasztelan, A. (2017). Green growth, green economy and sustainable development: Terminological and relational discourse. Prague Economic Papers, 26, 487-499.
13. D'Amato, D., Korhonen, J. (2021). Integrating the green economy, circular economy and bioeconomy in a strategic sustainability framework. Ecological Economics, 188, 107143.
14. Ahmad, T., Zhang, D. (2020). A critical review of comparative global historical energy consumption and future demand: The story told so far. Energy Reports, 6, 1973-1991.
15. Timokhin, D., Bugaenko, M., Putilov, A. (2020). The use of IT technologies in the implementation of the «economic cross» methodology in the «Breakthrough» project of Rosatom. Procedia Computer Science, 169, 445-451.
16. Gromova, E., Timokhin, D., Popova, G. (2020). The role of digitalisation in the economy development of small innovative enterprises. Procedia Computer Science, 169, 461-467.
17. Litvinenko, I. L., Gaisina, L. M., Semenova, L., et al. (2021). Transformation of institutions of socio-economic development in the conditions of a long-term viral pandemic. AD ALTA: Journal of Interdisciplinary Research, 11(2), S21, 220-224.
18. Litvinenko, I., Gaisina, L., Shakirova, E., et al. (2021). An innovative component of widespread digitalization: Scopes and perspectives. AD ALTA: Journal of Interdisciplinary Research, 11(2), S21, 225-230.
19. Kumar, M. (2020). Social, economic, and environmental impacts of renewable en-ergy resources /in K. E. Okedu, A. Tahour, A. G. Aissaou (Eds.). Wind solar hybrid renewable energy system. IntechOpen.
20. Fulwood, M. S. (2022). Surging 2021 European gas prices – Why and how? Oxford: The Oxford Institute for Energy Studies.
21. https://tradingeconomics.com/commodity/natural-gas
22. Revel-Muroz, P. A., Bakhtizin, R. N., Karimov, R. M., Mastobaev, B. N. (2017). Joint use of thermal and chemical methods of exposure during transportation of high-viscosity and solidifying oils. SOCAR Proceedings, 2, 49-55.
23. Bakhtizin, R. N., Vereshchagin, A. S., Furman, A. B. (2003). The battle for oil / Russia in the global struggle for «black gold» (the end of XIX - mid XX centuries). Ufa.
24. Gorokhova, A. E., Gaisina, L. M., Gareev, E. S., et al. (2018). Application of coaching methods at agricultural and industrial enterprises to improve the quality of young spe-cialists’ adaptation. Quality - Access to Success, 19(164), 103-108.
25. Sekerin, V. D., Gaisina, L. M., Shutov, N. V., et al. (2018). Improving the quality of competence-oriented training of personnel at industrial enterprises. Quality - Access to Success, 19(165), 68-72.

Polimer materialların çeşidinin əhəmiyyətli dərəcədə genişlənməsi polimer məhsullarının istehsalı üçün texnoloji proseslərin daim təkmilləşdirilməsi, xammalın keyfiyyəti, məhsulların zəruri istehlak xüsusiyyətlərini təmin edən yeni əlavələrin istifadəsi ilə bağlıdır. Hal-hazırda plastik tullantıların miqdarının artması səbəbindən ekoloji vəziyyətin pisləşməsi ilə əlaqədar olaraq, müəyyən istismar müddəti ərzində texniki-istismar xarakteristikaları təmin edən, sonra isə ətraf mühit şəraitdə biodeqradasiyanı sürətləndirən ekoloji baxımdan təhlükəsiz əlavələrin hazırlanması aktualdır. Bu məqalədə C4-C10 normal və izo-quruluşlu alifatik spirtlərin və adipin turşusu əsasında bir sıra yeni ekoloji cəhətdən təhlükəsiz plastifikatorların sintezinə baxılmışdır. Onların fiziki-kimyəvi xarakteristikalarının tədqiqi onlardan PVC plastifikatorları kimi istifadənin mümkünlüyünü göstərmişdir. Aparılan sınaqlar işlənmiş əlavələrin polivinilxloridlə yaxşı uyğunlaşdığını təsdiqləmişdir. Alınmış plastifikatorların istifadəsi ilə əldə olunan PVC kompozisiya nümunələrinin şüşələşmə temperaturunun tədqiqi onların plastifikasiya təsirinin yüksək effektivliyini göstərmişdir.

Açar sözlər: adipat plastifikatoru; uyğunluq; effektivlik; ekoloji təmiz; eterifikasiya; polivinil xlorid.

Ədəbiyyat siyahısı

1. La Mantia, F., Morreale, M. (2011). Green composites: A brief review. Composites Part A: Applied Science and Manufacturing, 42, 579–588.
2. Mohanty, A. K., Misra, M., Drzal, L. (2002). Sustainable bio-composites from renewable resources: Opportunities and challenges in the green materials world. Journal of Polymers and the Environment, 10, 19–26.
3. (2018). Plastics – the Facts 2018. An analysis of European plastics production, demand and waste data. Plastic Europe, Association of Plastics Manufacturers.
4. Geyer, R., Jambeck, J. R., Law, K. L. (2017). Production, use, and fate of all plastics ever made. Science Advances, 3(7), 1700782.
5. 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.
6. (2018). UNEP. Single-Use Plastics: A Roadmap for Sustainability. UNEP.
7. Ramakrishna, S. (2020). Guest editorial: circular economy and sustainability pathways to build a new-modern society. Drying Technology, 39(6), 711-712.
8. Bucknall David, G. (2020). Plastics as a materials system in a circular economy. Philosophical Transactions of the Royal Society A, 378, 20190268.
9. Clark, J. H., Budarin, V., Deswarte, F. E. I., et al. (2006). Green chemistry and the biorefinery: a partnership for a sustainable future. Green Chemistry, 8, 853-860.
10. Ashby, M. F. (2013). Materials and the environment: eco-informed material choice. Elsevier, Butterworth-Heinemann.
11. (2006). Environmental management: Life cycle assessment. Requirements and guidelines. International Organization for Standardization.
12. Chen, G. Q., Patel, M. K. (2012). Plastics derived from biological sources: present and future: a technical and environmental review. Chemical Reviews, 112, 2082-2099.
13. Spierling, S., Knüpffer, E., Behnsen, H., et al. (2018). Bio-based plastics-a review of environmental, social and economic impact assessments. Journal of Cleaner Production, 185, 476-491.
14. 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.
15. Anastas, P., Warner, J. (1998). Green chemistry: Theory and practice. New York: Oxford University Press, 1998.
16. Liminana, P., Garcia-Sanoguera, D., Quiles-Carrillo, L., et al. (2018). Development and characterization of environmentally friendly composites from poly (butylene succinate) (PBS) and almond shell flour with different compatibilizers. Composites Part B: Engineering, 144, 153–162.
17. Shirali, I. Y. (2020). Overview of biofuel as an alternate energy source: current status and future prospects. SOCAR Proceedings, 3, 165-173.
18. Morcillo, M. d. C., Tejada, R., Lascano, D., et al. (2021). Manufacturing and characterization of environmentally friendly wood plastic composites using pinecone as a filler into a bio-based high-density polyethylene matrix. Polymers, 13, 4462.
19. 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, 5099705.
20. van Duren, J. B. J. H., Brehmer, B., Mars, A. E., et al. (2011). A limited LCA of bio-adipic acid: Manufacturing the nylon-6,6 precursor adipic acid using the benzoic acid degradation pathway from different feedstocks. Biotechnology and Bioengineering, 108(6), 1298-1306.
21. Polen, T., Spelberg, M., Bott, M. (2013). Toward biotechnological production of adipic acid and precursors from biorenewables. Journal of Biotechnology, 167(2), 75– 84.
22. Bart, J. C. J., Cavallaro, S. (2015). Transiting from adipic acid to bioadipic acid. 1, petroleum-based processes. Industrial & Engineering Chemistry Research. 54(1), 1–46.
23. Jin, X., Liu, M., Zhang, G., et al. (2020). Chemical synthesis of adipic acid from glucose and derivatives: Challenges for nanocatalyst design. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 8(51), 18732-18754.
24. Adipic acid market by raw materials (cyclohexane, cyclohexanol/cyclohexanone (KA oil), and others), by application, by industry verticals, and segment forecasts, 2018-2028. https://www.reportsanddata.com/report-detail/adipic-acid-market.
25. Vikhareva, I. N., Aminova, G. K., Mazitova, A. K. (2021). Study of the rheological properties of PVC composites plasticized with butoxyethyl adipates. ChemEngineering, 5, 85.
26. (2003). Interstate standard 8728-88. Plasticizers. Specifications. Мoscow: IPK Publishing House of Standards.
27. (2015). Interstate standard 18329-2014. Liquid resins and plasticizers. Methods for determination of density. Мoscow: FSA Standartinform.