Məqalədə lay termodinamikası əsasında neft-qaz-kondensat və qaz-kondensat yataqlarının qazla doymuş hissəsinin resurs potensialının qiymətləndirilməsi metodikası təsvir edilmişdir. Bu metodika ekstraksiya-distillə üsulu ilə qalıq su-neftlə doyma təyinatının birbaşa təyininə dair məlumatların olmaması halında yatağın qaz hissəsində matrisli neftinin maye karbohidrogenlərinin miqdarını qiymətləndirməyə imkan verir. Metodika Vuktıl neft-qaz-kondensat yatağının timsalında sınaqdan keçirilmişdir.

Açar sözlər: neftqaz karbonat ana süxuru; qazkondensat yatağı; neftqazkondensat yatağı; ehtiyatların hesabatı; maye karbohidrogenləri; matrisli neft; termodinamik tarazlıq.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Palacas, J. G. (1985). Petroleum geochemistry and source rock potential of carbonate rocks. Amer Assn of Petroleum Geologists; AAPG Studies in Geology.
2. Дмитриевский, А. Н., Скибицкая, Н. А., Зекель, Л. А. и др. (2010). Состав и свойства природных высокомолекулярных компонентов газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Химия твердого топлива, 3, 67-77.
3. Навроцкий, О. К., Скибицкая, Н. А. (2009). Генерация жидких углеводородов в карбонатных формациях на низких стадиях катагенеза. Геология, география и глобальная энергия, 4(35), 6-8.
4. Дмитриевский, А. Н., Ефимов, А. Г., Гутман, И. С. и др. (2018). Матричная нефть, остаточные запасы газа Оренбургского НГКМ и перспективы их освоения. Актуальные проблемы нефти и газа, 4(23), 22.
5. Отчет НИР по Программе фундаментальных научных исследований государственных академий наук за 2010-2012 гг. (2012). Разработка методики оценки запасов матричной нефти: суммарных и покомпонентных (жидких углеводородов, масел, смол, асфальтенов) запасов матричной нефти на газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях на основе материалов ГИС, геохимических, петрофизических исследований и 3-Д математического моделирования на примере Оренбургского НГКМ. Москва: Институт проблем нефти и газа РАН.
6. Белонин, М. Д., Прищепа, О. М., Теплов, Е. Л. и др. (2004). Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. Санкт-Петербург: Недра.
7. Отчет по НИР. (1972). Геологическое строение и подсчет запасов газа конденсата Вуктыльского месторождения по состоянию на 1 октября 1971 г. Ухта: Ухтинское территориальное геологическое управление.
8. Яковлев, С. В., Вишератина, Н. П. (2018). Нетрадиционные ресурсы углеводородов Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения. Вести газовой науки, 3(35), 350–357.
9. (2014). Дополнения к проекту разработки Вуктыльского НГКМ. Этап 3 (заключительный). Ухта: ВНИИГАЗ.
10. Сурначёв, Д. В., Скибицкая, Н. А., Индрупский, И. М., Большаков, М. Н. (2022). Оценка содержания и состава жидких углеводородов матричной нефти в газовой части продуктивных отложений нефтегазоконденсатных месторождений на примере Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения. Актуальные проблемы нефти и газа, 1(36), 42-65.
11. Долгушин, Н. В. (2007). Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Ухта: СЕВЕРНИПИГАЗ.
12. (2016). Комплексное изучение керна, структурно-емкостное, геолого-геохимическое, физико-химическое моделирование с целью разработки научных основ добычи жидких углеводородов на завершающей стадии разработки Вуктыльского ГКМ. Этап 4. Москва: ООО «Центр высокомолекулярных технологий».
13. Скибицкая, Н. А., Бурханова, И. О., Большаков, М. Н. и др. (2022). Методика построения трехмерной геологической модели эффективной пористости Вуктыльского месторождения. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(37), 3-16.
14. Скибицкая, Н. А., Кузьмин, В. А., Большаков, М. Н. и др. (2017). Закономерность и взаимосвязь катагенетических процессов преобразования органического вещества в составе нефтегазоматеринской карбонатно-органической матрицы месторождений углеводородов. Сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции «Новые идеи в геологии нефти и газа – 2017». Москва: Издательство «Перо».

Məqalədə lokal neft-qaz platformalı strukturların, tektonofiziki, geodinamik və hidrodinamik tədqiqatların inkişaf təsəvvürlərinin ümumiləşdirilməsinə həsr olunmuşdur, bu da tələlərin həcm parametrlərinin yaradılması mexanizminə, habelə onunla ayrılmaz olan tələlərin karbohidrogenlərlə doldurulması proseslərinə və yataqların stratifikasiyası mexanizminə yeni təsəvvürlər əlavə edir.

Açar sözlər: anormal yüksək lay təzyiqi, çatlılıq, çoxlaylı yataqlar, qırılma zonalarının müasir geodinamikası, flüidin miqrasiyası.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гавич, И. К., Ковалевский, В. С., Язвин, Л. С. и др. (1983). Основы гидрогеологии. Гидродинамика. Новосибирск: Наука.
2. Никонов, А. И. (2006). Роль геодинамических процессов в формировании анизотропии физических свойств пород локальных поднятий. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 45-53.
3. Карцев, А. А. (1980). Гидрогеологические условия проявления сверхгидростатических давлений в нефтегазоносных районах. Геология нефти и газа, 4, 40-44.
4. Иванников, В. И. (2005). Аномальные пластовые давления в коллекторах нефти и газа. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 24-27.
5. Иванников, В. И. (2010). Природа аномальных пластовых давлений в коллекторах нефти и газа и ее значение для поиска УВ-скоплений. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 3, 36-39.
6. Дюнин, В. И., Корзун, В. И. (2005). Гидрогеодинамика нефтегазоностных бассейнов. Москва: Научный мир.
7. Аникеев, К. А. (1980). Геодинамическая теория сверхвысоких пластовых энергий разбуриваемых нефтегазоносных недр Земли. Дегазация Земли и геотектоника. Москва: Наука.
8. Крапивнер, Р. Б. (1986). Бескорневые неотектонические структуры. Москва: Недра.
9. Абукова, Л. А., Карцев, А. А. (1999). Флюидные системы осадочных нефтегазоносных бассейнов (типы, основные процессы, пространственное распространение). Отечественная геология, 2,11-16.
10. Фенин, Г. И. (2010). Аномальные пластовые давления в зонах углеродонакопления нефтегазоносных бассейнов. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(4), 1-20.
11. Сидоров, В. А., Багдасарова, М. М., Атанасян, С. В. и др. (1989). Современная геодинамика и нефтегазоностность. Москва: Наука.
12. Гарецкий, Р. Г., Конищев, В. С., Синичка, А. М. (1985). Нефтегазоносность авлакогенов древних платформ. Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления. Москва: АН СССР.
13. Гафаров, Р. А. (1963). Строение докембрийского фундамента севера Русской платформы. Москва: АН СССР.
14. Косыгин, Ю. А. (1974). Основы тектоники. Москва: Недра.
15. Никонов, А. И. (2012). Роль рифтогенеза в формировании месторождений углеводородов и их структурной неоднородности. Вести газовой науки, 1(9), 101-112.
16. Милановский, Е. Е. (1981). Основные этапы развития процессов рифтогенсза и их место в геологической истории Земли. Проблемы тектоники земной коры. Москва: Наука.
17. Отмас, А. А., Чегесов, В. К., Арутюнов, В. А. (2006). Структура осадочного чехла и история развития региона. Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, 8, 4-13.
18. Щетников, А. А. (2017). Инверсионная морфотектоника во впадинах Тункинского рифта (юго-западное
    прибайкалье). Геология и геофизика, 7, 972-985.
19. Бондаренко, П. М., Зубков, М. Ю. (2002). Особенности распределения внутрипластовых напряжений в оптических моделях деформируемых слоистых толщ и их значение для прогноза флюидо-контролирующих дислокаций в рудных и нефтяных районах. Тектонофизика сегодня (к юбилею М.В. Гзовского). Москва: ОИФЗ РАН.
20. Бондаренко, П. М., Зубков, М. Ю. (1999). Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования. Геология нефти и газа, 11-12, 31-40.
21. Кузьмин, Ю. О. (2014). Современная геодинамика разломных зон: разломообразование в реальном масштабе времени. Geodynamics & Tectonophysics, 5(2), 401–443.
22. Кузьмин, Ю. О. (2019). Индуцированные деформации разломных зон. Физика Земли, 5, 61–75.
23. Никонов, А. И. (2018). Современные процессы глубинной дегазации как фактор преобразования органического вещества осадочных пород в геодинамически активных зонах акваторий морей. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(22), 1-11.

Məqalədə Timan-Peçora plitəsinin (Yuxarı Peçora və İjma – Peçora çökəklikləri) cənub hissəsində və Timan dağ silsiləsində (Uxta – İjem təpəsi) təbii rezervuarlarda karbohidrogenlərin paylanmasının faza zonallığına karbohidrogenlərin diferensial tutulma prinsipindən baxılmışdır (Maksimova – Savçenko – Qassou). Şübhəsiz ki, neft və qaz yataqlarının formalaşması daha mürəkkəb prosesdir və differensial tutulma prinsipi təbiətdə xüsusi bir haldır. Lakin tələlər silsiləsində diferensial tutulma prinsipi üzrə formalaşmış müxtəlif faza vəziyyəti olan karbohidrogen toplanmalarının paylanması tez-tez müşahidə olunur və yuxarıda qeyd olunan strukturlar üçün neft və qaz yığımlarının yerləşdirilməsi bu konsepsiyaya uyğun gəlir.

Açar sözlər: karbohidrogenlərin miqrasiyası və akkumulyasiyası; karbohidrogenlərin diferensial tutulması; faza zonallığı; neftin sıxlığı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гассоу, У. К. (1961). Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых основе. Ленинград: Гостоптехиздат.
2. Кошляк, В. А., Якупов, И. А. (1963). О формировании залежей нефти и газа в рифовой зоне Предуральского прогиба. Геология нефти и газа, 4, 7-12.
3. Никонов, Н. И., Головань, А.С. (1983). Важное направление поисковых работ в верхнепермских отложениях Колвинского мегавала. Геология нефти и газа, 1, 8-13.
4. (2017). Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации на 01.01.2017г. Москва: Федеральное агентство по недропользованию «Роснедра».
5. Колоколова, И. В., Гурова, Д. И., Хитров, А. М. (2021). Прогноз нефтегазоносности карбонатных природных резервуаров Верхнепечорской впадины. Геология нефти и газа, 1, 19-29.
6. Гурова, Д. И., Попова, М. Н., Хитров, А. М. (2018). Органогенные постройки палеозоя Верхнепечорской впадины Тимано-Печорской провинции и их ресурсный потенциал. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(22), 1-9.

Məqalədə karbohidrogen yataqlarında ehtiyatların iriliyini müəyyən edən əsas meyarlardan bəziləri nəzərdən keçirilir. Qeyd edilib ki, iri masştablı neft-qaz toplanması müəyyən şərtlərə cavab verən təbii rezervuarlarda mümkündür. Yaxşı xüsusiyyətləri olan kollektorlar karbohidrogenlərin qidalanmasının güclü mənbəyi olduqda təbii rezervuarda kifayət qədər tələ olduqda daha böyük yataqlar yarada bilərlər. Yüksək xüsisiyyətlərə malik olan bircinsli kollektorlarda karbohidrogenlərin yığımının yayılma sahəsi daha cəmlənmiş ola bilər. Qeyri-bircins kollektorlar daha çox sahə üzrə səpələnmiş karbohidrogen yığımlarını yaradır. Enisey-Xatang regional çuxur və Qərbi Sibir çökəkliyi ilə birləşdirmə zonasının unikal və böyük yataqlarının nümunəsində karbohidrogen yataqlarının ehtiyatlarının həcmi ilə və, kollektorun effektiv gücü və təbii rezervuarda tələnin yayılma sahəsi ilə müəyyən edilən, tələnin səmərəli həcmi arasında korrelyasiya əmsalı yüksək olan asılılıq əldə edilmişdir. Vankor, Tagul və Şərqi Messoyax yataqlarının ərazisində ən böyük neft-qaz doyumu olan Yakovlev və aşağı Xet lay dəstəsinin kollektorları maksimum effektiv gücə və yayılma sahəsinə malikdir.

Açar sözlər: kollektor; tələ; effektiv həcm; təbii rezervuarlar; irimiqyaslı neft-qaz toplqanması; karbohidrogen ehtiyatları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Скоробогатов, В. А. (2012). Общее и особенное в формировании газовых и нефтяных месторождений-гигантов. Вести газовой науки, 1(9), 5-16.
2. Брехунцов, А. М., Монастырев, Б. В., Нестеров, И. И. (2011). Закономерности размещения залежей нефти и газа Западной Сибири. Геология и геофизика, 52(8), 1001-1012.
3. Афанасенков, А. П., Бордюг, А. В., Никишин, А. М. и др. (2018). Уточнение палеографии севера Сибирской платформы с учетом новых данных. Геология нефти и газа, 2, 5–21.
4. Ульмасвай, Ф. С., Сидорчук, Е. А., Добрынина, С. А. (2020). Естественные классы крупности запасов УВ зоны сочленения Западной Сибири и Сибирской платформы. Нефть. Газ. Экспозиция, 1, 9-13.
5. Перродон А. (1985). Формирование и размещение месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
6. Исаев, А. В., Поляков, А. А. (2019). Пайяхская зона нефтегазонакопления – трудноизвлекаемая нефть Таймыра. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 14(4), 1-34.
7. Танинская, Н. В., Шиманский, В. В., Раевская, Е. Г. и др. (2021). Фациально-палеографические реконструкции валанжин-готеривских отложений нижнего мела Гыданского полуострова и западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 16(1).
8. Афанасенков, А. П., Сурова Н. Д., Левчук, Л. В. и др. (2017). Емкостная характеристика коллекторов юрско-меловых отложений Гыданской и западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносных областей. Геология нефти и газа, 4, 45–54.

Statistik material üzərində, karbohidrogenlərin açıq iri və nəhəng yığılmaları üzrə müxtəlif geoloji amillərin iri neft və qaz yataqlarının formalaşmasına və yerləşdirilməsinə təsir dərəcəsi nəzərdən keçirilmişdir. Meqarezervuarda karbohidrogen ehtiyatlarının həcmi ilə həm neft, həm də qaz yataqlarının formalaşmasına təsir edən geoloji parametrlər arasında korrelyasiya əlaqələrinin qurulmasına cəhd edilmişdir. Aparılmış tədqiqatların nəticələri və dərc olunmuş materialların təhlili əsasında iri və nəhəng karbohidrogen yataqlarının formalaşması şərtləri dəqiqləşdirilmişdir.

Açar sözlər: neft; qaz; meqarezervuarları; iri miqyaslı neft-qaz əmələgəlməsi; maddə tərkibi; tələlərin sahəsi və həcmi; süxur-kollektorlar; flüid dayağı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Чеботарев, А. (2022). Нефть только по «дружбе». Аргументы и факты, 23, 16.
2. (1973). Геология гигантских месторождений нефти и газа / под ред. М. Хэлбути. Москва: Мир.
3. Конторович, А. Э. (1976). Геохимические методы разведки. Москва: Недра.
4. Скоробогатов, В. А., Ростовцев, В. Н. (1983). Перспективы поисков газовых месторождений в северных районах Западной Сибири. Геология нефти и газа, 11, 15–19.
5. Конторович, А. Э., Фотиади, Э. Э., Делин, В. И. и др. (1981). Прогноз месторождений нефти и газа. Москва: Наука.
6. Еременко, Н. А., Чилингар, Г. В. (1996). Геология нефти и газа на рубеже веков. Москва: Наука.
7. Белонин, М. Д., Новиков, Ю. Н., Соболев, В. С. (2001). Концепция и предварительные результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на арктическом шельфе России. Геология нефти и газа, 1, 3-9.
8. Скоробогатов, В. А. (2003). Генетические причины уникальной газо-нефтеносности Западно-Сибирского осадочного мегабассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 8-14.
9. Дмитриевский, А. Н., Шустер, В. Л., Пунанова, С. А. (2012). Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности. Lambert Academic Hublishing.
10. Скоробогатов, В. А. (2012). Общее и особенное в формировании газовых и нефтяных месторождений – гигантов. Сборник научных статей «Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.». Москва: Газпром. ВНИИГАЗ.
11. Высоцкий, В. И., Скоробогатов, В. А. (2021). Гигантские месторождения углеводородов России и мира. Перспективы новых открытий. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 1-6, 20-25.
12. Пунанова, С. А., Шустер, В. Л. (2018). Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 2, 67-80.
13. Шустер, В. Л., Пунанова, С. А. (2016). Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири. Георесурсы, 18(4), 37-341.
14. Полякова, И. Д., Данилина, А. Н. (2013). Масштабы эмиграции жидких и газообразных углеводородов в Западно-Арктических акваториях России. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 8(3), 1-42.

Rusiyanın neft-qaz kompleksinin inkişafının prioritet istiqaməti - çöküntü qatlarının təbii meqarezervuarlarına aid edilən nəhəng ehtiyatlara malik olan neft və qaz yataqlarının axtarışı və işlənilməsidir. Məqalədə aşağıdakılar nəzərdən keçirilir: nəhəng və nadir neft və qaz yataqlarının yığıldığı neft-qaz hövzələrinin (NQH) ənənəvi meqarezervuarları (Qərbi Sibirin Pokur lay dəstəsi timsalında); qeyriənənəvi kollektorlarda sənaye vanadiyli ağır neft və təbii bitumlarla əlaqəli megarezervuarları: Alberta əyalətində bitum qumları (Qərbi Kanada NQH), Volqa-Uralsk NQH (Tatarıstan Respublikası) Perm təbii bitumları, Şərq Sibirdə Kembri bitumları; böyük sahələr və yüksək kerogen doyma səbəbindən megarezervuar hesab edilə bilən şist formasiyalı qeyri-ənənəvi aşağı məsaməli kollektorlarının meqarezervuarları. Göstərilmişdir ki, karbohidrogenlərin şist formasiyalarının meqarezervuarlarında toplanması, yüksək özlülüyü olan neftlər və təbii bitumlar sənaye qiymətli metalların filiz konsentrasiyalarını toplayır; yataqların işlənməsinə kompleks yanaşma bu şərtlərdə iqtisadi cəhətdən tələb olunan bir yanaşmadır.

Açar sözlər: meqarezervuarlarlar, kollektor, nəhəng ehtiyatlı yığılmalar, neftli-qazlı hövzə, mikroelementlər, təbii bitum, şist formasiyaları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Соборнов, К. О. (2022). Ресурсный потенциал гряды Чернышева (Тимано-Печорский бассейн) в контексте новых данных о строении и продуктивности соленосных надвиговых поясов. Георесурсы, 24(1), 36-50.
2. Шустер, В. Л. (2022). Исследование нефтегазоносности мегарезервуаров в сложных геологических и природно-климатических условиях. Нефть. Газ. Экспозиция, 2, 26-29.
3. Высоцкий, В. И., Скоробогатов, В. А. (2021). Гигантские месторождения углеводородов России и мира. Перспективы новых открытий. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 1-6, 20-25.
4. Вассоевич, А. Л. (2022). Проблемы нефтяной терминологии в исследованиях Н. Б. Вассоевича. Георесурсы, 24(2), 12-15. 
5. 5. Конторович, А. Э., Фотиади, Э. Э., Демин, В. И. и др. (1981). Прогноз месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
6. Еременко, Н. А., Чилингар, Г. В. (1996). Геология нефти и газа на рубеже веков. Москва: Наука.
7. Казаненков, В. А., Ершов, С. В., Рыжкова, С. В. и др. (2014). Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов. Геология нефти и газа, 1, 29-51.
8. Скоробогатов, В. А. (2003). Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности Западно-Сибирского осадочного мегабассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 8-14.
9. Пунанова, С. А., Самойлова, А. В. (2022). Углеводородные мегарезервуары апт-сеноманских отложений северных регионов Западной Сибири. Нефть. Газ. Экспозиция, 4, 15-19.
10. Скоробогатов, В. А. (2018). Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке. Neftegaz.RU, 10, 126-141.
11. Шапорина, М. Н., Казаненков, В. А. (2014). Геологическое строение и особенности распространения залежей УВ в отложениях апт-альб-сеномана западной части Надым-Пурского междуречья. Сборник статей по материалам международного научного конгресса «Интерэкспо Гео-Сибирь». Новосибирск: СГТА.
12. Пунанова, С. А., Виноградова, Т. Л. (2016). Сравнительная характеристика природных углеводородных систем различного генезиса. Нефтехимия, 56(4), 326-336.
13. Пунанова, С. А., Виноградова, Т. Л. (2011). Геохимические особенности нефтей и конденсатов верхнего продуктивного комплекса севера Западной Сибири. Нефтехимия, 51(4), 280-290.
14. Карагодин, Ю. Н. (2006). Пространственно-временные закономерности концентраций гигантских скоплений нефти и газа Западной Сибири (системный подход). Георесурсы, 18(1), 28-30.
15. Hein, F. J. (2017). Geology of bitumen and heavy oil: An overview. Journal of Petroleum Science and Engineering, 154, 551-563.
16. Якуцени, С. П. (2005). Распространенность углеводородов, обогащенных тяжелыми элементами-примесями. Оценка экологических рисков. Санкт-Петербург: Недра.
17. Пунанова, С. А. (2014). Гипергенно преобразованные нафтиды: особенности микроэлементного состава. Геохимия, 1, 64-75.
18. Гатауллин, Р. Н. (2020). Перспективные технологии разработки месторождений и добычи высоковязкой нефти и природных битумов в Республике Татарстан. Материалы международной научно-практической конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии». Казань: Ихлас.
19. Мухаметшин, Р. З., Пунанова, С. А. (2014). Состав природных битумов Урало-Поволжья. Химия твердого топлива, 1, 58-70.
20. Каюкова, Г. П., Петров, С. М., Успенский, Б. В. (2014). Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах. Москва: ГЕОС.
21. Хисамов, Р. С., Султанов, А. С., Абдулмазитов, Р. Г., Зарипов, А. Т. (2010). Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких сверхвязких нефтей. Казань: ФЭН.
22. Поляков, А. А., Блинова, В. Н., Каширцев, В. А., Смирнова, М. Е. (2011). Новые данные о геологическом строении Оленекского месторождения битумов и перспективах нефтегазоносности прилегающей территории. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6, 3.
23. Суханов, А. А., Якуцени, В. П., Петрова, Ю. Э. (2012). Оценка перспектив промышленного освоения металлоносного потенциала нефтей и возможные пути его осуществления. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 7(4), 1-23.
24. Shotyk, W., Bicalho, B., Cuss, C., et al. (2021). Trace elements in the Athabasca Bituminous Sands: а geochemical explanation for the paucity of environmental contamination by chalcophile elements. Chemical Geology, 581, 1-22.
25. Tao, Z. C., Yuan, S., Zhu, X., et al. (2009). Global importance of “continuous” petroleum reservoirs: Accumulation, distribution and evaluation. Petroleum Exploration and Development, 36(6), 669-682.
26. Пунанова, С. А. (2021). О классификационном разнообразии ловушек нефти и газа и геохимических критериях продуктивности сланцевых формаций. SOCAR Proceedings, SI2, 1-15.
27. Wenzhi, Z., Hongjun, W., Chunchun, X., et al. (2010). Reservoir-forming mechanism and enrichment conditions of the extensive Xujiahe Formation gas reservoirs, central Sichuan Basin. Petroleum Exploration and Development, 37(2), 146-157.
28. Прищепа, О. М., Баженова, Т. К., Никифорова, В. С. и др. (2022). Уточнение геохимических особенностей распределения органического вещества в доманиковых отложениях Тимано-Печорской НГП. Материалы 2-й Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых «Успехи органической геохимии». Новосибирск: ИПЦ НГУ.
29. Punanova, S. A., Shpirt, M. Ya. (2018). Ecological consequences of the development of shale formations containing toxic elements. Solid Fuel Chemistry, 52(6), 396-405.
30. Рunanova, S. (2019, September). Trace element composition of shale formations. In: 29-th International Meeting on Organic Geochemistry (EAGE-IMOG), Gothenburg, Sweden.
31. Parnell, J., Bellis, D., Feldmann, J., Bata T. (2015). Selenium and tellurium enrichment in palaeo-oil reservoirs. Journal of Geochemical Exploration, 148, 169-173.
32. Gielen, D., Lyons, M. (2022). Critical materials for the energy transition. International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi.

Məqalə müxtəlif geoloji-tektonik şəraitlərdə neft və qaz meqarezervuarlarının axtarışlarının nəzəri əsaslarının inkişafına həsr olunmuşdur. Vahid neftli-qazlı qatın çərçivəsində yaxınlaşdırılmış məhsuldar intervallara, böyük həcmdə neft-qaz doyumluluq sahəsinə, geoloji mühitin yüksək fluid məhsuldarlığına, yaxşılaşdırılmış həcm-filtrasiya xüsusiyyətlərinə, neftqazqenerasiya ocaqlarının və akkumulyasiya zonalarının hidrodinamik əlaqədarlığına (və ya sazlığına), geoloji mühitin geofluid dinamik qeyri-bircinsliyinə malik olan, ölçülərinə görə iri neft və qaz anbarı kimi «Neftin və qazın meqarezervuarı» termininin müəllif anlayışı ifadə olunmuşdur. Məqalədə uvosferin və yeraltı hidrosferin müxtəlif miqyaslı təşkili neftqaz lokallaşdırma obyektlər kimi meqarezervuarların xassələrinin formalaşmasında verdiyi töhfələrə baxılır. Hidrodinamik (kvazi) açıq və (kvazi)qapalı sistemlər şəraitində rezervuarların doldurulmasının geofluid dinamik mexanizmlərinin fərqləri əsaslandırılır.

Açar sözlər: neft və qaz meqarezervuarları; geofluid dinamik qeyribircinslik; neftli-qazlı qat; karbohidrogen sistemi; lay tazyiqləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2018). Перспективы нефтегазоносности региональных резервуаров Предпатомского регионального прогиба (Сибирская платформа) /под ред. М. И. Эпова. Новосибирск: СО РАН.
2. Wenrui, H., Jingwei, B., Bin, H. (2013). Trend and progress in global oil and gas exploration. Petroleum Exploration Development, 40(4), 439–443.
3. Liu, X.-P., Jin, Zh.-J., Bai, G.-P., et al. (2017). Formation and distribution characteristics of Proterozoic–Lower Paleozoic marine giant oil and gas fields worldwide. Petroleum Science, 14, 237–260.
4. Zhang, X.-S., Wang, H.-J., Ma, F., et al. (2016). Classification and characteristics of tight oil plays. Petroleum Science, 13, 18–33.
5. Rose, P. R., Everett, J. R., Merin, I. S. (1984). Possible basin centered gas accumulation, Roton basin, Southern Colorado. Oil and Gas Journal, 82(10), 190‒197.
6. Чжицзюнь, Ц. (2007). Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Москва: РГУНиГ им. И.М. Губкина.
7. Pang, X.-Q., Jia, C.-Z., Wang, W.-Y. (2015). Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins. Petroleum Science, 12, 1–53.
8. Брод, И. О., Еременко, Н. А. (1953). Основы геологии нефти и газа. Москва: МГУ.
9. Леворсен, А. И. (1970). Геология нефти и газа. Москва: Мир.
10. Кузнецов, В. Г. (2012). Литология природных резервуаров нефти и газа. Москва: РГУНиГ им. И.М. Губкина.
11. Шемин, Г. Г. (2007). Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинскпая, Байкитская антеклизы и Катаганская седловина). Новосибирск: СО РАН.
12. Брод, И. О., Васильев, В. Г., Высоцкий, И. В. и др. (1965). Нефтегазоносные бассейны земного шара. Москва: Недра.
13. Трофимук, А. А., Карогодин, Ю. Н. (1974). Принципы районирования нефтегазоносных бассейнов в аспекте цикличности седиментогенеза. Геология и геофизика, 3, 12-18.
14. Конторович, А. Э., Нестеров, И. И., Салманов, Ф. К. и др. (1976). Геология нефти и газа Западной Сибири. Москва: Недра.
15. Ильин, В. Д., Золотов, А. Н., Максимов, С. П. и др. (1986). Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре (Методические указания). Москва: ВНИГРИ.
16. Анисимов, Л. А. (2009). Памятно-Сасовское месторождение: опыт резервуарных исследований. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4, 69–76.
17. Антонова, Т. Ф., Марков, Е. П., Маркова, Л. Г. и др. (1981). Условия формирования резервуаров в ордовике, силуре и верхнем палеозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Литология и геохимия нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. Москва: Наука.
18. Bruhn, C. H. L., Becker, M. R., Arienti, L. M., et al. (2002). Contrasting types of Oligocene/Miocene, giant turbidite reservoirs from the deep-water Campos Basin, Brazil. AAPG Bulletin, 86(1), 196.
19. Карогодин, Ю. Н. (1974). Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. Москва: Недра.
20. Бочкарев, В. А., Сучок, С. Н., Лашманов, Е. В. (2010). Геологическое строение, формирование коллекторской емкости и особенности разработки месторождений нефти и газа в глинистых сланцах формации Игл Форд на юге США. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7, 22-29.
21. Дмитриевский, А. Н. (2014). Нетрадиционные ресурсы нефти и газа России: проблемы и перспективы освоения. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 2(10), 1.
22. Абукова, Л. А., Яковлев, Ю. И. (2008). Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом. Нефтепромысловое дело, 5, 15-18.
23. Дальберг, Э. Ч. (1985). Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. Москва: Недра.
24. Волож, Ю. А., Федонкин, М. А., Гогоненков, Г. Н., Толкачев, В. М. (2020). О новых подходах поисковых работ в традиционных провинциях добычи. Нефтегазовая вертикаль, 7, 74–80.
25. Абукова, Л. А., Волож, Ю. А. (2021). Флюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления осадочных бассейнов. Геология и геофизика, 62(8), 1069-1080.
26. Perrodon, A. (1992). Petroleum systems: models and applications. Journal of Petroleum Geology, 15(3), 319–326.
27. Скоробогатов, В. А. (2018). Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке. Negtegaz.ru, 10.
28. (2004). Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция / под ред. Ю. Г. Леонова, Ю. А. Воложа. Москва: Научный мир.
29. Zhengzhang, Z., Jinhu, D., Caineng, Z., Suyun, H. (2011). Geological exploration theory for large oil and gas provinces and its significance. Petroleum Exploration and Development, 38(5), 513–522.
30. Капченко, Л. Н. (1983). Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. Ленинград: Недра.
31. Лопатин, Н. В. (2006). Концепция нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково-разведочных работ. Геоинформатика, 3, 101‒120.
32. Toth, J. (2009). Gravitational systems of groundwater flow: Theory, evaluation and utilization. Cambridge University.
33. Jiang, X. W., Wang, X. S., Wan, L, Ge, S. (2011). An analytical study on stagnant points in nested flow systems in basins with depth-decaying hydraulic conductivity. Water Resources Research, 47, W01512.
34. Ryder, R. T., Zagorski, W. A. (2003). Nature, origin, and production characteristics of the Lower Silurian regional oil and gas accumulation, central Appalachian basin, United States. AAPG Bulletin, 87(5), 847–872.
35. Xie, X., Jiao, J. J., Tang, Z., Zheng, C. (2003) Evolution of abnormally low pressure and its implications for the hydrocarbon systems in the southeast uplift zone of Songliao Basin. China AAPG Bulletin, 87, 99–119.
36. Surdam, C. (2003). Development of diagnostic techniques to identify bypassed gas reserves and badly damaged productive zones in gas stripper welld in the Rocky Mountain Laramide Basin. Final Report.
37. Корценштейн, В. Н. (1991). Некоторые вопросы фундаментальных исследований водонапорных систем крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений. Новые материалы по водонапорным системам крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: ВНИИГаз.
38. Абрамова, О. П., Абукова, Л. А., Попов, С. Н. (2011). Проблемы повышения достоверности компьютерных моделей природного и техногенного солеотложения в геологической среде. Современные проблемы науки и образования, 4, 68.
39. Гуревич, А. Е., Крайчик, М. С., Батыгина, Н. Б. (1987). Давление пластовых флюидов. Ленинград: Недра.
40. Горева, А. В. (2021). Механизм формирования неструктурных залежей углеводородов в условиях инфильтрационного гидродинамического режима. Тезисы докладов 4-й Всероссийской молодежной научной конференции «Актуальные проблемы нефти и газа».
41. Shouchun, Z., Linye, Z., Ming, Z., et al. (2010). Control of pressure system development on reservoir formation in the Dongying Sag, Shengli oil field, East China. Petroleum Exploration and development, 37(3), 289 –296.
42. Wei, L., Ziliang, Y., Xueke, W., et al. (2020). Formation mechanisms of deep and ultra-deep over pressure caprocks and their relationships with super-large gas fields in the petroliferous basins of China. Natural Gas Industry B, 7(5), 443-452.

Xoreyver çökəkliyinin cənub hissəsində - Peçor meqasineklizinin üst sırasının fraqmenti olan I sıra strukturunda – Assel-Sakmar rif sisteminin mürəkkəb qurulmuş hissələri olan dairəvi və xətti uzanmış massivlər quraşdırılmışdır. Sandivey meydanında Alt Perm rifogen birləşmələri sənaye baxımından neftli – qazlıdır. Burada bir neçə yataq aşkar edilmişdir: Sandivey, Şimal-Xayaxin, Veyakşor, Şərqi-Veyak, Salyukin və s., o cümlədən yüksək neft debiti olan yataqlar. 2D və 3D seysmik kəşfiyyat məlumatlarının, qazma və QGT məlumat kompleksinin aparılan təhlili nəticəsində rif qurumlarının üst hissələrində, yüksək filtrasiya həcm xüsusiyyətləri (FHX) olan çoxsaylı kollektor zonaları qeyd olunur və xəritəyə alınıb. Onlar Lızayuk, Cənubi-Sandivey və Şərqi-Baqan bölgələrində neft və qaz yataqlarının axtarışı üçün yüksək perspektiv obyektləridir.

Açar sözlər: rif sistemləri; neft və qaz kollektorları; filtrasiya-həcm xüsusiyyətləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Белонин, М. Д., Прищепа, О. М., Теплов, Е. Л. И др. (2004). Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. Санкт-Петербург: Недра.
2. Никонов, Н. И., Беда, И. Ю. (2010). Новые данные о перспективах нефтегазоносности нижнепермских органогенных построек. Материалы Всероссийского литологического совещания. Сыктывкар.
3. Богданов, Б. П., Кузьменко, Ю. С., Панкратова, Е. И., Терентьев, С. Э. (2014). Карбонатные постройки перми-карбона севера Тимано-Печорской провинции и их свойства. Нефтегазовая геология. Теория и Практика, 9(3).
4. Драбкина, А. Д. (2017). Перспективы поисков залежей нефти и газа в нижнепермских рифогенных отложениях севера Предуральского прогиба. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(18).

Çökmə toplanmasında fasilələrinin öyrənilməsi müxtəlif aspektlərdə maraq doğurur. Karbonat süxurlarının əriməsi proseslərində biogen və kimyəvi sulfat reduksiyasının rolu vurğulanır. Eroziv təsiri cürbəcür dərəcədə yaşamış çöküntülərdə müxtəlif genezis kollektorlarının əmələ gəlməsi müəyyən edilmişdir. Denudasiyaya məruz qalan çöküntülərin dərin emalı və aşınma qabığının əmələ gəlməsi nəticəsində qalınlığında böyük karbohidrogen anbarlarının əmələ gəlməsi üçün şərait yaradılır. Çökmə rejiminin dənizdən kontinentala dəyişməsində fasilələrin rolu nəzərdən keçirilir; son Paleozoy çökmə çöküntülərində humus üzvi maddələrin (ÜM) əmələ gəlməsi vurğulanır. Xəzəryanı neft və qaz vilayətinin duzaltı çöküntülərində humus ÜM təzahürünün nümunələri göstərilmişdir. Volqa-Ural bölgəsində erozion-karst paleovrozların kömürlü cöküntüləri katagen dərinliklərində daş kömür çöküntülərinin qeyribircinsliliyini artırır. Həştərxan karbonat massivi daxilində əmələ gələn eroziya-çökmə səthinin relyefinin xüsusiyyəti qeyd edilmişdir. Burada yuyulmadan qorunan çıxarılma konuslarının fraqmentləri qeyd olunur. Çöküntü toplanmasında fasilələrinin katagenetik uyğunsuzluqları ilə əlaqəsinin təhlili aparılmışdır.

Açar sözlər: fasilə; karbonat çöküntüləri; karst; katagenez; kollektorlar; neftlilik-qazlılıq; rezervar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Хаин, В. Е., Ломизе, М. Г. (2005). Геотектоника с основами геодинамики. Москва: КДУ.
2. Ярошенко, А. В. (2005). Роль геодинамических процессов в формировании продуктивной толщи Астраханского ГКМ. Новые идеи в геологии нефти и газа. Москва: Наука.
3. Баженова, О. К., Бурлин, Ю. К., Соколов, Б. А., Хаин, В. Е. (2000) Геология и геохимия нефти и газа: Учебник. Москва: МГУ.
4. Багринцева, К. И. (1999). Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. Москва: РГГУ.
5. Катаев, В. Н. (1993). Геологические условия и этапы развития карста в нефтегазоносных толщах Западного Прикаспия. Отечественная геология, 3, 9-16.
6. Колодяжная, А. А. (1970). Агрессивность природных вод в карстовых районах Европейской части СССР. Москва: Наука.
7. Петухов, А. В. (2002). Нефтегазоносность и гипогенный карст /в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр». Книга 2. Москва: ГЕОС.
8. Юсупова, И. Ф. (2019). Роль органического вещества в формировании свойств сланцевой залежи. Доклады академии наук, 484(2), 220–223.
9. Анисимов, Л. А. (1976). Новые данные о проявлениях сероводорода в палеозойских отложениях Прикаспийской впадины. Доклады академии наук, 227(2), 455-457.
10. Валитов, Н. Б. (1986). Роль серной минерализации в образовании сероводорода в газах Астраханского месторождения. Советская геология, 3, 93-100.
11. Медведев, П. В., Манцурова, В. Н., Цыганкова В. А. (2004) Особенности геологического строения и перспективы нефегазоносности подсолевых палеозойских отложений западной части Прикаспийской впадины. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Москва: МГУ.
12. Ярошенко, А. В. (2001) Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов верхнего палеозоя Астраханского свода /в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр». Книга 2. Москва: ГЕОС.
13. Казаева, С. В. (2003) Оценка перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений северо-восточного обрамления Астраханского свода /в сборнике «Генезис нефти и газа». Москва: ГЕОС.
14. Кан, А. Н., Ахметшина, Л. З. (2004) Следы палеопочв в башкирских нижнемосковских отложениях месторождения Алибекмола (восточный борт Прикаспийской впадины) /в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Москва: МГУ.
15. Антипов, М. П., Волож, Ю. А., Парасына В. С. и др. (2008) Астраханский карбонатный массив: Строение и нефтегазоносность. Москва: Научный мир.
16. Конюхов, А. И. (2014). Нефтегазоматеринские отложения в осадочных бассейнах на окраинах материков в среднем и позднем палеозое. Литология и полезные ископаемые, 4, 354-378.
17. Пайразян, В. В, Размышляев, А. А. (1986) Прогнозирование фазового соотношения углеводородов в подсолевых нефтегазоносных комплексах Прикаспийской впадины /в сборнике «Нефтегазообразование на больших глубинах». Москва: МГУ.
18. Шестоперова, Л. В. (2005). Геолого-геохимический прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений восточной и юго-восточной частей Прикаспийской впадины /в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Москва: МГУ.
19. Тарханов, М. И., Голованова, С. И. (2002). Мониторинговые исследования углеводородных флюидов подсолевых отложений Астраханского ГК месторождения по геолого-геохимическим критериям /в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр». Книга 2. Москва: ГЕОС.
20. (2000). Угольная база России. Том I. Угольные бассейны и месторождения европейской части России (Северный Кавказ, Восточный Донбасс, Подмосковный, Камский и Печорский бассейны, Урал). Москва: ЗАО «Геоинформмарк».
21. Марковский, Н. И. (1965). Палеогеографические условия размещения крупных залежей нефти. Москва: МГУ.
22. Чикишев, А. Г. (1975). Географические условия развития карста. Москва: МГУ.
23. Ступишин, А. В. (1967). Равнинный карст и закономерности его развития на примере Среднего Поволжья. Казань: Казанский университет.
24. Абукова, Л. А., Юсупова, И. Ф. (2020). Угольные залежи карстово-эрозионных врезов Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна как фактор геофлюидодинамической неоднородности. Доклады академии наук, 494(1), 25-28.
25. Сизых, В. И. (2003). Механохимические процессы преобразования пород подсолевого осадочного чехла юга Сибирской платформы /в сборнике «Генезис нефти и газа». Москва: ГЕОС.
26. Карнюшина, Е. Е. (2005). Состав и свойства нефтегазоносных комплексов в зоне действия наложенных процессов /в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Москва: МГУ.
27. Абукова, Л. А., Юсупова, И. Ф. (2019). Коллекторы пирогенной природы как фактор геофлюидодинамической неоднородности. Доклады академии наук, 489(3), 57-60.
28. Абукова, Л. А., Юсупова, И. Ф. (2015). Особенности геофильтрационной среды в очагах самонагревания твердых каустобиолитов. Материалы 3-й Всероссийской научной конференции, посвященной 90-летию А. А. Карцева «Фундаментальные и прикладные вопросы гидрогеологии нефтегазоносных бассейнов». Москва: ГЕОС.
29. Кирюхин, В. А. (2005). Региональная гидрогеология: Учебник для вузов. Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский государственный горный институт.
30. Анисимов, Л. А. (1986). Прогноз характера резервуаров в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины по гидрогеологическим данным /в сборнике «Нефтегазообразование на больших глубинах». Москва: МГУ.
31. Маврин, К. А. (1986). Гидрогеологические условия палеозойских комплексов Предуралья и Прикаспия на больших глубинах и их влияние на онтогенез нафтидов /в сборнике «Нефтегазообразование на больших глубинах». Москва: МГУ.
32. Япаскурт, О. В. (1994). Стадиальный анализ литогенеза: Учебное пособие. Москва: МГУ.
33. Сиротенко, О. И., Сиротенко, Л. В. (2002). Синхронные и асинхронные модели катагенеза и нефтегазоносность больших глубин //в сборнике «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр». Книга 2. Москва: ГЕОС.
34. Баженова, Т. К. (2020) Основы региональной органической геохимии. Москва: ГЕОС.
35. Калмыков, А. Г, Карпов, Ю. А., Топчий, М. С. и др. (2019). Влияние катагенетической зрелости на формирование коллекторов с органической пористостью в баженовской свите и особенности их распространения. Георесурсы, 21(2) 159-171.
36. Юсупова, И. Ф., Фадеева, Н. П., Шарданова, Т. А. (2019). Влияние повышенных концентраций органического вещества на свойства пород. Георесурсы, 21(2), 183-189.
37. Абукова, Л. А., Карцев, А. А., Лашкевич, В. С., Иванов, В. Д. (2003). Механохимия поровых вод глинистых отложений в аспекте генезиса нефти и газа /в сборнике «Генезис нефти и газа». Москва: ГЕОС.
38. Аммосов, И. И., Горшков, В. И., Гречишников, Н. П. и др. (1987). Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых. Москва: Наука.
39. Наливкина, О. А. (1987). Региональный и локальный катагенез при формировании терригенных коллекторов на больших глубинах (на примере Прикаспийской и Ферганской впадин). В сб. Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. Часть I. Москва: МИНГ им. И.М. Губкина.
40. Горшков, В. И., Волкова, Т. П. (1986). Влияние аномалий палеотемпературной зональности на особенности распределения залежей нефти и газа в осадочных бассейнах /в сборнике «Нефтегазообразование на больших глубинах». Москва: МГУ.
41. Волкова, Т. П. (1989). Палеотермоглубинная зональность подсолевых отложений юго-восточного борта Прикаспийской впадины. Геология нефти и газа, 5, 24-27.
42. Дмитриевский, А. Н. (1986) Особенности нефтегазообразования и нефтегазонакопления в прикаспийском осадочном бассейне /в сборнике «Нефтегазообразование на больших глубинах». Москва: МГУ.

Məqalədə, müxtəlif növ kollektorların lateral və şaquli olaraq dəyişməsini qiymətləndirməyə imkan verən müxtəlif miqyaslı tədqiqatların kompleksləşdirilməsinə əsaslanan mürəkkəb quruluşlu kollektorun geoloji və hidrodinamik modelinin yaradılmasına yanaşma təqdim edilir. Müxtəlif növ kollektorlar üçün keçiriciliyin məsaməlilikdən petrofiziki asılılıqları qurulur ki, bu da modelin ilk keçiricilik kubu üçün əsas oldu. Dəqiqləşdirilmiş keçiricilik kubu, ilk iterasiyadan sonra geoloji-hidrodinamik modelin faktiki rəqamlərə tənzimlənməsini əhəmiyyətli dərəcədə yaxşılaşdırdı. İş prosesində Voronovun poliqonlar kubu quruldu, bu da gələcəkdə quyunun həqiqi dinamikası nəzərə alınmaqla quyular ərazisindəki petrotiplərin ünvanlı dəyişdirilməsinə imkan verdi. Lokal modifikasiyalar yolu ilə hesablamaların nəticələrinə əsasən neft və maye hasilatının inteqral göstəriciləri mövcud reqlament çərçivəsinə köklənmişdir. Çatlılığın yayılmasının qeydə alınması, modelin işlənmənin faktiki göstəricilərinə adaptasiya zamanı filtrasiya parametrlərinin qeyri-müəyyənlik dərəcəsini azaltmağa və proqnoz hesablamalarının doğruluğunu artırmağa imkan verib.

Açar sözlər: karbonat kollektoru; geoloji-hidrodinamik modelləşdirmə; keçiricilik; çatlılıq; filtrasiyahəcm xüsusiyyətləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мухаметшин, В. В., 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.
2. Putilov, I. S., Vinokurova, E. E., Guliaeva, A. A., et al. (2020). Creation of a conceptual geological model based on lithological-petrographic research on the example of the permo-carboniferous deposit of the Usinskoe deposit. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 20(3), 214-222.
3. Fonta, O., Verma, N., Matar, S., et al. (2007). The fracture characterization and fracture modeling of a tight carbonate reservoir - The Najmah-Sargelu of West Kuwait. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 10(6), 695-710.
4. Мартюшев, Д. А., Галкин, С. В., Шелепов, В. В. (2019). Влияние напряженного состояния горных пород на матричную и трещинную проницаемость в условиях различных литолого-фациальных зон турне-фаменских нефтяных залежей Верхнего Прикамья. Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, 4(5), 44-52.
5. Мартюшев, Д. А., Пономарева, И. Н., Галкин, В. И. (2021). Оценка достоверности определения фильтрационных параметров продуктивных пластов с применением многомерного регрессионного анализа. SOCAR Proceedings, SI1, 50–59.
6. Черепанов, С. С., Пономарева, И. Н., Ерофеев, А. А., Галкин, С. В. (2014). Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство, 2, 94-96.
7. Ермеков, Р. И., Меркулов, В. П., Чернова, О. С., Коровин, М. О. (2020). Особенности учета анизотропии проницаемости в гидродинамической модели. Записки Горного института, 243, 299-304.
8. Мордвинов, В. А., Мартюшев, Д. А., Ладейщикова, Т. С., Горланов, Н. П. (2015). Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин Озерного месторождения. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 14(14), 32-38.
9. Hutahaean, J., Demyanov, V. V., Christie, M. (2018). Reservoir development optimization under uncertainty for infill well placement in brownfield redevelopment. Journal of Petroleum Science and Engineering, 175, 444-464.
10. Efimov, A. A., Galkin, S. V., Savitckii, Ia. V., Galkin, V. I. (2015). Estimation of heterogeneity of oil & gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of core x-ray tomography data Ecology, Environment and Conservation, 21(Nov. Suppl.), 79-85.
11. Sharifi-Yazdi, M., Rahimpour-Bonab, H., Nazemi, M., et al. (2020). Diagenetic impacts on hydraulic flow unit properties: insight from the Jurassic carbonate Upper Arab Formation in the Persian Gulf. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 1783-1802.
12. Putilov, I. S., Kozyrev, N., Demyanov, V., et al. (2022). Factoring in scale effect of core permeability at reservoir simulation modeling. SPE Journal, 27(04), 1930-1942.
13. Tavakoli, V. (2019). Carbonate reservoir heterogeneity: Overcoming the challenges. Springer Cham.
14. Corbett, P. W., Potter, D. K. (2004, October). Petrotyping: a basemap and atlas for navigating through permeability and porosity data for reservoir comparison and permeability prediction. SCA2004-30. In: The International Symposium of the Society of Core Analysts.
15. Bize Forest, N., Abbots, F. V., Baines, V., Boyd, A. (2019, October). Identifying reservoir rock types using a modified FZI technique in the Brazilian pre-salt. OTC-29694-MS. In: Offshore Technology Conference Brasil. Society of Petroleum Engineers.
16. Takam Takougang, E. M., Bouzidi, Y., Ali, M.Y. (2019). Characterization of small faults and fractures in a carbonate reservoir using waveform inversion, reverse time migration, and seismic attributes. Journal of Applied Geophysics, 161, 116–123.
17. Iturrarán-Viveros, U., Parra, J. O. (2014). Artificial Neural Networks applied to estimate permeability, porosity and intrinsic attenuation using seismic attributes and well-log data. Journal of Applied Geophysics, 107, 45–54.
18. Yang, P., Sun, Z., Liang, X., et al. (2013). Seismic strategy for predicting highly profitable wells in the fractured vuggy carbonate reservoirs. Petroleum Exploration and Development, 40(4), 537–541.
19. Хромова, И. Ю. (2008). Миграция дуплексных волн-метод картирования трещиноватых зон тектонического генезиса. Геология нефти и газа, 3, 37-47.
20. Чертенков, М. В., Метт, Д. А., Суходанова, С. С. (2018). Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов. Патент РФ 2661489.
21. Козырев, Н. Д., Менгалиев, А. Г., Кочнев, А. А., Кривощеков, С. Н. (2021). Уточнение куба проницаемости геолого-гидродинамических моделей в условиях различного объёма исходных данных. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 5, 24-29.
22. 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.
23. Gong, J., Rossen, W. R. (2014). Shape factor for dual-permeability reservoir simulation - effect of non-uniform flow in fracture network. In: 14th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery 2014, ECMOR 2014.
24. Nie, R. S., Meng, Y.-F., Jia, Y.-L., et al. (2012). Dual porosity and dual permeability modeling of horizontal well in naturally fractured reservoir. Transport in Porous Media, 92(1), 213-235.
25. Жогло, В. Г., Гримус, С. И., Халецкий, А. В. (2010). Обоснование модели проницаемости карбонатных отложений путем решения обратных задач с использованием ПК «Eclipse 100» (на примере Осташковичского месторождения нефти Республики Беларусь). SOCAR Proceedings, 2, 25-30.
26. Cordero, J. A. R., Sanchez, E. C. M., Roehl, D. (2019). Integrated discrete fracture and dual porosity-Dual permeability models for fluid flow in deformable fractured media. Journal of Petroleum Science and Engineering, 175, 644-653.
27. Tolstukhin, E., Barrela, E., Khrulenko, A. A., et al. (2019). Ensemble history matching enhanced with data analytics - A brown field study. Petroleum Geostatistics.
28. Hutahaean, J., Demyanov, V. V., Christie, M. (2016). Many-objective optimization algorithm applied to history matching. In: IEEE Symposium Series on Computational Intelligence (SSCI).
29. Matveev, I., Shishaev, G., Eremyan, G., et al. (2019). Geology driven history matching. Day 1 Tue, October 22, 2019.
30. Kaleta, M. P., Essen, G. V., Doren, J. F., et al. (2012). Coupled static / dynamic modeling for improved uncertainty handling. Eurosurveillance.
31. Саетгараев, А. Д., Хромова, И. Ю., Мармалевский, Н. Я. (2017). Выявление вертикальных стенок рифогенных построек методом миграции дуплексных волн. Геология нефти и газа, 5, 103-112.
32. Хромова, И. Ю. (2010). Практическое сравнение методик прогноза трещиноватости по сейсмическим данным. Технологии сейсморазведки, 2, 62-69.
33. Борисов, В. Г. (2018). Улучшенный алгоритм применения метода единиц потока для прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств коллектора в скважинах, не охарактеризованных керном. Сетевое научное издание «Нефтяная провинция», 3(15), 18-30.
34. Разницын, А. В. (2021). Повышение эффективности изучения карбонатных пород нефтегазовых залежей методом ядерного магнитного резонанса. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Пермь: Пермский национальный исследовательский политехнический университет.
35. Галкин, С. В., Кочнев, А. А., Зотиков, В. И. (2019). Прогнозная оценка эффективности технологии радиального бурения для башкирских эксплуатационных объектов месторождений Пермского края. Записки Горного института, 238, 410-414.
36. Кобрунов, А. И., Дорогобед, А. Н. (2018). Математическое моделирование геологических объектов в условиях неопределенности. ИТ Арктика, 4, 3-20.
37. Edelsbrunner, H. (1987). Voronoi diagrams. Berlin, Heidelberg: Springer.

İşin məqsədi müəlliflərin Peçora dənizinin şelfində Arktikanın perspektivli obyektlərinin axtarış tempini sürətləndirmək probleminə və Varandey-Adzvin struktur zonası (VASZ) ərazisindəki siluriysk neft və qaz kompleksində artıq aşkar edilmiş yataqların əlavə kəşfiyyatına diqqət cəlb etməkdən ibarətdir. Əvvəllər dənizdə aparılan kəşfiyyat işlərinin əsas nəticəsi Peçoromorski şelfinin şərq hissəsində yeni neftli rayonun kəşfidir. Burada böyük neft yataqları aşkar edilmişdir: Prirazlomnoye, Varandey-dəniz, Medınskoye-dəniz, Dolginskoye. Kəşf edilmiş karbohidrogen ehtiyatları və resursları yaxın gələcəkdə Peçora dənizinin şelfində yeni neft hasil edən regionun formalaşacağına inanmağa imkan verir. Ümumilikdə Peçora dənizində 3500 milyon tondan çox ilkin xam neft ehtiyatı var.

Açar sözlər: Peçor dənizi; Siluriysk neftli-qazlı kompleksi; silur; neft.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Агаджанянц, И. Г., Дзюбло, А. Д., Зонн, М. С., Таныгин, И. А. (1999). Характеристика, распространение и генезис коллекторов палеозойских отложений юго-восточной части Печорского моря. Труды 4-й международной конференции RAO’99. Санкт-Петербург.
2. Дзюбло, А. Д. (2008). Коллекторский потенциал рифогенных палеозойских отложе-ний юго-восточной части Печорского моря. Газовая промышленность, 6, 62 - 65.
3. Дзюбло, А. Д. (2018). Нефтегазоносность и геолого-геофизические модели шельфа Российской Арктики и Дальнего Востока: Учебное пособие. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
4. Дзюбло, А. Д., Сидоров, В. В., Зонн, М. С., Агаджанянц, И. Г. (2021). Перспективы нефтегазоносности ордо-викско-нижнефранского мегакомплекса шельфа Печерского моря. Вестник московского университета. Секция 4: Геология, 70-81.
5. Дзюбло, А. Д., Маслов, В. В., Сидоров, В. В., Шнип, О. А. (2021). Прогноз и оценка углеводородного потенциала меловых и юрских отложений шельфа Карского моря по результатам геологоразведочных работ. SOCAR Proceedings, SI2, 141-148.
6. Мандель, К. А. (2005). Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции (Печорское море). Диссертация на соискание уче-ной степени кандидата технических наук. Санкт-Петербург.
7. Ступакова, А. В., Кирюхина, Т. А. (1998). Развитие Тимано-Печорского осадочного бассейна и размещение в нем нефти и газа. Ломоносовские чтения. МГУ, 67-75.
8. Ступакова, А. В., Суслова, А. А., Сауткин, Р. С. и др. (2016). Перспективы открытия новых месторождений в пределах арктического шельфа. Вести газовой науки, 4(28), 154-164.
9. Федоровский, Ю. Ф., Захаров, Е. В., Хоштария, В. Н., Исаева, В. В. (2008). Геолого-разведочные работы в Восточной прибортовой части Баренцева моря могут обеспечить создание нового нефтедобывающего района на Российском шельфе. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 4-9.
10. Журавлева, Л. М. (2014). Литология и типы пустотного пространства карбонатных отложений овинпармского горизонта (Варандей-Адзьвинская зона Тимано-Печорской НГП). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
11. Меннер, В. Вл. (1989). Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока русской платформы. Москва: Наука.
12. Танинская, Н. В. (2010). Седиментологические критерии прогноза коллекторов в среднеордовикско-нижнедевонском комплексе. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(4), 1-29.
13. Кузнецов, В. Г., Журавлева, Л. М. (2019). Пустотное пространство карбонатных тайдалитов – палеоклиматический аспект. Литология и полезные ископаемые, 4, 351-363.

Məqalədə, Yevlax-Ağcabədi çökəkliyinin şimal-qərb hissəsində ABŞ istehsalı olan Geometrics G-856AX tipli maqnitometrlə aparılmış yeni maqnitometrik planalma işlərinin nəticələri verilmiş və yüksək intensivlikli lokal maqnit maksimumlarının sahə üzrə paylanma xüsusiyyətləri tədqiq edilmişdir. Yevlax-Ağcabədi çökəkliyinin şimal-qərb hissəsi üzrə geomaqnit sahənin müxtəlif ortalaşdırma radiuslarda (R = 1.5, 2, 3, 5 km) lokal anomaliyaları hesablanmış və sahə üzrə paylanma xəritələri qurulmuşdur. Nəticədə, YAÇ ŞmQ hissəsində lokal anomaliyalar xəritələrində müəyyən edilən maksimumlar zonasında vulkanogen qurumların yayıldığı göstərilmişdir. Naftalan-Gödəkboz və Duzdağ sahələrində seysmik məlumatlarla ayrılan dərin qırılma xətti zonasının maqnit minimumları ilə xarakterizə olunması, şərqə doğru isə intensiv maqnit maksimumları müəyyən edilməsi, vulkan köklərinin şərqdə olması və maqnitoaktiv kütlələrin bu dərinlik qırılmasına qədər yayılması güman edilmişdir. Qərbdə isə, Borsunlu, Dəliməmmədli, Hazırəhmədli sahələrində müəyyən edilmiş yüksək intensivlikli maqnit maksimumları zonalarında vulkanogen kütlənin yayıldığı müəyyən edilmişdir. Bunlardan ən yüksən intensivlikli anomaliya ilə xarakterizə olunan Hazırəhmədli sahəsində qeyd edilən dərinlik qırılması zonasında vulkan köklərinin olması güman edilir.

Açar sözlər: maqnetometrik kəşfiyyat; maqnit sahəsi; maqnit maksimumları; vulkanogen süxurlar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Гадиров, В. Г. (1991). Прогнозирование вулканогенных образований мезозоя Среднекуринской депрессии и их нефтегазоносности по комплексным геофизическим данным. Aвтореферат дисcертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Баку: АН Азерб. ССР, Институт геологии им. Акад. И. М. Губкина.
2. Bəkirov, M. A., Qədirov, K. V. (2018, Aprel). Yevlax-Ağcabədi çökəkliyində vulkanogen əmələgəlmələrin yayılma areallarının öyrənilməsi. ANGC-nin «Əlatəhsil - neft çıxarmada müvəffəqiyyətin rəhnidir» adlı XXIII illik tələbə və gənc tədqiqatçılar konfransı. Bakı.
3. Гадиров, В. Г., Гадиров, К. В., Бакиров, М. А. (2016). Локальные магнитные аномалии Среднекуринской впадины Азербайджана и их геологическое истолкование. Геофизический журнал, 38(5), 146-153.
4. Qədirov, V. Q. (2020). Qravimetrik kəşfiyyat. Bakı: Füyuzat.
5. Qarayev, B. M., Niyazov, T. X. (2012). Yeni seysmik kəşfiyyat məlumatlarına görə Naftalan, Şimali Naftalan və Gödəkboz sahələrinin geoloji quruluşu. Azərbaycanda Geofizika Yenilikləri, 1-2, 12-16.
6. Qənbərov, Y. H., Novruzov, Ə. Q., Qədirov, V. Q. və başq. (2010). Qazanbulaq-Borsunlu-Ziyadxan sahəsində kompleks seysmik və qravimetrik işlərin nəticələri. Azərbaycan Neft Təsərrüfatı, 2, 3-7.
7. Qədirov, V. Q. (2010). Azərbaycanın Kür çökəkliyində neftli-qazlı strukturların axtarışında qravi-maqnit kəşfiyyatının tətbiqi. Bakı: Qanun.
8. (1981). Инструкция по магниторазведке. Ленинград: Недра.

Məqalənin məqsədi qazma kəmərinin sahəsinin gərginlik-deformasiya vəziyyətini quyu ilə kaverna intervalındakı yerləşməsinin iki halı üçün müqayisə etməkdir. Birinci halda kavernanın ortasında qazma borusunun gövdəsi yerləşir; ikincidə isə – qıfıllı yivli birləşmə. Tədqiqat üçün avtomatlaşdırılmış layıhələndirmə sistemində tətbiq olunan son elementlər metodu istifadə edilmişdir. Hesablamalarda aşağıdakılar nəzərə alınmışdır: qazma borularının dəqiq həndəsi ölçüləri, o cümlədən qalınlaşdırılmış hissə və qıfıllı yivli birləşmələr; qazma kəmərinin quyu divarı ilə təmas xüsusiyyətləri; dağ süxurunun fiziki və mexaniki xüsusiyyətləri; öz ağırlığının, ox xəttinin, əyici və burucu momentinin hərəkəti. Hesablamalar nəticəsində yuxarıda göstərilən iki hal üçün qazma kəmərinin səthindəki normal gərginliklərin qiymətində fərq 45%, maksimum əyilmələr arasındakı fərq isə 65% olduğu müəyyən edilmişdir. Tədqiqatlardan göründüyü kimi, qazma kəmərinin kaverna ilə quyunun divarlarına nisbətən yerləşməsi, bütün digər dəyişməz ilkin şərtlərdə onun gərginlik-deformasiya vəziyyətinə əhəmiyyətli dərəcədə təsir göstərir. Buna görə də belə hesablamaların təhlükəli qazma intervalları üçün zəruri olduğunu iddia etmək olar.

Açar sözlər: qazma kəməri; gərginlik; deformasiya; kaverna.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Семенюк, Д. М. (2002). Определение прижимающих сил, действующих на колонну бурильних труб, работающую на участках с различной кривизной и кручением,осложненных желобными выработками. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2, 21-23.
2. Kryzhanivs’kyi, E. I., Hrabovs’kyi, R. S., Vytyaz’, O. Y. (2018). Consideration of the geometry of corrosion-fatigue cracks in assessing residual life of long-term operation objects. Materials Science, 5, 647-655.
3. Vytyaz, O. Y ., Hrabovskyy, R. S., Artym, V. I., Tyrlych, V. V. (2020). Effect of geometry of internal cracklike defects on assessing trouble-free operation of long-term operated pipes of drill string. Metallofizika i Noveishie Tekhnologii, 12, 1715-1527.
4. Kryzhanivskyi, Ye., Vytyaz, O., Tyrlych, V., et al. (2021). Evaluation of the conditions of drill pipes failure during tripping operations. SOCAR Proceedings, 1, 36-48.
5. Grydzhuk, J., Chudyk, I., Velychkovych, A., Andrusyak, A. (2019). Analytical estimation of inertial properties of the curved rotating section in a drill string. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 7(97), 6-14.
6. Rachkevich, R. V. (2014). In-plane bending of a drill string during its compression in a horizontal borehole. Strength of Materials, 6, 843-847.
7. Івасів, В. М., Рачкевич, Р. В., Яворський, М. М., Козлов А. В. (2004). Напружено-деформований стан бурильної колони у свердловинах ускладнених виробками. Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 4(13), 113-116.
8. Rachkevych, R., Rachkevych, I. (2016). The stress-strain state of the drill string at the section of the borehole with a cavern. Journal of Material Science Research, 1, 128-146.
9. Rachkevych, R. V. (2014). Drill string intense-deformed state on well section with «dog-legs». Journal of Hydrocarbon Power Engineering, 2, 89-95.
10. Rachkevych, R., Ivasiv, V., Bui, V., et al. (2019). Laboratory research of the stress-strain state of the drill string in the local bend of the well. Technology Audit and Production Reserves, 1(45), 15-24.
11. Dzhus, A., Rachkecych, R., Andrusyak, A., et al. (2020). Evaluation the stress-strain state of pumping equipment in the curvilinear sections of the well. Management Systems in Production Engineering, 3, 189-195.
12. Рачкевич, Р. В. (2016). Применение положений механики стержней для анализа напряженно-деформированного состояния насосно-компрессорной колонны. Технологический аудит и резервы производства, 5/1(31), 35-44.
13. Belkacema, L., Abdelbakib, N., Gaceba, M., et al. (2017). Drill string fatigue failure and lockup risks assessment in tortuous trajectory well in Algeria. Chemical Engineering Transactions, 61, 1099-1104.

Bu iş çərçivəsində, əsas konstruktiv elementlərini və sement daşının olmayan sahəsini əhatə edərək, quyuətrafı zonasının ədədi sonlu elementlərin modeli işlənib hazırlanmışdır. Xantı-Mansi muxtar dairəsinin neft yataqlarından birinin Açimov çöküntülərinin nümunəsində keyfiyyətsiz sementləmə şəraitində quyuətrafı zonasının gərgin-deformasiya olmuş vəziyyətinin çoxvariantlı modelləşdirilməsi yerinə yetirilmişdir. Aşkar edilmişdir ki, kəmərdə gərginliyin bucaq komponentası maksimal qiymətə malikdir. Göstərilmişdir ki, istismar kəmərinin ən çox ehtimal olunan dağılması, sementin olmadığı sahədə təzyiq təsir etmədikdə mümkündür. Kəmərin dağılma zonaları sementin olmadığı 250-dən 1100 qədər bucaq sahəsi üçün meydana gəldiyi müəyyən edilir, bu zaman həmin sahənin məlumatları maksimal, həm dartıcı, həm də sıxıcı gərginliklərlə xarakterizə olunur.

Açar sözlər: istismar kəməri; sement daşı; elastiklik və möhkəmlik xüsusiyyətləri; quyuətrafı zona; ədədi model; sonlu element metodu; gərgin deformasiya vəziyyəti; dağılma sahəsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Попов, С. Н. (2021). Определение коэффициента запаса прочности цементного камня на основе численного моделирования напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны с учетом изменения упруго-прочностных свойств цемента в процессе его твердения и под воздействием кислотного реагента. SOCAR Proceedings, SI2, 8-16.
2. Кашников, Ю. А., Гладышев, С. В., Ашихмин, С. Г., Проводников, Г. Б. (2002). Геомеханический анализ деформирования и разрушения конструктивных элементов скважин ОАО «Сургутнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 11, 39-43.
3. Фам, В. Х., Емельянов, Ю. Е., Оганов, А. С., Буй, Ч. Т. (2017). Проблемы устойчивости стенок ствола при строительстве скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро». Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, 2, 26-30.
4. Агзамов, Ф. А., Белоусов, А. О. (2019) Комплексный подход к предупреждению нарушения герметичности затрубного пространства скважин при вторичном вскрытии и ГРП. Нефтяная провинция, 1(17), 197-214.
5. Shirali, I. Y. (2020) Assessment of the stability of wellbore rock during their dynamic loading. SOCAR Proceedings, 2, 17-22.
6. Popov, S. N., Korobov, I. Yu. (2021). Laboratory research and the development of analytical models of the elastic strength properties changes of cement materials used for casing wells, depending on the hardening time and the impact of clay acid reagent. Processes in GeoMedia, 3, 183-193.
7. Попов, С. Н., Коробов, И. Ю. (2019). Эксперименты, связанные с изменением упругих и прочностных свойств цементного камня для строительства скважин в процессе его твердения и под воздействием глинокислотного реагента. Бурение и нефть, 9, 34-40.
8. Косарев, В. Е., Зиганшин, Э. Р., Новиков, И. П. и др. (2021). Изучение геомеханических свойств карбонатных пород коллекторов и покрышек среднего карбона Ивинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 104-109.
9. Агзамов, Ф. А., Ахметзянов, А. Д., Комлева, С. Ф. (2020). Опыт исследований тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин. Нефтегазовое дело, 3(18), 22-29.
10. Фам, В. Х., Оганов, А. С., Чан, Д. Л. (2019). Геомеханическое исследование образцов кернов с блока 09-1 на шельфе Вьетнама СП «Вьетсовпетро». Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1, 60-64.
11. Куницких, А. А., Чернышов, С. Е., Русинов, Д. Ю. (2014) Влияние минеральных добавок на прочностные характеристики тампонажного камня. Нефтяное хозяйство, 8, 20-23.
12. Чернышов, С. Е., Крапивина, Т. Н. (2010). Влияние расширяющих добавок на свойства цементного раствора-камня. Вестник ПНИПУ. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело, 5(9), 31-33.
13. (2019). ANSYS. Technical description.
14. Попов, С. Н., Зарипов, Р. Ш., Паршуков, А. В. (2013). Изменение физико-механических свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений в зависимости от пористости. Газовая промышленность, 8, 45-47.
15. Попов, С. Н. (2014). Вариации прочностных свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений в зависимости от пористости. Нефтепромысловое дело, 12, 38-42.

Məqalədə qarışıq islanma qabiliyyəti olan dağ süxurlarının məsamə boşluğunda neft və su fazalarının paylanmasının xüsusiyyətləri təhlil edilmişdir. Göstərilmişdir ki, məsamə boşluğu həm hidrofil, həm də hidrofob kanallarla təqdim olunan iki fazalı flüidin məsaməli mühitin elementar mikrohəcmində hərəkət etdikdə, belə qonşu kanallarından biri hərəkətli formada yalnız bir faza ilə doymuş ola bilər. Təyin edilmişdir ki, məhsuldar layların sahəsi üzrə məsaməli boşluğun su doyumluluğunun dəyişməsi onların sulaşma prosesində qalıq neft doyumluluğun miqdarının sıxışdırıcı təzyiqin qradiyentindən güclü asılılığa səbəb olur. Belə nəticəyə gəlmək olar ki, layların neftveriminin artırılması üçün istifadə olunan və sıxışdıran təzyiqin qradiyentlərin qiymətinin artırılması üçün kipləşdirici qazma texnologiyaları qarışıq islanma növü olan süxurlarda daha effektiv olacaq.

Açar sözlər: qarışıq islanma növü; məhsuldar layların sulaşması; qalıq neft doyumluluğu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Lake, L., Johns, R. T., Rossen, W. R., Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery. Society of Petroleum Engineers.
2. Fjelde, I., Lohne, A., Abeysinghe, K. P. (2015, June). Critical aspects in surfactant flooding procedure at mixedwet conditions. SPE-174393-MS. In: EUROPEC 2015. Society of Petroleum Engineers.
3. 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, 40-46.
4. Костюченко, С. В., Черемисин, Н. А. (2021). Динамические фазовые проницаемости для расчета целиков нефти в цифровых моделях. Известия ВУЗ. Нефть и газ, 5, 168-176.
5. Свалов, А. М. (2017). Влияние градиента давления на относительные фазовые проницаемости. Нефтяное хозяйство, 5, 32-35.
6. Крейг, Ф. Ф. (1994). Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Москва: Недра.

Məqalədə Samodurovsk yatağında su-qaz təsirinin həyata keçirilməsi zamanı nasos-ejektor sistemlərinin istismar təcrübəsi təhlil edilmişdir. Nasos-ejektor sistemlərinin mədən sınaqları barədə məlumatlar verilir, komponent elementlərinin uğursuzluqlarının təhlili ətraflı şəkildə təsvir edilmişdir (bu, su-qaz təsirinin texnologiyasının və onun həyata keçirilməsi üçün texnikanın gələcək inkişafına kömək edir). Yüksək qaz tərkibli qarışığın, layın ən böyük qalıq ehtiyatları olan zonalarını açmış quyulara ("ağıllı" vurma) vurulmasından ibarət yeni texniki həll təklif olunmuşdur. Aparılan tədqiqatlar mədənlərdə su-qaz təsirinin daha fəal tətbiqinə kömək edəcəkdir. Təklif olunan həll səmərəsiz istifadə olunan səmt neft qazının həcmini dəfələrlə azaltmağa (əks halda, sadəcə, məşəllərdə yandırılır), bununla da neft hasilatının və neft hasil edən şirkətlərin gəlirinin artmasına imkan verir.

Açar sözlər: karbon izinin azaldılması; səmt neft qazının laya vurulması; nasos-ejektor sistemləri; su-qaz təsiri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Ashraf, M. (2022). Decarbonizing energy: From A to Zero. https://www.accenture.com/_acnmedia/PDF-135/Accenture-Decarbonizing-Energy-Full-Report-Digital-LDM.pdf.
2. Сазонов, Ю. А., Мохов, М. А., Мищенко, И. Т., Дроздов, А. Н. (2017). Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 12, 138-141.
3. Пинаева, Л. Г., Носков, А. С. (2021). Химические способы утилизации СО2. Экология и промышленность России, 25(12), 30-37.
4. Букалов, В. П., Леванова, С. В., Пирогова, Е. В. и др. (2012). Утилизация попутного нефтяного газа в России. Проблемы и решения. Экология и промышленность России, 7, 50-54.
5. Эдер, Л. В., Проворная, И. В., Филимонова, И. В. (2018). По пути к попутному. На ухабах ПНГ. Бурение и нефть, 12, 4-14.
6. Дроздов, А. Н. (2014). Утилизация нефтяного газа с использованием существующей инфраструктуры промыслов. Нефтяное хозяйство, 4, 74-77.
7. Книжников, А. Ю., Ильин, А. М. (2017). Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России – 2017. Москва: Всемирный фонд дикой природы (WWF).
8. (2021). Global Gas Flaring Tracker Report. Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR). https://thedocs.worldbank.org/en/doc/1f7221545bf1b7c89b850dd85cb409b0-0400072021/original/WB-GGFR-Report-Design-05a.pdf
9. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. Записки Горного института, 254, 191-201.
10. Кальнер, В. Д. (2021). Устойчивое развитие в условиях «зеленой глобализации» бизнеса. Экология и промышленность России, 25(9), 50-55.
11. Дроздов, А. Н. (2014). Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения. Нефтяное хозяйство, 8, 100-104.
12. Дроздов, Н. А. (2011). Исследование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 11, 80-83.
13. Степанова, Г. С. (2006). Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. Москва:
    Газойл пресс.
14. Шахвердиев, А. Х. (2019). Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство, 1, 44–49.
15. Шахвердиев, А. Х. (2017). Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, 2, 58–63.
16. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В. (2021). Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 11, 104–109.
17. Шахвердиев, А. Х. (2014). Еще раз о нефтеотдаче Нефтяное хозяйство, 1, 44–48.
18. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Malyavko, E. A., et al. (2012, October). Investigation of SWAG injection and prospects of its implementation with the usage of pump-ejecting systems at existing oil-field infrastructure. SPE-160687-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
19. 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.
20. Белов, А. Ю., Белова, А. А., Страхов, П. Н. (2021). Геологические проблемы освоения залежей углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 3, 50-53.
21. Страхов, П. Н., Давыдова, Е. А., Скачек, К. Г., Еремин, Ю. Г. (2020). Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 82–87
22. Дроздов, А. Н., Дроздов, Н. А., Горбылева, Я. А., Горелкина, Е. И. (2020). Применение струйных аппаратов в нефтепромысловом деле. Москва: «Спутник +».
23. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
24. Дроздов, А. Н., Фаткуллин, А. А. (2022). Способ водогазового воздействия на пласт. Патент Российской
    Федерации № 2190760.
25. Смирнов, Н. И., Смирнов, Н. Н., Горланов, С. Ф. (2012). О причинах сломов валов УЭЦН. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 3, 17-21.
26. Сюр, Т. А., Закшевская, Л. В., Шарова, Г. А. и др. (2017). Результаты опытно-промысловых испытаний технологии подготовки воды на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Нефтепромысловое дело, 7, 47-50.
27. Дудин, С. М., Земенкова, М. Ю., Подорожников, С. Ю. и др. (2015). Экспериментальные исследования газожидкостных потоков в трубопроводах. Современные проблемы науки и образования, 2(3), 18-18.
28. Дроздов, Н. А. (2012). Исследование фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водогазовыми смесями и разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт. Автореферат диссертации на соискание степени кандидата технических наук. Мосвка: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Su-qaz və köpüklü təsir üçün optimal tərkiblərin işlənib hazırlanması məqsədi ilə terrigen lay modellərində filtrasiya proseslərinin laboratoriya tədqiqatlarının nəticələri təqdim edilmişdir. Eksperimentlər kınovpaşiysk horizontunun terrigen çöküntülərinin kernindən çıxarılmış süxur nümunələrində aparılmışdır. Müəyyən edilmişdir ki, "Tatneft" ASC yataqlarının mədən şəraitləri nəzərə alınmaqla, köpüklü SAM- la su-qaz qarışıqlarının tətbiqi neftveriminin daha çox artımına imkan verəcək. Köpüklü sistemlərin qat sayının və dayanıqlığının tədqiqatları göstərir ki, laya su-qaz təsiri zamanı ТН-ПО-1, ТН-ПО-2 və АФ9-12 tipli geyri-ionogen köpükləndirici səthi - aktiv maddələrinin istifadəsi ən yaxşı seçimdir. SAM-ın konsentrasiyasından asılı olaraq, köpük xassələrinin tədqiqatlarının nəticələri konkret mədənlərin şəraitlərini nəzərə alaraq təqdim edilmişdr, SQT-nin həyata keçirilməsi üçün xüsusi reagentlərin istifadəsi üçün tövsiyələr verilmişdir. Su-qaz təsiri texnologiyasının tətbiqi nəinki neft hasilatını artırmağa, həm də səmərəsiz istifadə olunan səmt neft qazının həcmini əhəmiyyətli dərəcədə azaltmağa imkan verir, bu da davamlı inkişaf məqsədlərinin ən vacib vəzifələrindən biridir.

Açar sözlər: ekoloji davamlılıq; neft hasilatının artırılması; filtrasiya tədqiqatları; su-qaz təsiri; köpüklü su-qaz təsiri; köpükləndirici SAM.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2019). ПАО «Татнефть». Интерактивный отчёт в области устойчивого развития за 2019 год. https://2019.tatneft.ru/izmenenie-klimata-i-ustojchivoe-energeticheskoe-budushee/mery-i-rezultaty-dejstvij/
2. Страхов, П. Н., Белова, А. А., Маркелова, А. А., Страхова, Е. П. (2021). Учёт неоднородностей продуктивных отложений при построении геологических моделей, как резерв повышения эффективности водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 2, 46-49.
3. Белов, А. Ю., Белова, А. А., Страхов, П. Н. (2021). Геологические проблемы освоения залежей углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 3, 50-53.
4. Шахвердиев, А. Х., Мандрик, И. Е. (2007). Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти. Нефтяное хозяйство, 5, 76–79.
5. Shakhverdiev, A. Kh., Denisov, A. V., Tumanova, V. D. (2021). New optimization criteria of waterflood patterns preventing premature water breakthrough in the context of water-oil displacement front instability. In: 7th Scientific Exploration Conference - Tyumen 2021: Natural Resources Management as a Cross-Functional Process.
6. Степанова, Г. С., Михайлов, Д. Н. (2008). Обоснование технологии водогазового воздействия, основанной на эффекте пенообразования. Нефтяное хозяйство, 3, 76-79.
7. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В. (2021). Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 11, 104–109.
8. Шахвердиев, А. Х., Шестопалов, И. В., Мандрик, И. Е., Арефьев, С. В. (2019). Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 12, 118–123.
9. Шахвердиев, А. Х. (2019). Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство, 1, 44–49.
10. Шахвердиев, А. Х. (2017). Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, 2, 58–63.
11. Степанова, Г. С. (2006). Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. Москва: Газойл пресс.
12. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference 2017. Society of Petroleum Engineers.
13. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666, 062007.
14. Drozdov, A. N., Gorelkina, E. I., Gorbyleva, Ya. A., Narozhnyy, I. M. (2020). Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas. Journal of Physics: Conference Series, 1687, 012040.
15. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2015). Prospects of development of jet pump's well operation technology in Russia. SPE-176676-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Кальнер, В. Д. (2021). Устойчивое развитие в условиях «зеленой глобализации» бизнеса. Экология и промышленность России, 25(9), 50-55.
17. Горелкина, Е. И. (2021). Оценка сравнительной эффективности насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Научный журнал Российского газового общества, 4, 28-35.
18. Дроздов, Н. А. (2022). Фильтрационные исследования на кернах и насыпных моделях Уренгойского месторождения для определения эффективности водогазового воздействия на пласт при извлечении конденсата из низконапорных коллекторов и нефти из нефтяных оторочек. Записки Горного института, 257, 783-794.
19. Drozdov, A. N., Gorbyleva, Ya. A., Drozdov, N. A., Gorelkina, E. I. (2021). Perspectives of application of simultaneous water and gas injection for utilizing associated petroleum gas and enhancing oil recovery in the Arctic fields. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 678, 012039.
20. Дроздов, А. Н., Телков, В. П., Егоров, Ю. А. и др. (2007). Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями. Нефтяное хозяйство, 1, 58-59.
21. Дроздов, Н. А. (2011). Исследование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 11, 80-83.
22. Ибатуллин, Р. Р. (2010). Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. Москва: ВНИИОЭНГ.
23. Страхов, П. Н., Давыдова, Е. А., Скачек, К. Г., Еремин, Ю. Г. (2020). Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 82–87.
24. Хижняк, Г. П., Амиров, А. М., Гладких, Е. А. и др. (2016). Эффективность применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи и перераспределения фильтрационных потоков. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 15(18), 42-52.
25. Страхов, П. Н., Филиппов, В. П., Мазанова, А. В., Фадеев, И. Ю. (2015). Проблемы освоения залежей углеводородов, приуроченных к коллекторам сложного строения. Нефтяное хозяйство, 12, 98–100.
26. Olabode, O. A., Orodu, O. D., Isehunwa, S. O., et al. (2018). Effect of foam and WAG (water alternating gas) injection on performance of thin oil rim reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 171, 1443-1454.
27. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gas-liquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
28. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
29. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
30. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
31. Suleimanov, B. A. (1999). The slip effect during filtration of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 61(6), 786-790.
32. Троицкий, В. М., Григорьев, Б. А., Рассохин, С. Г. и др. (2018). Применение методов физического и математического моделирования для оценки эффективности использования технологии водогазового воздействия на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении. Научно-технический сборник «Вести газовой науки», 5(37), 140-154.

Su-qaz qarışığının vurulması vasitəsilə su-qaz təsirinin həyata keçirilməsi üçün üsul və qurğu təklif olunur. Təklif olunan texniki həll hər bir vurucu quyusuna vurulan qarışığın sərfini tənzimləməyə və ölçməyə imkan verəcək. Həmçinin, texnologiya neftveriminin artmasına imkan yaradır. Texnologiyanı həyata keçirmək üçün qurğu hasilat quyularının boruarxası fəzanın səmt qazını ayırmağa imkan verir ki, bu da təzyiqin kritik qiymətlərdən aşağı enməsinə və nasosların qəbuluna quyu məhsulunun verilməsinin pozulmasının qarşısını almağa kömək edir. Qurğuda su - qaz qarışıqlarının sərfinə nəzarət üçün diafraqmalar – ölçmə qurğuları var ki, bu da sıxıcı nasosları vasitəsilə seçilmiş vurucu quyularına vurulur.

Açar sözlər: su-qaz qarışığı; nasos-ejektor sistemi; su-qaz təsir texnologiyası; su-qaz qarışığının sərfinin tənzimlənməsi; neftveriminin artırılması, diafraqmalar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сазонов, Ю. А., Мохов, М. А., Мищенко, И. Т., Дроздов, А. Н. (2017). Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 12, 138-141.
2. Шахвердиев, А. Х., Мандрик, И. Е. (2007). Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти. Нефтяное хозяйство, 5, 76–79.
3. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В. (2021). Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 11, 104–109.
4. Verbitsky, V. S., Igrevsky, L. V., Fedorov, A. E., et al. (2016, October). Technology design of efficient utilization of associated petroleum gas APG and possibilities of its realization by pump-booster and pump-ejector systems. SPE-181962-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
5. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Malyavko, E. A., et al. (2012, October). Investigation of SWAG injection and prospects of its implementation with the usage of pump-ejecting systems at existing oil-field infrastructure. SPE-160687-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
6. Дроздов, А. Н. (2014). Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения. Нефтяное хозяйство, 8, 100-104.
7. Дроздов, Н. А. (2011). Исследование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 11, 80-83.
8. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2012, June). Laboratory researches of the heavy oil displacement from the Russkoye field’s core models at the SWAG injection and development of technological schemes of pump ejecting systems for the water-gas mixtures delivering. SPE 157819-MS. In: SPE Heavy Oil Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
9. Горелкина, Е. И. (2021). Оценка сравнительной эффективности насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Научный журнал Российского газового общества, 4(32), 28-34.
10. Дроздов, Н. A. (2022). Фильтрационные исследования на кернах и насыпных моделях Уренгойского месторождения для определения эффективности водогазового воздействия на пласт при извлечении конденсата из низконапорных коллекторов и нефти из нефтяных оторочек. Записки Горного института, 257, 783–794.
11. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Publishing International Science and Technology Conference «Earth Science». IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666, 062007.
12. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
13. Suleimanov, B. A. (1999). The slip effect during filtration of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 61(6), 786-790.
14. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704–707.
15. Сулейманов, Б. A., Исмаилов, Ф. С., Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86–88.
16. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749–753
17. Suleimanov, B. A. (1996). Experimental study of the formation of fractal structures in displacement of immiscible fluids using a Hele-Shaw cell. Inzhenerno-Fizicheskii Zhurnal, 69(2), 230–237.
18. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gasliquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
19. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
20. Bakhtiyarov, S. I., Panakhov, G. M., Shakhverdlyev, A. Kh., Abbasov, E. M. (2007, July-August). Polymer/ surfactant effects on generated volume and pressure of CO2 /In: 5th Joint ASME/JSME Fluids Engineering Summer Conference, FEDSM2007-37100.
21. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. (2002). Синергетические эффекты при системном воздействии на залежь термо-реохимическими технологиями. Нефтяное хозяйство, 11, 61–65.
22. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2014). Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2. Нефтяное хозяйство, 5, 90–95.
23. Крючков, В. И., Губеева, Г. И. (1997). Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ № 2088752.
24. Дроздов, А. Н., Фаткуллин, А. А. (2022). Способ водогазового воздействия на пласт. Патент РФ № 2190760.
25. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
26. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. Записки Горного института, 254, 191-201.
27. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2015, October). Prospects of development of jet pump’s well operation technology in Russia. SPE-176676-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
28. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка технологии «умной» закачки водогазовых смесей с применением насосно-эжекторных систем. Бурение и нефть, 2, 20-25.
29. Alanazi, A. K., Alizadeh, S. M., Nurgalieva, K. S., et al. (2021). Optimization of X-ray tube voltage to improve the precision of two phase flow meters used in petroleum industry. Sustainability, 13, 13622.
30. Alanazi, A. K., Alizadeh, S. M., Nurgalieva, K. S., et al. (2022). Application of neural network and timedomain feature extraction techniques for determining volumetric percentages and the type of two phase flow regimes independent of scale layer thickness. Applied Sciences, 12, 1336.
31. Mayet, A. M., Alizadeh, S. M., Nurgalieva, K. S., et al. (2022). Extraction of time-domain characteristics and selection of effective features using correlation analysis to increase the accuracy of petroleum fluid monitoring systems. Energies, 15, 1986.
32. Ившин, В. П., Перухин, М. Ю. (2011). Расчет расхода газожидкостной смеси в горизонтальном трубопроводе. Вестник Казанского технологического университета, 18, 164-167.
33. Михеев, В. А., Вакулин, А. А., Черкашов, Е. М. (2017). Бессепарационный многофазный расходомер как «подрывная» инновация в нефтегазовой отрасли и проблемы её продвижения. Наука и бизнес: Пути развития, 3(69), 5-13.
34. Наумчик, И. В., Пирогов, С. Ю., Шевченко, А. В. (2015). Способ измерения расхода многофазной среды. Фундаментальные исследования, 10, 507-511.
35. Кремлевский, П. П. (2002). Расходомеры и счетчики количества веществ: Справочник: Книга 1. Санкт-Петербург: Политехника.
36. Медведев, В. Ф., Удодов, А. Г. (1972). Измерение расхода жидкости и газа в потоке газожидкостной смеси. Приборы и системы управления, 5, 52-54.
37. Ширковский, А. И. (1979). Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: Недра.

Müasir dünyada sənayenin enerji sektoru iqlimə böyük təsir göstərir. Bu prosesdə neft-qaz hasil edən müəssisələrə düşən pay böyükdür. Məqalədə neftveriminin artırılması üçün laya vurularkən işlənmiş qaz (tüstü) qazlarının utilizasiyası yolu ilə səmt neft qazının yandırılmasının və karbon qazının tullantılarının azaldılması perspektivi göstərilib. İşlənmiş qazların əsas sənaye mənbələri verilmişdir. Müxtəlif xassəli neft yataqlarının işlənilməsində işlənmiş qazların istifadə olunması üzrə işlərin sahəsi təhlil edilmişdir. İşlənmiş qazların utilizasiyasına və yataqların neftveriminin artırılmasına yönəldilmiş su-qaz təsirinin texnologiyası təklif edilmişdir. Su-qaz təsiri texnologiyası nasos-ejektor sistemlərinin tətbiqi ilə həyata keçirilir və suyun və qazın məhsuldar laylara birgə vurulmasına imkan verir. Konkret yatağın şərtləri üçün nasos-ejektor sisteminin əsas parametrləri müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: işlənmiş qazların (tüstü) utilizasiyası; neftveriminin artırılması; su-qaz təsiri; nasos-ejektor sistemi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Николаева, Л. A., Хуснутдинова, Э. М. (2021). Научные подходы в технологии очистки газовых выбросов от оксида серы на промышленных предприятиях. Экология и промышленность России, 25(4), 4-9.
2. Сазонов, Ю. А., Мохов, М. А., Мищенко, И. Т., Дроздов, А. Н. (2017). Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 12, 138-141.
3. Drozdov, A. N., Gorbyleva, Ya. A., Drozdov, N. A., Gorelkina, E. I. (2021). Perspectives of application of simultaneous water and gas injection for utilizing associated petroleum gas and enhancing oil recovery in the Arctic fields. IOP Conferences Series: Earth and Environmental Science, 678, 012039.
4. (2020). Global gas flaring tracker report 2020. Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR). http://pubdocs.worldbank.org/en
5. (2021). Global gas flaring tracker report 2021. Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR). https://thedocs.worldbank.org/en
6. Горбылева, Я. А. (2021). О технологиях закачки выхлопных (дымовых) газов для извлечения нефти. Вестник Евразийской науки, 4, 1-11.
7. Ghaderi, S. M., Clarkson, C. R., Chen, Y. (2012, October). Optimization of WAG process for coupled CO2 EORstorage in tight oil formations: An experimental design approach. SPE-161884-MS. In: SPE Canadian Unconventional Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Wei, N., Li, X., Dahowski, R. T., et al. (2015). Economic evaluation on CO2-EOR of onshore oil fields in China. International Journal of Greenhouse Gas Control, 37, 170–181.
9. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2006). Интегративная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой генерации газа. Нефтяное хозяйство, 11, 76–78.
10. Bakhtiyarov, S. I., Panakhov, G. M., Shakhverdiyev, A. Kh., Abbasov, E. M. (2006). Oil recovery by in-situ gas generation: Volume and pressure measurements. In: Proceedings of ASME Fluids Engineering Division Summer Meeting, FEDSM2006, 1487–1492.
11. Bakhtiyarov, S. I., Panakhov, G. M., Shakhverdiev, A. Kh., et al. (2006). In-situ carbon dioxide generation for oil recovery: Experimental study of pressure and temperature variations during stoichiometric reaction. American Society of Mechanical Engineers, Fluids Engineering Division (Publication) FED.
12. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2014). Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2. Нефтяное хозяйство, 5, 90–95.
13. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2010). Инновационная технология извлечения остаточных запасов углеводородов внутрипластовой генерацией диоксида углерода. Нефтяное хозяйство, 6, 44–47.
14. Bender, S., Akin, S. (2017). Flue gas injection for EOR and sequestration: Case study. Journal of Petroleum Science and Engineering, 157, 1033-1045.
15. Shokoya, O. S., Mehta, S. A. (Raj), Moore, R. G., et al. (2004). The mechanism of flue gas injection for enhanced light oil recovery. Journal of Energy Resources Technology, 126(2), 119-124.
16. Wang, Z., Zhang, Y., Liao, H. (2020). Experimental investigation on precipitation damage during water alternating flue gas injection. Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies Nouvelles, 75(45), 1-13.
17. Wu, Z., Liu, H., Wang, X. (2018). 3D experimental investigation on enhanced oil recovery by flue gas coupled with steam in thick oil reservoirs. Energy & Fuels, 32(1), 279–286.
18. Liu, Y. G., Yang, H. L., Zhao, L. C., et al. (2010, May). Improve offshore heavy oil recovery by compound stimulation technology involved thermal, gas and chemical methods. OTC-20907-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Wang, Z. H., Sun, B. W., Guo, P., et al. (2021). Investigation of flue gas water-alternating gas (flue gas–WAG) injection for enhanced oil recovery and multicomponent flue gas storage in the post-waterflooding reservoir. Petroleum Science, 18, 870–882.
20. Fossum, B., Blaker, T., Brendsdal, E., et al. (1992, April). Numerical simulation of hot-water and flue-gas injection under typical North Sea Reservoir conditions. SPE-24168-MS. In: SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
21. Han, B., Li, W. J., Li, M., et al. (2020). Experimental study of combination emission gas and hot water from power plant for enhanced heavy oil recovery. In: 7th International Conference on Power and Energy Systems Engineering (CPESE 2020), 6(9), 183-188.
22. Zhang, Y. P., Sayegh, S., Huang, S. (2006, June). Enhanced heavy oil recovery by immiscible WAG injection. PETSOC-2006-014. In: 7th Canadian International Petroleum Conference (57th Annual Technical Meeting). Society of Petroleum Engineers.
23. Ahmadi, M. A., Hasanvand, M. Z., Shokrolahzadeh, S. (2015). Technical and economic feasibility study of flue gas injection in an Iranian oil field. Petroleum, 1(3), 217-222.
24. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2015, October). Prospects of development of jet pump’s well operation technology in Russia. SPE-176676-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Дроздов, А. Н. (2014). Утилизация нефтяного газа с использованием существующей инфраструктуры промыслов. Нефтяное хозяйство, 4, 74-77.
26. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Malyavko, E. A., et al. (2012, October). Investigation of SWAG injection and prospects of its implementation with the usage of pump-ejecting systems at existing oil-field infrastructure. SPE-160687-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666(6), 062007.
28. Zhang, H., Zou, D., Yang, X., et al. (). Liquid–gas jet pump: A review. Energies, 15, 6978.
29. Красильников, И. А. (2010). Разработка методики расчета характеристик жидкостно-газовых эжекторов для эксплуатации скважин и водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва.
30. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. Записки Горного института, 254, 191-201.
31. Drozdov, A. N., Narozhnyy, I. M., Mereutsa, A. M. (2019). Water and gas mixture characteristics calculation and its possible injection variants. IOP Publishing - IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 675, 012023.
32. Drozdov, A. N., Malyavko, E. A., Alekseev, Y. L., Shashel, O. V. (2011, October-November). Stand research and analysis of liquid-gas jet-pump’s operation characteristics for oil and gas production. SPE-146638-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
33. Зарипов, А. Т., Шайхутдинов, Д. К., Хакова, А. Р., Бисенова, А. А. (2020). Оценка эффективности закачки углекислого газа в пласт терригенных отложений Биклянского месторождения на основе гидродинамического моделирования. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. ПАО «ТАТНЕФТЬ». Москва: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство».
34. Дроздов, Н. А. (2012). Исследование фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водогазовыми смесями и разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва.
35. Дроздов, Н. А. (2011). Исследование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 11, 80-83.
36. Дроздов, Н. А. (2022). Фильтрационные исследования на кернах и насыпных моделях Уренгойского месторождения для определения эффективности водогазового воздействия на пласт при извлечении конденсата из низконапорных коллекторов и нефти из нефтяных оторочек. Записки Горного института, 257, 783-794.
37. Валеев, А. С., Котенёв, Ю. А., Шевелёв, А. П. и др. (2018). Оценка эффективности водогазового воздействия при использовании газа различного состава. SOCAR Proceedings, 2, 58-64.

Su-qaz təsirinin həyata keçirilməsi zaman su-qaz qarışığının sabitlik dərəcəsi əsas rol oynayır. Qaz qabarıcıqları birləşməsinin yatırılmasına bir çox amillərin təsir etdiyi məlumdur. Məqalədə müxtəlif tərkibli və konsentrasiyaları səthi aktiv maddələrin su-qaz qarışığının götürülməsində çox pilləli mərkəzdənqaçma nasosunun işinə təsiri ilə bağlı tədqiqatların nəticələri verilmişdir. Disolvan 4411 köpük əmələgətirici sərbəst qazın nasosun xüsusiyyətlərinə mənfi təsirinin əhəmiyyətli dərəcədə azaltdığı göstərilir. Нефтенол ВВД reagenti, disolvan 4411 istifadəsi zaman nasosun xüsusiyyətlərinə çox yaxın iş parametrlərini təmin edir. Su-qaz qarışığına əlavə edilməsi tövsiyə olunan Нефтенол ВВД –in konsentrasiyası müəyyən edilmişdir. Bu səthi aktiv maddələrin seçilməsinin məqsədəuyğunluğu da bu reagentin istifadəsinin vurucu quyularının qəbul etmə qabiliyyətini yaxşılaşdırması ilə əlaqədardır.

Açar sözlər: çox pilləli mərkəzdənqaçma nasosu; ejektor; su-qaz qarışığı; köpük əmələgətirici SAM.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Степанова, Г. С. (2006). Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. Москва: Газойл пресс.
2. Илюшин, П. Ю., Турбаков, М. С., Галкин, С. В., Керн, Д. А. (2012). Моделирование водогазового воздействия при разработке Змеевского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 11, 116–117.
3. Дроздов, Н. А. (2011). Исследование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 11, 80-83.
4. Вафин, Р. В., Егоров, А. Ф., Инсафов, Р. М. и др. (2019). Интенсификация отбора нефти из периферийной залежи водогазовыми технологиями. Нефтепромысловое дело, 5, 29-32.
5. Инсафов, Р. М., Егоров, А. Ф., Миннуллин, А. Г., Рахматуллин, А. А. (2020). Повышение эффективности нефтевытеснения водогазовыми технологиями путем изменения состава и объема газа в оторочках. Нефтепромысловое дело, 2, 38-40.
6. Ирани, М. М., Телков, В. П. (2021). Изучение современных вариантов использования комбинаций газового и традиционного заводнения (водогазовое воздействие и его альтернатива). SOCAR Proceedings, SI2, 248-256.
7. Bakhtiyarov, S. I., Shakhverdiyev, A. K., Panakhov, G. M., Abbasov, E. M. (2007). Effect of surfactant on volume and pressure of generated CO2 gas. SPE Production and Operations Symposium Proceedings, 478–482.
8. Bakhtiyarov, S. I., Panakhov, G. M., Shakhverdlyev, A. Kh., Abbasov, E. M. (2007, July-August). Polymer/surfactant effects on generated volume and pressure of CO2 /In: 5th Joint ASME/JSME Fluids Engineering Summer Conference, FEDSM2007-37100.
9. Курбанбаев, М. И., Абитова, А. Ж. (2014). Оценка эффективности водогазового воздействия на опытном участке горизонта Ю-1C месторождения «Каламкас» по результатам фильтрационных исследований на керне. SOCAR Proceedings, 2, 46-50.
10. Abitova, A. Zh. (2020). Experimental–industrial tests of the impact of water–gas (HBV) technology in combination with thickened water in Kalamkas field. SOCAR Proceedings, 1, 248-256.
11. Мамалов, Е. Н., Джалалов, Г. И., Горшкова, Е. В., Хадиева, А. С. (2022). Интенсификация добычи нефти с применением водовоздушной смеси. SOCAR Proceedings, 2, 78-83.
12. Дроздов, А. Н. (2014). Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения. Нефтяное хозяйство, 8, 100-104.
13. Шевченко, А. К., Чижов, С. И., Тарасов, А. В. (2011). Предварительные результаты закачки в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси на поздней стадии разработки Котовского месторождения. Нефтяное хозяйство, 10, 100-102.
14. Абуталипов, У. М., Китабов, А. Н., Есипов, П. К., Иванов, А. В. (2017). Исследование конструктивных и технологических параметров водогазового эжектора для утилизации попутного нефтяного газа. Экспозиция. Нефть. Газ, 4(57), 54-58.
15. Agrawal, G., Verma, V., Gupta, S., et al. (2017, November). Novel approach for evaluation of simultaneous water and gas injection pilot project in a Western offshore field, India. SPE-178122-MS. In: SPE Oil & Gas India Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
16. Дроздов, А. Н. (2011). Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 9, 108-111.
17. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2015, October). Prospects of development of jet pump's well operation technology in Russia. SPE-176676-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
18. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
20. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
21. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Publishing International Science and Technology Conference «Earth Science». IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666, 062007.
22. Craig, V. S. J., Ninham, B. W., Pashley, R. M. (1993). The effect of electrolytes on bubble coalescence in water. Journal of Physical Chemistry, 97, 10192-10197.
23. Craig, V. S. J. (2004). Bubble coalescence and specific ion effects. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 9, 178-184.
24. Wu, B., Firouzi, M., Ribeiro, A. S., et al. (2019, November). Investigating the effect of salinity on counter-current two-phase flow regimes in annuli. URTEC-198228-MS. In: SPE/AAPG/SEG Asia Pacific Unconventional Resources Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Drozdov, A. N. (2010, September). Stand investigations of ESP's and gas separator's characteristics on gas-liquid mixtures with different values of free-gas volume, intake pressure, foaminess and viscosity of liquid. SPE-134198-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition 2010. Society of Petroleum Engineers.
26. Bunkin, N. F., Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., et al. (2017). Suppression of the coalescence of gas bubbles in aqueous electrolyte solutions: dependence on the external pressure and velocity of gas flow through a column with liquid. Physics of Wave Phenomena, 25(3), 219–224.
27. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2014). Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2. Нефтяное хозяйство, 5, 90-95.
28. Bakhtiyarov, S. I., Panakhov, G. M., Shakhverdlyev, A. Kh., Abbasov, E. M. (2007, July-August). Polymer/surfactant effects on generated volume and pressure of CO2 /In: 5th Joint ASME/JSME Fluids Engineering Summer Conference, FEDSM2007-37100.
29. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2006). Интегративная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой генерации газа. Нефтяное хозяйство, 11, 76–78.
30. Кузнецова, А. Н. (2018). Обоснование технологии заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов с использованием поверхностно-активных веществ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Санкт-Петербург.
31. Ахмедова, У. Т. (2022). Обзор методов повышения нефтеотдачи пласта на основе использования пенных систем. SOCAR Proceedings, 3, 076-084.
32. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30–36.
33. Хисматуллина, Л. И. (2018). Обработка призабойной зоны углеводородным растворителем и ПАВ. Научные исследования, 7(26), 7-8.
34. Паникаровский, Е. В., Паникаровский, В. В., Ваганов, В. В. (2019). Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин. Известия ВУЗ. Нефть и газ, 3, 54-63.
35. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gas-liquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
36. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. Записки Горного института, 254, 191-201.
37. Вербицкий, В. С., Горидько, К. А., Федоров, А. Э., Дроздов, А. Н. (2016). Исследование характеристик электроцентробежного насоса с эжектором на входе при откачке газожидкостных смесей. Нефтяное хозяйство, 9, 106-109.
38. Давлетшина, Л. Ф. (2021). Создание комплексного коллоидно-химического подхода к разработке составов и технологий для кислотных обработок скважин с использованием колтюбинговых установок. Диссертация на соискание степени доктора технических наук. Москва.
39. Силин, М. А., Магадова, Л. А., Гаевой, Е. Г. и др. (2011). Исследование поверхностно-активных веществ (ПАВ) различного типа, применяемых в составе технологических жидкостей. Территория «Нефтегаз», 8, 50-55.

Məqalədə Volqa-Ural və Timan-Peçora neft-qaz vilayətlərinin üçölçülü geoloji-hidrodinamik modellərinin qurulması əsasında aparılmış 115 istismar quyusunun qazması işlərinin nəticələrinin təhlili aparılmışdır. Geoloji modelin göstəriciləri üçün korrelyasiya təhlili aparılmışdır. Qəbul edilmiş geoloji-hidrodinamik modellərdə istismar quyularının qazması işlərinin nəticələrinin təhlili aparılmışdır. Geoloji üçölçülü modelin əsas elementlərinin təsdiqlənməsi nəzərdən keçirilmişdir. Geoloji və hidrodinamik modelləşdirmə ilə əlaqəli proqnozlaşdırılan debitlərin sapmasının səbəblərini fərqləndirmək üçün debitlərin nisbi sapması və həcm-filtrasiya xüsusiyyətlərinin müqayisəsi qrafikindən istifadə edilməsi təklif olunur. Korrelyasiya təhlili və qrafik üsulların birgə tətbiqi ilə debitlərin etibarsız proqnozuna səbəb olan geoloji və texnoloji səbəblərin ayrılması aparılmışdır. Müəyyən edilmişdir ki, ilk növbədə, debitlərin proqnozlaşdırma səhvlərinə neft layının işlənmə texnologiyası və hidrodinamik modelin proqnoz göstəriciləri ilə əlaqəli olan amillər təsir göstərir. Aparılmış tədqiqat yataqlarda planlaşdırılan neft hasilatına nail olmamaq riskini azaltmaq üçün effektiv tədbirlər seçməyə imkan verir. Modellərin yaradılması üçün çoxvariantlı texnologiyaların tətbiqinin inkişafı istiqamətində geoloji-hidrodinamik modelləşdirmə üsullarının təkmilləşdirilməsi təklif olunur.

Açar sözlər: kollektor; proqnoz neft debiti; geoloji-hidrodinamik modelləşdirmə; пористость; keçiricilik; həcm-filtrasiya xüsusiyyətləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Li, H., Zhang, J. (2018) Well log and seismic data analysis for complex pore-structure carbonate reservoir using 3D rock physics templates. Journal of Applied Geophysics, 151, 175-183.
2. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021) Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
3. 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.
4. Поплыгин, В. В., Галкин, С. В. (2011) Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей. Нефтяное хозяйство, 3, 112-115.
5. Чухлов, А. С., Сальникова, О. Л., Черных, В. И. (2022) Оценка влияния геолого-физических характеристик залежей со сложным геологическим строением на условия притока углеводородов. Недропользование, 22(1). 9-14.
6. Соснин, Н. Е., Казакова, Т. А., Филипьева, С. Г. и др. (2019) Особенности геологического строения верхне-девонских рифогенных отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 19(4), 304-321.
7. Грунис, Е. Б., Колоколова, И. В., Ростовщиков, В. Б., Ульянов, Г. В. (2020) Особенности применения методики оценки рисков при обосновании перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейских карбонатов (Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн). Геология нефти и газа,1, 21-33.
8. Дьяконова, Т. Ф., Бата, Л. К., Саетгараев, А. Д., Бронскова, Е. И. (2021) Геологические факторы и диагностические признаки пород с негидрофильной смачиваемостью на месторождениях Тимано-Печорской провинции. Каротажник, 1(307), 19-30.
9. Wang, F., Zhang, S. (2016) Pressure-buildup analysis method for a post-treatment evaluation of hydraulically fractured tight gas wells. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 35, 753-760.
10. Мартюшев, Д. А., Пономарева, И. Н., Галкин, В. И. (2021) Оценка достоверности определения фильтрационных параметров продуктивных пластов с применением многомерного регрессионного анализа. SOCAR Proceedings, SI1, 50–59.
11. Мартюшев, Д. А., Галкин, С. В., Шелепов, В. В. (2019) Влияние напряженного состояния горных пород на матричную и трещинную проницаемость в условиях различных литолого-фациальных зон турне-фаменских нефтяных залежей Верхнего Прикамья. Вестник Московского университета, 4(5), 44-52.
12. Вишняков, А. Ю. (2021) Исследование влияния изменения коллекторских свойств песчаника и алевролита на качество геологического моделирования. Недропользование, 21(3), 117-122.
13. Сметкина, М. А., Мелкишев, О. А., Присяжнюк, М. А. (2020) Уточнение значений проницаемости при адаптации гидродинамической модели. Недропользование, 20(3), 223-230.
14. Репина, В. А., Галкин, В. И., Галкин, С. В. (2018) Применение комплексного учета петрофизических характеристик при адаптации геолого-гидродинамических моделей (на примере визейской залежи Гондыревского месторождения нефти). Записки Горного института, 231, 268-274.
15. Dana, S., Ganis, B., Wheeler, M. F. (2018) A multiscale fixed stress split iterative scheme for coupled flow and poromechanics in deep subsurface reservoirs. Journal of Computational Physics, 352, 1-22.
16. Галкин, С. В., Кривощеков, С. Н., Козырев, Н. Д. и др. (2020) Учет геомеханических свойств пласта при разработке многопластовых нефтяных месторождений. Записки Горного института, 244, 408-417.
17. Shapiro, S. A. (2017) Stress impact on elastic anisotropy of triclinic porous and fractured rocks. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 122(3), 2034-2053.
18. Sviridov, V. A., Mayr, S. I., Shapiro, S. A. (2017) Elastic properties of two VTI shale samples as a function of uniaxial stress: Experimental results and application of the porosity-deformation approach. Geophysics, 82(6), 201-210.
19. Hauser, D., Laidre, K., Stern, H. L. (2018) Vulnerability of Arctic marine mammals to vessel traffic in the increasingly ice-free North west Passage and Northern Sea Route. Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America, 115(29), 7617−7622.
20. Yang, X., Haugen, S., Paltrinieri, N. (2018). Clarifying the concept of operational risk assessment in the oil and gas industry. Safety Science, 108, 259-268.

Məqalədə yeni azdebitli neft hasilatı texnologiyasının əsas istismar göstəricilərinin tədqiqinin nəticələri təqdim edilmişdir. Nasos qurğusunun təcrübə nümunəsinin işlənib hazırlanma mərhələlərinin xüsusiyyətləri, onun xarakteristikalarının sazlanması, habelə təcrübə-sənaye sınaqlarının keçməsi zamanı iş şəraitinin xüsusiyyətləri ətraflı nəzərdən keçirilir. Azərbaycan Respublikasının Xəzər dənizində yerləşən «Neft Daşları» yatağında (SOСAR), istismar rejimləri və müşayiət edən mürəkkəbləşdirici amillər haqqında məlumatın verilməsi ilə, texnologiyanın sınaqları təsvir edilmişdir. Eləcədə, Rusiya Federasiyasının Volqa bölgəsində, gövdəsi əhəmiyyətli inklinometrik əyrililiyi ilə mürəkkəbləşdirilmiş quyuda, işlənmiş təcrübə nümunəsinin bir sıra sınaq nəticələri təqdim olunur, qurğunun enerji sərfiyyatının əsas xüsusiyyətləri verilir. Baxılmış eksperimental nəticələr istismarın müxtəlif mürəkkəb şəraitində neft hasilatının yeni ştanqsız texnologiyasının səmərəliliyini təsdiq edir, enerji göstəriciləri isə onun yüksək səmərəliliyindən xəbər verir.

Açar sözlər: neftçıxarma; az debitli texnoloqiya; effektivlik; etibarlılıq.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Уразаков, К. Р., Тимашев, Э. О., Молчанова, В. А., Волков, М. Г. (2020). Справочник по добыче нефти. Пермь: ООО «Астер Плюс».
2. Степанов, Д. О., Нагиев, А. Т., Лищук, А. Н., Иванов, С. В. (2020). Гидромеханический погружной редуктор. Патент Российской Федерации № 2728561.
3. Иванов, С. В., Лищук, А. Н., Молчанов, А. В. и др. (2022). Погружной гидромеханический редуктор. Патент Российской Федерации № № 2766656.
4. Иванов, С. В., Лищук, А. Н., Молчанов, А. В. и др. (2021). Погружная нефтедобывающая установка. Патент Российской Федерации № 2750179.

Yer səthinə dağılan neft və neft məhsullarının torpağa süzülməsi prosesinə baxılır. Bu prosesin riyazi modelini qurmaq üçün torpaq eyni diametrli şaquli silindrik mikro borucuqlardan ibarət bərk cisim kimi, mayenin torpağa süzülməsi isə mikro borucuqda formalaşan dəyişən hündürlüklü silindrik maye sütununun hərəkəti kimi təsəvvür edilir. Bu zaman mikro borucuğun divarında mayenin Navye qanunu ilə sürüşməsi fərz edilir. Əvvəlcə ətalət və mikro borucuğun divarındakı özlü sürtünmə qüvvələrini təyin etmək üçün düsturlar təklif edilir. Daha sonra təsir edən qüvvələr nəzərə alınmaqla silindrik maye sütununun mikro borucuqdakı hərəkətinin ikinci tərtib qeyri-xətti adi diferensial tənlikdən ibarət olan riyazi modeli qurulur. Alınmış model başlanğıc şərtləri verilən birinci tərtib qeyri-xətti adi diferensial tənliklər sistemi şəklində təsvir edilir. Sonlu fərqlər üsulundan istifadə edilməklə axırıncı modelin diskret analoqu qurulur və alınan qeyri-xətti sonlu- fərq tənlikləri sisteminin ədədi həlinin tapılması üçün hesablama alqoritmi təklif edilir. Təklif edilən hesablama alqoritmi əsasında ədədi ədədi eksperimentlər aparılır.

Açar sözlər: neft və neft məhsullarının torpağa süzülməsi; ideal torpaq modeli; Navye qanunu ilə sürüşmə; sonlu fərqlər üsulu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Другов, Ю. С., Родин, А. А. (2007). Экологические анализы при разливах нефти и нефтепродуктов: практическое руководство. Москва: БИНОМ.
2. Хаустов, А. П., Редина, М. М. (2006). Охрана окружающей среды при добыче нефти. Москва: Дело.
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Аметов, И. М., Ковалев, Л. Г. (1992). Физика нефтяного пласта. Москва: Недра.
4. Порхаев, А. П. (1949). Кинетика впитывания жидкостей элементарными капиллярами. Коллоидный журнал, 11(5), 346-353.
5. Бородавкин, П. П., Ким, Б. И. (1981). Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов. Москва: Недра.
6. Ванчиков, В. Ц. (2005). Течение вязкой жидкости в цилиндрических капиллярах. Инженерная физика, 2, 30-33.
7. Kalra, A., Garde, S., Hummer, G. (2003). Osmotic water transport through carbon nanotube arrays. Proсedings of the National Academy of Sciences of the USA, (100), 10175-10180.
8. Kotsalis, E. M., Walther, J. H., Koumoutsakos, P. (2004). Multiphase water flow inside carbon nanotubes. International Journal of Multiphase Flow, (30), 995–1010.
9. Neto, C., Evans, D. R., Bonaccurso, E., et al. (2005). Boundary slip in Newtonian liquids: a review of experimental studies. Reports on Progress in Physics, 68(12), 2859-2897.
10. Lauga, E., Brenner, M. P., Stone, H.A. (2006). Microfluidics: the no-slip boundary condition /in Handbook of experimental fluid dynamics. New York: Springer, 1219–1240.
11. Lauga, E., Stone, H. A. (2003). Effective slip in pressure-driven Stokes flow. Journal of Fluid Mechanics, 489, 55-77.
12. Гамзаев, Х. М. (2017). Численный метод решения одной нелокальной задачи трубопроводного транспорта вязких жидкостей. Вестник ЮУрГУ. Серия «Математика. Механика. Физика», 9(2), 5–12.
13. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
14. Сулейманов, Б. А. (1999). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной неньютоновской жидкости. Коллоидный журнал, 61( 6), 847-851.
15. Сулейманов, Б. А., Сулейманов, А. А., Аббасов, Э. М., Баспаев, E. Т. (2019). Об эффекте проскальзывания при течении газоконденсатных систем в пористой среде. Сборник статей, Булатовские чтения, 124-142.
16. Gamzaev, Kh. М. (2019). Numerical method of identification of the pipeline hydraulic characteristics for under turbulent flow of viscous liquids. Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov–Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 9(2), 137–143.
17. Борзенко, Е. И., Дьякова, О. А., Шрагер, Г. Р. (2014). Исследование явления проскальзывания в случае течения вязкой жидкости в изогнутом канале. Вестник Томского Государственного Университета. Математика и Механика, 28(2), 35–44.
18. Басниев, К. С., Дмитриев, Н. М., Розенберг, Г. Д. (2005). Нефтегазовая гидромеханика. Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований.
19. Samarskii, A. A. (2001). The theory of difference schemes. Bosa Roca: Taylor & Francis Inc.

Laboratoriya-informasiya idarəetmə sistemləri (LİİS) müasir laboratoriyaların səmərəliliyini artırmaq üçün güclü vasitədir. Kliniki diaqnostika mərkəzlərində və keyfiyyətə nəzarət zavod laboratoriyalarında onlar, daimi nümunə axınının olması və ölçmə xətalarının müəyyənləşdirilməsi suallarından tutmuş anbar ehtiyatlarının hesaba alınmasına qədər geniş funksionala malik olduqları səbəbindən olduqca məşhurdur. Eyni zamanda, artıq alətlərin olması LİİS-in bahalanmasına və onların tətbiqi ilə bağlı əhəmiyyətli çətinliklərə gətirib çıxarır. Belə potensial müştərilərin xüsusi ehtiyaclarını ödəmək məqsədi ilə internetə çıxışı olan və brauzerin mövcudluğu ilə istənilən cihazda müştəri-server veb tətbiqi şəklində yeni laboratoriya-informasiya sisteminin hazırlanmasına başlanılıb. Funksionallığı nəzərə alaraq, kiçik layihə yönümlü neft və qaz sənayesi tədqiqat laboratoriyaların ehtiyaclarına maksimum cavab verməsi və hər hansı bir əlavə proqram təminatının yüklənməsi zəruriliyi olmadan, onun tətbiqi prosesi xüsusilə çətin deyil.

Açar sözlər: laboratoriya-informasiya idarəetmə sistemi; məlumatların idarə edilməsi; tədqiqat laboratoriyaları; laboratoriya proseslərinə nəzarət.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Дмитриева, Е. Ю., Терещенко, В. А., Шляхтун, А. С. (2021). Опыт и перспективы использования лабораторно информационной системы в испытательных лабораториях городских водоканалов. Водоснабжение и санитарная техника, 1, 12-20.
2. Выдрицкий, А. В., Бородовская, В. Н., Таврель, А. А. и др. (2022). Инновационные технологии как фактор повышения качества лабораторных исследований. Лабораторная диагностика. Восточная Европа, 11(3), 253-267.
3. Ахтямов, Э. Р., Дедюхин, А. Ю., Кошкаров, Е. В. (2021). Организация контроля качества автомобильных дорог с использованием лабораторной информационной менеджмент-системы U-LAB. Инновационный транспорт, 1(39), 55-62.
4. Ермаков, С. А., Яцына, Ю. О. (2021). Выбор программного обеспечения для испытательной лаборатории. Сервис Plus, 15(4), 96-102.
5. Намм, Р. В., Бондарь, С. С., Поляков, А. Н. (2019). Лабораторно-информационные системы как инструмент управления лабораторными исследованиями. Ученые заметки ТОГУ, 10(1), 81-89.
6. Андрюков, Б. Г., Андрюков, И. Б., Гельман, Е. А. и др. (2017). Опыт создания и внедрения лабораторной информационной системы в практику клинико-диагностической лаборатории многопрофильного ведомственного лечебного учреждения. Морская медицина, 3(1), 34-41.
7. Gibbon, G. A. (1996). A brief history of LIMS. Laboratory Automation & Information Management, 32(1), 1-5.
8. Sun, D., Wu, L., Fan, G. (2021). Laboratory information management system for biosafety laboratory: Safety and efficiency. Journal of Biosafety and Biosecurity, 3(1), 28-34.
9. Prasad, P. J., Bodhe, G. L. (2012). Trends in laboratory information management system. Chemometrics and Intelligent Laboratory Systems, 118, 187-192.
10. Nkasu, M. M. (2020). Development of an integrated laboratory information management system in the United Arab Emirates. Smart Innovation, Systems and Technologies, 159, 10.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
12. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
13. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
14. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
15. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
16. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
17. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
18. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
19. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. O., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 333(7), 86–95.
20. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
21. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
22. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
23. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
24. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
25. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
26. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
27. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.

Reaksiyanın sürət sabiti turşu ilə işləmənin səmərəliliyinin artırılmasında, həm də optimal turşu tərkiblərinin seçilməsində və layın quyudibi zonasında baş verən proseslərin riyazi modelləşdirməsində istifadə olunan güclü bir vasitədir. Bununla belə, onun müəyyən edilməsi üçün vahid üsul və alətlər hələ də mövcud deyil, bu da təcrübələrin təkrarlanmasının aşağı enməsinə və nəticələrin interpretasiyasında çətinliklərə səbəb olur. Turşunun karbonat dağ süxurları ilə reaksiyasının kinetikasının öyrənilməsi proseslərinin təkmilləşdirilməsi məqsədi ilə «Geologika» SC-nin elmi-laboratoriya mərkəzi ilə birgə «PIK-OSG» valyumetrik qurğu layihələndirilib hazırlanmışdır, Python proqramlaşdırma dili vasitəsilə çıxış məlumatlarının işlənməsi üçün xüsusi alqoritm hazırlanmış və tətbiq edilmişdir. Ölçmə nəticələrinin yaxınlaşmasını qiymətləndirmək üçün bir sıra test təcrübələri aparılmış, xətanı azaltmaq üçün dezinteqrasiya olunmuş kernın tabletlərə presləmə üsulu təklif olunmuş və bu yanaşmanın səmərəliliyi sübut edilmişdir.

Açar sözlər: turşu ilə işləmə; reaksiyanın kinetikası; sürət sabitliyi reaksiyaları; valyumetrik qurğu; laboratoriya tədqiqatları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Trushin, Yu., Aleshchenko, A., Danilin, K., et al. (2019, October). Complex approach to the design of acid treatment of carbonate reservoirs. SPE-196977-RU. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
2. Mirkhoshhal, S. M., Mahani, H., Ayatollahi, S., et al. (2021). Pore-scale insights into sludge formation damage during acid stimulation and its underlying mechanisms. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107679.
3. Zhifeng, L., Xiang, C., Liqiang, Z., et al. (2021). Large-scale acid fracturing based on a large-scale conductivity apparatus. ACS Omega, 6(10), 6559–6570.
4. Калинин, В. Ф. (2022). Критерии выбора оптимальной технологии повышения продуктивности скважин физико-химическими методами в карбонатных коллекторах. Недра Поволжья и Прикаспия, 105, 4-42.
5. Мартюшев, Д. А., Новиков, В. А. (2020). Совершенствование кислотных обработок в коллекторах, характеризующихся различной карбонатностью (на примере нефтяных месторождений Пермского края). Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(9), 7–17.
6. Ivanov, E., Korobkov, D., Sidorenkov, A., et al. (2021, October). Digital rock extension of laboratory core test results for acid treatment optimization. SPE-206591-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Jin, F., Jiang, T., Varfolomeev, M. A., et al. (2021). Novel preformed gel particles with controllable density and its implications for EOR in fractured-vuggy carbonated reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 205, 108903.
8. Дмитриева, А. Ю., Мусабиров, М. Х., Батурин, Н. И. (2020). Разработка и исследование физико-химических свойств кислотно-углеводородных эмульсионных систем для комплексных ОПЗ карбонатных коллекторов. Экспозиция Нефть Газ, 1(74), 50-55.
9. Зиновьев, А. М., Карпунин, Н. А. (2018). Особенности кислотных обработок в условиях высокотемпературных коллекторов. Вестник Евразийской науки, 10(6).
10. Рогожинский, Р. А., Литвин, В. Т., Зиновьев, А. М. и др. (2019). Результаты лабораторных испытаний кислотного состава AFI пролонгированного действия для высокотемпературных полимиктовых коллекторов. Международный научно-исследовательский журнал, 9(87), 110-115.
11. Савенок, О. В., Барамбонье, С. (2019). Анализ технологии проведения реагентной обработки в призабойной зоне пласта. Сборник статей «Булатовские чтения», 2(2), 116-128.
12. Орлов, Н. Н., Туриянов, А. Р., Загиров, Р. Р. и др. (2017). Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения кислотного воздействия на низкопроницаемых карбонатных коллекторах. Нефтепромысловое дело, 3, 37-42.
13. Ахмерова, Э. Э., Шафикова, Е. А., Апкаримова, Г. И. и др. (2018). Подбор эффективного кислотного состава для обработки карбонатного коллектора. Башкирский химический журнал, 25(3), 86-92.
14. Булгакова, Г. Т., Харисов, Р. Я., Шарифуллин, А. Р., Пестриков, А. В. (2014). Математическое моделирование и оптимизация солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах. Научно-технический вестник ОАО «НК "Роснефть», 2(35), 22-28.
15. Закиров, Т. Р., Никифоров, А. И. (2013). Моделирование кислотного воздействия на прискважинную зону нефтяного пласта при заводнении. Математическое моделирование, 25(2), 53-64.
16. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
17. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
18. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
19. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
20. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR proceedings, 4, 4-10.
21. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
22. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
23. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
24. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
25. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
26. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
27. Kharisov, R. Ya., Folomeev, A. E., Sharifullin, A. R., et al. (2012). Integrated approach to acid treatment optimization in carbonate reservoirs. Energy Fuels, 26(5), 2621–2630.
28. Folomeev, A. E., Sharifullin, A. R., Vakhrushev, S. A., et al. (2014, October). Theory and practice of acidizing high temperature carbonate reservoirs of R. Trebs oil field, Timan-Pechora basin. SPE-171242-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
29. Aldakkan, B., Gomaa, A. M., Cairns, A. J., et al. (2018, April). Low viscosity retarded acid system: a novel alternative to emulsified acids. SPE-192175-MS. In: SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
30. Sayed, M., Cairns, A. J., Sahu, Q. (2020, January). Low-viscosity acid platform: benchmark study reveals superior reaction kinetics at reservoir conditions. IPTC-20282-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
31. Wang, S., Zhang, D., Guo, J., et al. (2018). Experiment and analysis of the reaction kinetics of temperature control viscosity acids with limestone. Journal of Petroleum Science and Engineering, 165, 305-312.
32. Kotb, A., Nasr-El-Din, H. A. (2021). New insights into mass transfer when using the rotating disk apparatus for Newtonian and non-Newtonian fluids. SPE Journal, 26(03), 1161–1173.
33. Ivanishin, I. B., Nasr-El-Din, H. A. (2021). Effect of calcium content on the dissolution rate of dolomites in HCl acid. Journal of Petroleum Science and Engineering, 202, 108463.
34. Hall-Thompson, B., Ernesto, A. R., Abdulrahman, N., et al. (2020, January). Acid stimulation-best practices for design, selection and testing of acid recipes in low permeability carbonate reservoirs. IPTC-19690-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
35. Ivanishin, I. B., Kotb, A., Nasr-El-Din, H. A. (2021). Turbulence leads to overestimation of the acid-diffusion coefficient at typical experimental conditions using the rotating disk apparatus. Journal of Petroleum Science and Engineering, 205, 108805.
36. Шипилов, А. И., Крутихин, Е. В., Кудреватых, Н. В., Миков, А. И. (2012). Новые кислотные составы для селективной обработки карбонатных порово-трещиноватых коллекторов. Нефтяное хозяйство, 2, 80-83.
37. Шумахер, М. Ю., Коновалов, В. В., Хафизов, В. М. (2020). Исследование основных технологических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка. Экспозиция Нефть Газ, 5, 44–48.
38. Годунова, Е. В., Гришина, И. Н., Матвеев, М. Р. и др. (2021). Влияние адсорбции поверхностно-активных веществ на скорость растворения карбонатной породы в процессе реакции с соляной кислотой. Технологии нефти и газа, 4(135), 20-23.
39. Федоров, А. В., Нуриев, Д. В., Хисаметдинов, М. Р., Ганеева, З. М. (2015). Поиск путей увеличения эффективности кислотных композиций в карбонатных породах различного минерального состава. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 5, 19-21.
40. Закиров, И. С., Захарова, Е. Ф., Лутфуллин, А. А. и др. (2019). Исследование физико-химических свойств кислотных составов и разработка их рецептур для интенсификации притока нефти из доманиковых отложений. Нефтяное хозяйство, 11, 120-123.

Neft və qaz hasilat quyularının əksəriyyətinin istismarı zamanı neft neftli laylardan lay suyu və ya xaricdən vurulan su ilə birlikdə çıxarılır. Müəyyən bir quyuda və ya yatağın bir hissəsində məqsədli neft ehtiyatlarının çıxarılmasına hələ çatmaması göstəriciləri olan əhəmiyyətli su təzahürü olduqda neftin sulaşmasının azalması üçün geoloji və texniki tədbirlərin (GTT) ‒ təmir və izolyasiya işləri (Tİİ) və su izolyasiya işləri (Sİİ) ‒ aparılması iqtisadi cəhətdən məqsədəuyğun və texnoloji cəhətdən zəruridir. Tİİ və Sİİ üzrə tədbirlərin layihələndirməsi hər zaman neftin sulaşmasının artmasına gətirib çıxaran səbəblərin ilkin təhlili və müxtəlif amillər nəzərə alınmaqla müəyyən edilmiş problemin aradan qaldırılması üsullarının inkişafı ilə əlaqələndirilir. Ekspert sistemlərinin istifadəsi, texnoloji və fiziki-kimyəvi prosesləri nəzərə alaraq tədbirlərə namizədlərin əsaslı intellektual seçimində, lazımi kompozisiyalar və iş dizaynları ilə, təmir və izolyasiya işləri üçün tədbirlərin layihələndirilməsinə kompleks yanaşmasını həyata keçirməyə imkan verir.

Açar sözlər: ekspert sistemi; təmir-izolyasiya işləri; optimallaşdırma; layihələndirmə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
2. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
5. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
6. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
7. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
8. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
10. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
12. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
13. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
14. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. O., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 333(7), 86–95.
15. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
17. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
18. Зозуля, Г. П., Клещенко, И. И., Гейхман, М. Г., Чабаев, Л. У. (2002). Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Тюмень: ТюмГНГУ.
19. Ломакина, И. Ю., Корнилов, А. В., Стрижнев, К. В. (2009). Особенности моделирования водоизоляционных работ. Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти, экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов, 6, 71–79.
20. Попов, Э. В., Шапот, М. Д., Кисель, Е. Б., Фоминых, И. Б. (1996). Статические и динамические экспертные системы. Москва: Финансы и статистика.
21. Хейес-Рот, Ф., Уотерман, Д., Ленат, Д. (1987). Построение экспертных систем. Москва: Мир.

Son illərdə çətinçıxarılabilən neft və qaz ehtiyatları (ÇÇBE) olan yataqlarının işlənməsi üçün inovativ texnologiyalarının və ixtisaslaşdırılmış kimyəvi əlavələrin istifadəsi ilə yanaşı, həm də yüksək texnoloji proqram məhsullarının inkişafı da tələb olunur. Layların hidravlik yarılma (LHY) simulyatoru ÇÇBE və şist yataqlarının inkişafı üçün zəruridir. LHY simulyatoru mürəkkəb geoloji şəraitdə neft hasilatı prosesinin daha səmərəli və təhlükəsiz həyata keçirməsinə imkan verir. Təəssüf ki, sonsuz iterativ prosesində qərar qəbul edərkən layların hidravlik yarılmasının tətbiqinin bütün mərhələlərində LHY əməliyyatının həyata keçirilməsinə xələl gətirə bilən insan faktoru da vardır ki, bu da proqram təminatının işlənməsində nəzərə alınmalıdır. Rusiya bazarında LHY prosesini simulyasiya etmək üçün xarici həllər üstünlük təşkil edir, lakin Rusiya istehsalı olan idxalı əvəz edən işləmələr ortaya çıxır və fəal şəkildə təbliğ olunur. Bu həllərdən biri Ufada «Tetacom» MMC tərəfindən yaradılmış «Fraktal» LHY simulyasiya proqramıdır.

Açar sözlər: layın hidravlik yarılması (LHY); LHY dizaynı; mini LHY; çatın keçiriciliyi; proppant; modeləşdirmə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
2. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
6. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
7. Грушевенко, Д. А., Кулагин, В. А. (2019). Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы. Москва: ИНЭИ РАН.
8. (2019). Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы / под ред. Д. А. Грушевенко, В. А. Кулагина. Москва: ИНЭИ РАН.
9. Кашапов, Д. В., Федоров, А. Э., Сергейчев, А. В., Зейгман, Ю. В. (2021). Эволюция развития технологий многостадийного гидроразрыва пласта на сланцевых объектах США. Нефтегазовое дело, 19(5), 53-66.
10. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
11. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
12. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. O., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 333(7), 86–95.
13. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
14. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
15. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
16. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
17. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
18. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
20. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
21. Кашапов, Д. В. (2019). Течение жидкости с проппантом в горизонтальной скважине при проведении операции гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 7, 62-66.
22. Nierode, D. E., Kruk, K. F. (1973, September). An evaluation of acid fluid loss additives retarded acids, and acidized fracture conductivity. SPE-4549-MS. In: Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME. Society of Petroleum Engineers.
23. Smith, M. B., Klein, H. A. (1995, October). Practical applications of coupling fully numerical 2-D transport calculation with a PC-based fracture geometry simulator. SPE-30505-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.

Məqalədə neft və qaz yataqlarının məhsuldarlığının göstəricisini ‒ neft və qazın debitini müəyyənləşdirmək üçün aktual məsələ müzakirə olunur. Neft yatağının işinin ən vacib göstəricilərindən biri, neft quyusu məhsullarının seçilməsi üzrə işlərin aparılması üçün texnoloji qaydaların müəyyənləşdirən günlük orta hasilatdır. Hər bir quyuda keyfiyyətlə ölçülmüş günlük orta hasilatının qiyməti işi optimallaşdırmağa və qəza halların baş vermə ehtimalını proqnozlaşdırmağa imkan verəcək. İşin məqsədi qaz-su-neft emulsiyasının verim sürətinin və faza tərkibinin neft quyularının hasilat miqdarının ölçülməsi xətasına təsirini öyrənməkdir. Qaz-su-neft emulsiyasının debitinin ölçülməsi yatağın işlənməsinə və iş rejimlərinə nəzarət etməyə, neft və qaz hasilatı üçün avadanlıqların işində sapmaların mümkünlüyünü minimuma endirməyə imkan verir.

Açar sözlər: neft yatağı; quyu; debit; xəta; emulsiya.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Исмаков, Р. А., Денисова, Е. В., Сидоров, С. П., Черникова, М. А. (2021). Исследование устройств контроля притока для оценки применения в интеллектуальной скважине. SOCAR Proceedings, 2, 202-209.
2. (2015). ГОСТ Р 8.903-2015. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений. Москва: Стандартинформ.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
5. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
6. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
8. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
10. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
11. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
12. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
13. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Голованчиков, А. Б., Шишлянников, В. В., Лихобабин, Д. О. и др. (2010). Способ измерения объема жидкости в закрытом резервуаре. Патент РФ 2397453.
15. Винокуров, Б. Б. (2014). Современная уровнеметрия жидких сред. Томск: Томский политехнический университет.
16. Крюков, В. А., Севастьянова, А. Е., Токарев, А. Н., Шмат, В. В. (2002). Эволюционный подход к формированию системы государственного регулирования нефтегазового сектора экономики. Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН.
17. Коршак, А. А., Шаммазов, А. М. (2005). Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис».
18. Зылева, Н. В., Токмакова, Е. Г., Сахно, Ю. С. (2019). Учет в нефтегазодобывающей отрасли: учебник и практикум для вузов. Москва: Юрайт.
19. Ибрагимов, Н. Г., Смыков, В. В., Халимов, Р. Х. и др. (2006). Способ определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии. Патент РФ 2287150.
20. Валеев, М. Д., Габдрахманов, Н. Х., Давыдова, О. В. и др. (2017). Установка для измерения продукции нефтяной скважины. Патент РФ 168317.
21. Рабаев, Р. У. (2022). Способ измерения продукции нефтяной скважины. Заявка на патент № 2022112193 от 04.05.2022.
22. Асфандиярова, И. Г., Абдуллина, З. М., Валеева, Р. А. и др. (2013). Информационно-документационное обеспечение управления: проблемы и перспективы. Уфа: БАГСУ.
23. Аттестат аккредитации RA.RU.310652. Метрологическая служба Акционерного общества «Нефтеавтоматика».
24. Бойко, А. Ф., Кудеников, Е. Ю. (2016). Точный метод расчета необходимого количества повторных опытов. Вестник БГТУ им. В. Г. Шухова, 8, 128-132.

Rusiya Federasiyasının neft-qaz şirkətləri arasında hasilat quyularının gövdəsi boyunca təmir-izolyasiya işlərinin sayında dəyişiklik tendensiyası nəzərdən keçirilir. İstismar kəmərinin bütövlüyünün pozulmasının aradan qaldırılması üçün avadanlıq və texnologiyanın layihələndirilməsi üçün avtomatlaşdırılmış proqram təminatından istifadə perspektivləri müəyyən edilir. Simulyator şəklində proqram təminatının optimal forması müəyyən edilmişdir və müxtəlif hallar üçün bu simulyatorun işləmə alqoritmi qurulmuşdur.

Açar sözlər: istismar kəmərinin qeyri-hermetikliyi; təmir-izolyasiya işləri; proqram təminatı; simulyator.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
2. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
5. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
6. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
8. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
9. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
10. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
12. Стрижнев, К. В. (2011). Разработка научно-методических основ для создания отечественного программного комплекса «РИР – проект». Нефтяное хозяйство, 1, 92-94.
13. Козупица, Л. М., Стрижнев, К. В., Румянцева, Е. А., Назметдинов, Р. М. (2005). Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в условиях отсутствия непрерывной приемистости. Интервал, 4–5, 44–32.
14. Ломакина, И. Ю., Корнилов, А. В., Стрижнев, К. В. (2009). Особенности моделирования водоизоляционных работ. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти, экономика и управление», 6, 71–79.
15. Шайдуллин, В. А., Нигматуллин, Т. Э., Магзумов, Н. Р. и др. (2021). Обзор перспективных технологий водоизоляции в газовых скважинах. Нефтегазовое дело, 19(1), 51–60.
16. Шайдуллин, В. А., Камалетдинова, Р. М., Якупов, Р. Ф. и др. (2021). Подбор технологии ограничения водопритока в терригенных пластах с монолитным строением. Нефть. Газ. Новации, 7(248), 34–38.
17. Seright, R.S . (1988, April). Placement of gels to modify injection profiles. SPE-17332-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
18. Urdaneta, J. A., Arroyave, J. M., Jones, P., et al. (2014, May). Novel gas shutoff resin system for well abandonment applications in Colombia: A case study. SPE-169400-MS. In: SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Peteroleum Engineers.

Məqalədə xam neftin kütləvi debitini və səmt neft qazının həcm sərfini ölçmək üçün səyyar qurğularının işlənməsinin və mədən sınaqlarının nəticələri, habelə onların əsasında neftin qaz amilinin hesablanması göstərilir. Qurğulardan biri quyu nasosunun qəbulu zamanı ayrılmış və quyunun boruarxası fəzasından götürülmüş səmt qazının həcm sərfinin ölçülməsi üçündür. İkincisi, sulaşmış məhsulları ölçmə çəninin nümunəgötürən kəmərinə ayırmağa və həm sulaşmanın həm də qazın ölçülərinin dəqiqliyini artırmağa imkan verir. Elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun qəbulunda qaz ayırma əmsalının statistik asılılığı alınmışdır ki, bu da quyunun boruarxası fəzasından alınan qazın miqdarına uyğun olaraq qurğunun layihələndirilməsinə imkan verir.

Açar sözlər: neftin qaz amili; neftin debiti; həll olunmuş və sərbəst qaz; səyyar qurğu; boruarxası fəza; qazın separasiya əmsalı; nasosun qəbulu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
2. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
3. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
6. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
8. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
9. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
10. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
11. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
12. Гумеров, А. Г., Хазиев, Н. Н., Бажайкин, С. Г. и др. (2009). Организация учета и измерения количества нефтяного газа на промыслах и пути их совершенствования. Уфа: ГУП РБ «Уфимский полиграфкомбинат».
13. Амерханов, И. М., Рейм, Г. А., Гребнева, С. Т. и др. (1986). Передвижная установка для замеров газовых факторов на промыслах. Экспресс информация. Серия «Нефтепромысловое дело». Москва: ВНИИОЭНГ.
14. Ишмурзин, А. А., Хратов Р. А. (2002). Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. Уфа: УГНТУ.
15. (1980). ОСТ 39-114-80. Порядок выполнения измерения количества жидко¬сти блочными измерительными установками «Спутник» и определение дебитов скважин по жидкости и нефти. Москва: Миннефтепром.
16. (1987). РД 39-0148306 Единая система учёта нефтяного газа и продукции его переработки от скважин до потребителя. Краснодар: ВНИПИгазпереработка.
17. (2009). Материалы конференции «Утилизация попутного нефтяного газа, спрос и предложения на рынке оборудования по использованию ПНГ». Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть».
18. Фатхутдинов, А. Ш., Слепян, М. А., Золотухин, Е. А. и др. (2002). Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. Москва: Недра.
19. Давыдова, О. В., Габдрахманов, Н. Х. (2010). Технологии определения газового фактора нефти на скважинах передвижными установками. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 4(82), 63-68.
20. Богданов, Е. А. (2006). Основы технической диагностики нефтегазового оборудования: Учебное пособие. Москва: Высшая школа.
21. Бошняк, Л. Л., Бызов, Л. Н. (1968). Тахометрические расходомеры. Москва: Машиностроение.
22. (1983). ГОСТ 18917-82. Газ горючий природный. Методы отбора проб. Москва: Стандартинформ.
23. (2007). ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006. Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий. Москва: Стандартинформ.
24. Михалёва, М. Ф. (1984). Расчёт и конструирование машин и аппаратов химических производств. Ленинград: Машиностроение.
25. Пирогов, С. Ю., Акулов, Л. А., Ведерников, М. В. и др. (2006). Природный газ. Метан: Справочник. Санкт-Петербург: НПО «Профессионал».

Bir qayda olaraq, qaz və qaz-kondensat yataqlarının işlənməsinə aid mövcud layihələrdə işlənməyə nəzarətin aparılması məqsədi ilə aparılan tədqiqat işlərinin həcmi əsaslandırılmır, və onun əsas vəzifəsi layın filtrasiya xüsusiyyətlərinin təyini məqsədilə istismar quyuların stasionar filtrasiya rejimlərində illik araşdırmaları ilə məhdudlaşır. Məqalədə, qaz və qaz-kondensat quyularının istismarı zamanı idensifikasiya olunmalı parametrləri sadalanmışdır. Üfiqi quyularının istifadəsi ilə yatağın işlənməsinə nəzarətin fərqli xüsusiyyətləri verilmişdir. Müəlliflər tərəfindən işlərin planlaşdırılması və layihə sənədlərinə düzəlişlərin daxil edilməsi məqsədilə üfiqi quyuların küt yerləşdirilməsində yeni və nisbətən əlverişli nəzarət üsulları göstərilmişdir.

Açar sözlər: işlənməyə nəzarət; lay parametrlərinin identifikasiyası; tədqiqatların həcmi; layın yarılması; üfiqi quyular.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Алиев, З. С., Хабибулин, Р. А., Панкин, Н. А. (1999). Анализ результатов исследования скважин Ямбургского ГКМ и Заполярного НГКМ (Рекомендации по оптимальному объему и методам исследования). Казань: КГТУ.
2. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Котлярова, Е. М. и др. (2014). Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважин для освоения газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: Недра.
3. Алиев, З. С. (2011). Состояние изученности и необходимость разработки новых методов и технологий по исследованию вертикальных и горизонтальных газовых скважин: Сб. науч. ст. по проблемам нефти и газа. Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. Москва: ИЦ РГУ нефти и газа.
4. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Котлярова, Е. М. и др. (2014). Практическая нецелесообразность и невозможность исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации. Газовая промышленность, 1, 44-48.
5. Алиев, З. С., Исмагилов, Р. Н. (2012). Газогидродинамические основы исследования скважин на газоконденсатность. Москва: Недра.
6. Алиев, З. С., Сомов, Б. Е., Мараков, Д. А. и др. (2013). Межпластовые и зональные перетоки газоконденсатной смеси и их влияние на текущую добычу конденсата. Москва: Недра.
7. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Котлярова, Е. М. и др. (2012). Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин. Москва: ИЦ РГУ нефти и газа.
8. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Исмагилов, Р. Н. (2013). Особенности контроля за разработкой месторождений при их освоении горизонтальными скважинами с веерно-кустовым размещением. Москва: Недра.

Son illər ərzində neftə olan tələbat əhəmiyyətli dərəcədə artmışdır və gələcəkdə daha da artacağı gözlənilir. Belə ki, OPEC-in məlumatına görə, 2040-cı ilə qədər neftə tələbatın sutkada 16.4 milyon barel qədər artacağı gözlənilir, beləliklə, əgər 2021-ci ildə gündəlik karbohidrogen istehlakı 99.2 milyon barel təşkil edirdisə, 2040-cı ilə qədər bu rəqəm sutkada 109,4 milyon barrelə yüksələcək. Tədqiqatçılar, əlbəttə ki, neft-qaz yataqlarının işlənməsinin innovativ üsullarını tətbiq etməklə ildən-ilə artan tələbatın öhdəsindən gəlməyə çalışırlar. Lakin bu texnologiyaların perspektivlərinə baxmayaraq, onlar problemi tam həll etmir. Bu baxımdan, ağır neft yataqlarının işlənməsinin səmərəliliyinin artırılması daha real alternativdir. Bu gün ağır neft yataqlarının işlənməsinin ən aktual üsulları neftin fiziki və kimyəvi xassələrinin layda modifikasiyasına yönəlmiş texnologiyalardır. Bununla belə, bu üsulların hələ də geniş sənaye tətbiqinə mane olan bir sıra çatışmazlıqları var.

Açar sözlər: аğır neft; neftverimin artırılması üsulları; lay daxili yanma üsulu; neftverimin artırılmasının termiki üsulları; neftverimin artırılmasının katalitik üsulları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Secretariat, O. P. E. C. (2014). World Oil Outlook. Vienna, Austria, 35.
2. Veliyev, E. F., Aliyev, A.A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions. Earth Sciences, 2, 81–93.
3. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
4. Veliyev, E., Aliyev, A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
5. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
6. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. O., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 333(7), pp. 86–95.
7. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
8. Veliyev, E. F. (2021). Prediction methods for coning process. Azerbaijan Oil Industry, 3, 18-25.
9. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
10. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
12. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
13. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Azizagha, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
14. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
15. Ismailov, R. G., Veliyev, E. F. (2021). Emulsifying composition for increase of oil recovery efficiency of high viscous oils. Azerbaijan Oil Industry, 5, 22-28.
16. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 1-18.
17. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
18. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
19. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
20. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
21. Veliyev, E. F. (2021). A combined method of enhanced oil recovery based on ASP technology. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 4(81), 41-48.
22. Turta, A. (2013). Enhanced oil recovery field case studies: Chapter 18. In Situ Combustion. Elsevier Inc.
23. Almao, P. P. (2012). In situ upgrading of bitumen and heavy oils via nanocatalysis. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 90(2), 320-329.
24. Luo, P., Yang, C., Tharanivasan, A. K., Gu, Y. (2007). In situ upgrading of heavy oil in a solvent-based heavy oil recovery process. PETSOC-07-09-03. Journal of Canadian Petroleum Technology, 46(09).
25. Mahasneh, M. (2020). Toe-to-heel air injection in-situ combustion process: Case study from the Azraq Basin, Jordan. The Mining-Geological-Petroleum Bulletin, 35(3), 77-84.
26. Upreti, S. R., Lohi, A., Kapadia, R. A., El-Haj, R. (2007). Vapor extraction of heavy oil and bitumen: a review. Energy & Fuels, 21(3), 1562-1574.
27. Mokrys, I. J., Butler, R. M. (1993, March). In-situ upgrading of heavy oils and bitumen by propane deasphalting: the VAPEX process. SPE-25452-MS. In: SPE Production Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
28. Allen, J. (1975). Gaseous solvent heavy oil recovery. Canadian Patent.
29. Allen, J. C., Woodward, C. D., Brown, A., Wu, C. H. (1976). Multiple solvent heavy oil recovery method. Patent US 3954141A.
30. Redford, D. A., Hanna, M. R. (1981). Gaseous and solvent additives for steam injection for thermal recovery of bitumen from tar sands. Patent US 4271905.
31. Mokrys, I. J., Butler, R. M. (1993). The rise of interfering solvent chambers: solvent analog model of steam-assisted gravity drainage. Journal of Canadian Petroleum Technology, 32(03).
32. Ahadi, A. (2017). Role of C3H8 and CH4 in enhancing the foamy oil phenomena and performance of CO2-based cyclic solvent injection in heavy oil systems. PhD Thesis. Canada: The University of Regina.
33. Guo, K., Li, H., Yu, Z. (2016). In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review. Fuel, 185, 886-902.
34. Lin, L., Ma, H., Zeng, F., Gu, Y. (2014, June). A critical review of the solvent-based heavy oil recovery methods. SPE-170098-MS. In: SPE Heavy Oil Conference - Canada. Society of Petroleum Engineers.
35. Ahmadi, M., Chen, Z. (2020). Challenges and future of chemical assisted heavy oil recovery processes. Advances in Colloid and Interface Science, 275, 102081.
36. Badamchi-Zadeh, A., Yarranton, H. W., Maini, B. B., Satyro, M. A. (2009). Phase behaviour and physical property measurements for VAPEX solvents: Part II. Propane, carbon dioxide and Athabasca bitumen. Journal of Canadian Petroleum Technology, 48(03), 57-65.
37. Zhou, X., Yuan, Q., Rui, Z., et al. (2019). Feasibility study of CO2 huff 'n' puff process to enhance heavy oil recovery via long core experiments. Applied Energy, 236, 526-539.
38. Orr, B. (2009, October). ES-SAGD; past, present and future. SPE-129518-STU. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
39. Hong, S. Y., Zeng, F., Du, Z. (2017). Characterization of gas-oil flow in Cyclic Solvent Injection (CSI) for heavy oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152, 639-652.
40. Das, S. K. (1998). Vapex: An efficient process for the recovery of heavy oil and bitumen. SPE Journal, 3(03), 232-237.
41. Haghighat, P., Maini, B. B. (2008, June). Role of asphaltene precipitation in VAPEX process. PETSOC-2008-087. In: Canadian International Petroleum Conference. Society of Petroleum Engineers.
42. Das, S. K., Butler, R. M. (1994). Effect of asphaltene deposition on the Vapex process: A preliminary investigation using a Hele-Shaw cell. Journal of Canadian Petroleum Technology, 33(06).
43. Sharma, J., Dean, J., Aljaberi, F., Altememee, N. (2021). In-situ combustion in Bellevue field in Louisiana – history, current state and future strategies. Fuel, 284, 118992.
44. Fassihi, M. R., Brigham, W. E., Ramey, H. J. (1984). Reaction kinetics of in-situ combustion: Part 1— Observations. SPE Journal, 24(04), 399-407.
45. Zhao, R., Chen, Y., Huan, R., et al. (2015). An experimental investigation of the in-situ combustion behavior of Karamay crude oil. Journal of Petroleum Science and Engineering, 127, 82-92.
46. Kok, M. V., Keskin, C. (2001). Comparative combustion kinetics for in situ combustion process. Thermochimica Acta, 369(1-2), 143-147.
47. Moore, R. G., Belgrave, J. D. M., Mehta, R., et al. (1992, April). Some insights into the low-temperature and high-temperature in-situ combustion kinetics. SPE-24174-MS. In: SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
48. Li, Y. B., Chen, Y., Pu, W. F., et al. (2017). Experimental investigation into the oxidative characteristics of Tahe heavy crude oil. Fuel, 209, 194-202.
49. Dabbous, M. K., Fulton, P. F. (1974). Low-temperature-oxidation reaction kinetics and effects on the in-situ combustion process. SPE Journal, 14(03), 253-262.
50. Adegbesan, K. O., Donnelly, J. K., Moore, R. G., Bennien, D. W. (1987). Low-temperature-oxidation kinetic parameters for in-situ combustion: numerical simulation. SPE Reservoir Engineering, 2(04), 573-582.
51. Freitag, N. P. (2016). Chemical-reaction mechanisms that govern oxidation rates during in-situ combustion and high-pressure air injection. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 19(04), 645-654.
52. Fingas, M. (2011). An overview of in-situ burning. Oil Spill Science and Technology, 737-903.
53. Fingas, M. (2018). In-situ burning an update /in «In-situ burning for oil spill countermeasures». CRC Press.
54. Ismail, N. B., Seber, E., Hascakir, B. (2018). Water and aromatics fraction interaction at elevated temperature and their impact on reaction kinetics of in-situ combustion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 169, 24-32.
55. Xu, Q., Long, W., Jiang, H., et al. (2018). Pore-scale modelling of the coupled thermal and reactive flow at the combustion front during crude oil in-situ combustion. Chemical Engineering Journal, 350, 776-790.
56. Ismail, N. B., Hascakir, B. (2020). Impact of asphaltenes and clay interaction on in-situ combustion performance. Fuel, 268, 117358.
57. Zhao, R., Heng, M., Chen, C., et al. (2021). Catalytic effects of Al2O3 nano-particles on thermal cracking of heavy oil during in-situ combustion process. Journal of Petroleum Science and Engineering, 205, 108978.
58. Wang, D., Jin, L., Li, Y., et al. (2019). Effect of reducibility of transition metal oxides on in-situ oxidative catalytic cracking of tar. Energy Conversion and Management, 197, 111871.
59. Zhao, F., Liu, Y., Lu, N., et al. (2021). A review on upgrading and viscosity reduction of heavy oil and bitumen by underground catalytic cracking. Energy Reports, 7, 4249-4272.
60. Zhang, X., Liu, Q., Fan, Z., Liu, Q. (2019). An in situ combustion process for recovering heavy oil using scaled physical model. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(4), 2681-2688.
61. Zhu, Z., Liu, Y., Liu, C., Kovscek, A. R. (2021). In-situ combustion frontal stability analysis. SPE Journal, 26(04), 2271-2286.
62. Maity, S. K., Ancheyta, J., Marroquín, G. (2010). Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review. Energy & Fuels, 24(5), 2809-2816.
63. Félix, G., Tirado, A., Yuan, C., et al. (2022). Analysis of kinetic models for hydrocracking of heavy oils for in-situ and ex-situ applications. Fuel, 323, 124322.
64. Gates, C. F., Ramey, H. J. (1980). A method for engineering in-situ combustion oil recovery projects. Journal of Petroleum Technology, 32(02), 285-294.
65. Fassihi, M. R., Brigham, W. E., Ramey, H. J. (1984). Reaction kinetics of in-situ combustion: Part 1—Observations. SPE Journal, 24(04), 399-407.
66. Wilson, A. (2015). Pilot steam generator uses solar energy successfully for EOR operations in Oman. SPE Journal of Petroleum Technology, 67(06), 111-113.
67. Halabi, M. A., Al-Qattan, A., Al-Otaibi, A. (2015). Application of solar energy in the oil industry—Current status and future prospects. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 43, 296-314.
68. Song, Q., Wang, Z., Li, J., et al. (2018). Comparative life cycle GHG emissions from local electricity generation using heavy oil, natural gas, and MSW incineration in Macau. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 81, 2450-2459
69. Khan, M. I., Yasmeen, T., Shakoor, A., et al. (2017). 2014 oil plunge: Causes and impacts on renewable energy. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 68, 609-622.
70. Zhao, F., Liu, Y., Lu, N., et al. (2021). A review on upgrading and viscosity reduction of heavy oil and bitumen by underground catalytic cracking. Energy Reports, 7, 4249-4272.
71. Dejhosseini, M., Aida, T., Watanabe, M., et al. (2013). Catalytic cracking reaction of heavy oil in the presence of cerium oxide nanoparticles in supercritical water. Energy & Fuels, 27(8), 4624-4631.
72. Aghaei, E., Karimzadeh, R., Godini, H. R., et al. (2020). Improving the physicochemical properties of Y zeolite for catalytic cracking of heavy oil via sequential steam-alkali-acid treatments. Microporous and Mesoporous Materials, 294, 109854.
73. Zhang, J., Han, F., Yang, Z., et al. (2020). Significance of aquathermolysis reaction on heavy oil recovery during the steam-assisted gravity drainage process. Energy & Fuels, 34(5), 5426-5435.
74. Muraza, O., Galadima, A. (2015). Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development. Fuel, 157, 219-231.
75. Aliev, F. A., Mukhamatdinov, I. I., Sitnov, S. A., et al. (2021). In-situ heavy oil aquathermolysis in the presence of nanodispersed catalysts based on transition metals. Processes, 9(1), 127.
76. Iskandar, F., Dwinanto, E., Abdullah, M., Muraza, O. (2016). Viscosity reduction of heavy oil using nanocatalyst in aquathermolysis reaction. KONA Powder and Particle Journal, 2016005.
77. Sitnov, S. A., Khelkhal, M. A., Mukhamatdinov, I. I., et al. (2022). Iron oxide nanoparticles impact on improving reservoir rock minerals catalytic effect on heavy oil aquathermolysis. Fuel, 327, 124956.
78. Xie, D., Hou, J., Doda, A., Trivedi, J. (2016). Application of organic alkali for heavy-oil enhanced oil recovery (EOR), in comparison with inorganic alkali. Energy & Fuels, 30(6), 4583-4595.

Mütəxəssislər yatağın həyat dövrünün bütün mərhələlərində, işlənməyə daxil etməkdən başlayaraq son mərhələsində neft hasilatının artırılması üçün müxtəlif üsulların tətbiqinə qədər, ehtiyatların çıxarılmasının, cari neft hasilatının, layihələrin iqtisadi səmərəliliyinin artırılmasının və s. optimallaşdırması ilə bağlı məsələləri həll edir. Neft yataqlarında suvurmanın səmərəliliyinə geniş faktorlar kompleksi təsir edir və bunların mənfi təsiri ehtiyatların qeyri-müntəzəm və aşağı çıxarılmasına səbəb ola bilər. Suvurmanın optimallaşdırılması probleminin qoyulması və həlli təklif olunur, yəni vurucu quyularının qəbul etmə qabiliyyətinin qiymətləndirilməsi, vurulan suyun ümumi həcminə və hasilat və vurucu quyularının quyu dibi təzyiqlərinə qoyulan məhdudiyyətlərə riayət etməklə hasilat quyularından maksimum neftvermənin təmin edilməsi təklif olunur. Təklif olunan yanaşma cərəyan xətlər üsulunun istifadəsinə və xətti proqramlaşdırma məsələsinin həllinə əsaslanır. Məsələnin həlli üçün təklif olunan alqoritmdən istifadə nümunəsi göstərilir və vurucu quyularının iş rejimlərinin dəyişdirilməsinin texnoloji səmərəliliyi hesablanır. Baxılan şəraitdə neftçıxarma əmsalının proqnozlaşdırılan artımı 15 illik işlənmə müddəti üçün 5.75% təşkil etmişdir.

Açar sözlər: sulaşmanın optimizasiyası; cərəyan xətlər üsulu; xətti proqramlaşdırma; quyuların qarşılıqlı təsir əmsalları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Ермолаев, А. И., Бравичева, Т. Б., Пятибратов, П. В., Ермолаев С. А. (2007) Разработка рациональных стратегий ввода в эксплуатацию нефтяной залежи. Нефтяное хозяйство, 6, 74-77.
2. Voznyuk, A. S., Rykov, A. I., Kotov, V. S. (2014, October). Multi-criteria analysis and optimization of waterflood systems in brownfields. SPE-171229-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
3. 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.
4. Juliusson, E., Horne, R. (2013). Characterization of fractured reservoirs using tracer andflow-rate data. Water Resources Research, 49(5), 2327–2342.
5. Coronado, M., Ramírez-Sabag, J. (2011). An analytical model for inter-well tracer tests in lenticular oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 77 (2), 189–193.
6. Albertoni, A., Lake, L. W. (2003). Inferring interwell connectivity only from well-rate fluctuations in waterfloods. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 6(1), 6–16.
7. Heffer, K. J., Fox, R. J., McGill, C. A., Koutsabeloulis, N. C. (1997). Novel techniques show links between reservoir flow directionality, earth stress, fault structure and geomechanical changes in mature waterfloods. SPE Journal, 2(2), 91-98.
8. Hou, J., Li, Z., Liu, Y., et al. (2011, February). Inferring reservoir interwell dynamic connectivity based on signal processing method. In: International Petroleum Technology Conference, Bangkok, Thailand.
9. Artun, E. (2017) Characterizing interwell connectivity in waterflooded reservoirs using data-driven and reducedphysics models: a comparative study. Neural Computing & Applications, 28, 1729–1743.
10. Holanda, R. W., Gildin, E., Jensen, J. L. (2018). A generalized framework for capacitance resistance models and a comparison with streamline allocation factors. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 260–282.
11. Mirzayev, M., Jensen, J. L. (2015, May). Measuring interwell communication using the capacitance model in tight reservoirs. SPE-180429-MS. In: SPE Western Regional Meeting, Anchorage, Alaska. Society of Petroleum Engineers.
12. Yousef, A. A., Lake, L. W., Jensen, J. L. (2006, April). Analysis and interpretation of interwell connectivity from production and injection rate fluctuations using a capacitance model. SPE-99998-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa. Society of Petroleum Engineers.
13. Sayarpour, M., Kabir, C. S., Lake, L. W. (2009). Field applications of capacitance-resistive models in waterfloods. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 12(5), 853–864.
14. Абабков, А. 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.
15. Анкудинов, А. А., Ваганов, Л. А. (2013). Методика распределения объемов закачиваемой воды по площади нефтяного месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 9, 19-24.
16. Романенков, А. В., Евдощук, П. А., Вольф, А. А. (2017). Определение коэффициентов взаимовлияния скважин на основе уравнения материального баланса. Современные тенденции развития науки и технологий, 2-2, 79.
17. Пятибратов, П. В., Заммам, М. (2022). Прогнозирование показателей разработки нефтяного месторождения на основе CRM и сравнение с результатами трехмерного гидродинамического моделирования. Нефтепромысловое дело, 5(641), 16-24.
18. 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 Procеedings, SI2, 161–171.
19. Schlumberger (2018). FRONTSIM Technical Reference Manual. TX, Houston: Schlumberger.
20. Степанов, С. В., Соколов, С. В., Ручкин, А. А. и др. (2018). Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования. Вестник ТГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 4(3), 146-164.
21. Насыбуллин, А. В., Антонов, О. Г., Шутов, А. А. и др. (2012). Оптимизация системы заводнения на основе трехмерного геолого-гидродинамического моделирования и искусственного интеллекта. Нефтяное хозяйство, 7, 14-16.
22. Thiele, M. R., Batycky, Rod. P. (2003, October). Water injection optimization using a streamline-based workflow. SPE-84080-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
23. Thiele, M. R., Batycky, R. P. (2006). Using streamline-derived injection efficiencies for improved waterflood management. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 9(02), 187-196.
24. Пятибратов, П. В., Заммам, М., Туровская, Е. А. (2021). Оптимизация заводнения на основе моделирования линий тока. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 4(124), 37-44.
25. Al Saidi, A., Al Wadhani, M. (2015, March). Application of fast reservoir simulation methods to optimize production by reallocation of water injection rates in an Omani field. SPE-172633-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Manama, Bahrain. Society of Petroleum Engineers.
26. Guo, Z., Reynolds, A. C., Zhao, H. (2018) Waterflooding optimization with the INSIM-FT data-driven model. Computational Geosciences, 22, 745-761.
27. Jansen, J. D., Durlofsky, L. J. (2017) Use of reduced-order models in well control optimization. Optimization and Engineering, 18, 105–132.
28. Alhuthali, A. H., Datta-Gupta, A., Yuen, B., Fontanilla, J. P. (2008, April). Optimal rate control under geologic uncertainty. SPE-113628-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
29. Alhuthali, A. H., Datta-Gupta, A., Yuen, B., Fontanilla, J. P. (2009, February). Field applications of waterflood optimization via optimal rate control with smart wells. SPE-118948-MS. In: SPE Reservoir Simulation Symposium, The Woodlands, Texas. Society of Petroleum Engineers.
30. Asadollahi, M., Naevdal, G. (2009, October). Waterflooding optimization using gradient based methods. SPE-125331-MS. In: SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference. Society of Petroleum Engineers.
31. Ertekin, T., Sun, Q., Zhang, J. (2019). Reservoir simulation: problems and solutions. Richardson, Texas, US: Society of Petroleum Engineers.
32. Ertekin, T., Abou-Kassem, J. H., King, G. R. (2001). Basic applied reservoir simulation. Richardson, Texas, US: Society of Petroleum Engineers.
33. Пятибратов, П. В. (2015). Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
34. Костюченко, C. (2006). Количественный анализ заводнения для систем скважин на основе моделей линий тока. Бурение и нефть, 2, 12-14.
35. Кайгородов, С. В., Кашапова, Э. Р., Киршин, В. Т., Павлова С. А. (2013). Оптимизация системы заводнения с помощью модели линий тока на Верх-Тарском месторождении. Нефтяное хозяйство, 3, 78-80.

Antibakterial hazırlığı olmadan su vurmaqla lay təzyiqini saxlamaqla neft yataqlarının işlənməsi, neftmədən sularının lay-quyu-yerüstü avadanlığı sistemində dövr edən mikroorqanizmlər tərəfindən geniş şəkildə çirklənməsinə gətirib çıxarır. Bu aspektdə mədən qurğularının metalını məhv edən mikroorqanizmlərin, həmçinin boru kəmərlərinin biokorroziyasına səbəb olan mikroorqanizmlərin müxtəlif qrupları üçün nəzərdə tutulmuş xüsusi mikrobioloji mühitlərdə neftin özünü identifikasiyası və aşkarlanması üzrə tədqiqatların aparılması maraq doğururdu. Bununla əlaqədar müxtəlif fəsillərdə ‒ qış, yaz, yay, payız aylarında götürülmüş su, neft, neft-mədən boru kəmərlərindən qırıntı nümunələrinin biotsenozu tədqiq edilmişdir. Müəyyən mikroorqanizm qruplarının törətdiyi biokorroziv proseslərin aradan qaldırılması probleminin həlli məqsədilə bir sıra effektiv bakterisidlərin bakteriyaların həyat faliyyətinə təsiri sınaqdan keçirilmiş, onların istifadəsi üçün tövsiyələr hazırlanmışdır.

Açar sözlər: aqressiv mühit; biotsinoz; biokorroziya; reaqent; tövsiyələr.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Яшалова, Н. Н., Неробова, В. А. (2016). Триада «Экономика-Экология-Туризм» в контексте устойчивого регионального развития. Экономика природопользования, 5, 4-11.
2. (2016). Некоторые инициативы в штате Гуджарат. Защита окружающей среды - устойчивое развитие. Экономика природопользования, 4, 4-43.
3. Масленникова, И. С., Кузнецов, Л. М. (2017). Экологический менеджмент и аудит: Учебник и практикум. Москва: Юрайт.
4. Голубева, С. Г., Стрельников, Ю. Н., Сокорнова, Т. В. (2016). Система экологического менеджмента: новая версия стандарта. Экология производства, 9, 40-46.
5. Иткин, Б. А. (2016). О новой версии стандарта ISO 14001. Экология производства, 3, 46-53.
6. Маликова, Т. Ш., Туктарова И. О., Агадуллина, А. Х. (2017). Анализ и оценка экологических рисков. Уральский экологический вестник, 1, 29-31.
7. Malikova, T., Tuktarova, I., Agadullina A. (2017). Methodological approaches to the development of a model of the impact of the implementation of environmental management systems. Ponte Academic Journal, 73, 2-8.
8. Veselova, E., Malikova, T., Tuktarova, I. (2020). Integrated management system as a method of reducing fuel company’s risks. In: Topical Issues of Rational Use of Natural Resources, 1, 334-335.
9. Кривозерцев, Н., Зацепина, О. (2017). Незаменимый инструмент для оптимизации пароизводства. Экология производства, 8, 33-44.

Vyetnam şelfindəki neft əsasən Ağ Pələng (Batho) yatağının geoloji layından hasil edilir və layın axın rejimi məsaməlilik, keçiricilik və su ilə doyma kimi petrofiziki parametrlərin məkan paylanmasının mürəkkəbliyinə görə asan deyil. Buna görə də neft hasilatının proqnozlaşdırılması üçün ənənəvi təbii lay modelləşdirmə üsulu bir qədər qeyri-dəqiqdir və ya dinamik parametrləri optimallaşdırmaq üçün çoxlu səy və vaxt tələb edir. Kompüter təlimi (KT) alqoritmlərinin ən son işlənməsi hər bir vurucu quyusunun su vurma sürətindən neft hasilatını daha tez və daha məqbul proqnozlaşdırmağa imkan verəcəkdir. Neft hasilatı proqnozu KT-dən istifadə etməklə sulaşmanın optimallaşdırılması təsadüfi axtarış, parametrlər setkası üzrə axtarış və ya gradient əsaslı alqoritm kimi istənilən optimallaşdırma alqoritmlərindən istifadə etməklə həyata keçirilə bilər. Bu tədqiqat Random Forest alqoritmindən istifadə edəcək, çünki o, ən ağlabatan nəticələri göstərir, çünki təlim və sınaq məlumat qiymətləri üçün proqnozlaşdırılan və faktiki dəyərlər arasında korrelyasiya əmsalları müvafiq olaraq 0.98 və 0.95-dir. Daha sonra neft hasilatını və xalis cari dəyəri artıran hər bir vurucu quyu üçün məqbul su vurma dərəcəsini tapmaq üçün setka üzrə axtarışının optimallaşdırılması alqoritmi tətbiq edilir. Nəticələr göstərir ki, neft məhsuldarlığı orta hesabla 2.5%, xalis cari dəyər isə yeni optimallaşdırılmış vurulma sxemlərinin tətbiqi hesabına orta hesabla 1.2%
artmışdır.

Açar sözlər: sulaşma; neft hasilatı proqnozu; optimallaşdırma; kompüter təlimi; «Ağ Pələng» yatağı; lay (geoloji fundament).

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
2. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions. Earth Sciences, 2021, (2), pp. 81–93.
3. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
4. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
5. Veliyev, E. F. (2021). Prediction methods for coning process. Azerbaijan Oil Industry, 3, 18-25.
6. Veliyev, E., Aliyev, A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
7. Capolei, A., Suwartadi, E., Foss, B., Jørgensen, J. B. (2013). Waterflooding optimization in uncertain geological scenarios. Computational Geosciences, 17(6), 991-1013.
8. Foss, B., Grimstad, B., Gunnerud, V. (2015). Production optimization–facilitated by divide and conquer strategies. IFAC-PapersOnLine, 48(6), 1-8.
9. Van den Hof, P. M., Jansen, J. D., Heemink, A. (2012). Recent developments in model-based optimization and control of subsurface flow in oil reservoirs. IFAC Proceedings, 45(8), 189-200.
10. Foss, B., Jenson, J. P. (2011). Performance analysis for closed-loop reservoir management. SPE Journal, 16(1), 183-190.
11. Jansen, J. D., Fonseca, R. M., Kahrobaei, S., et al. (2014). The egg model–a geological ensemble for reservoir simulation. Geoscience Data Journal, 1(2), 192-195.
12. Wen, T., Thiele, M. R., Ciaurri, D. E., et al. (2014). Waterflood management using two-stage optimization with streamline simulation. Computational Geosciences, 18(3), 483-504.
13. Guo, Z., Reynolds, A. C., Zhao, H. (2018). A physics-based data-driven model for history matching, prediction, and characterization of waterflooding performance. SPE Journal, 23(2), 367-395.
14. Aziz, K., Settari, A. (1979). Petroleum reservoir simulation. London: Applied Science Publ. Ltd.
15. Datta-Gupta, A., King, M. J. (2007). Streamline simulation: theory and practice. Vol. 11. Richardson: Society of Petroleum Engineers.
16. Thiele, M. R., Batycky, R. P., Fenwick, D. H. (2010). Streamline simulation for modern reservoir-engineering workflows. SPE Journal of Petroleum Technology, 62(1), 64-70..
17. Nguyen, A. P. (2012). Capacitance resistance modeling for primary recovery, waterflood and water-CO₂ flood. Texas: PhD. Dissertation, University of Texas at Austin.
18. Weber, D. B. (2009). The use of capacitance-resistance models to optimize injection allocation and well location in waterflood. Texas: University of Texas at Austin.
19. Yousef, A. A., Gentil, P., Jensen, J. L., Lake, L. W. (2006). A capacitance model to infer interwell connectivity from production-and injection-rate fluctuations. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 9(6), 630-646.
20. Lake, L. W., Liang, X., Edgar, T. F., et al. (2007). Optimization of oil production based on a capacitance model of production and injection rates. In: Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium.
21. Zhao, H., Kang, Z., Zhang, X., et al. (2016). A physics-based data-driven numerical model for reservoir history matching and prediction with a field application. SPE Journal, 21(6), 2175-2194.
22. Zhang, R., Hu, J. I. A. (2021). Production performance forecasting method based on multivariate time series and vector autoregressive machine learning model for waterflooding reservoirs. Petroleum Exploration and Development, 48(1), 201-211.
23. Hourfar, F., Bidgoly, H. J., Moshiri, B., et al. (2019). A reinforcement learning approach for waterflooding optimization in petroleum reservoirs. Engineering Applications of Artificial Intelligence, 77, 98-116.
24. Ng, C. S. W., Ghahfarokhi, A. J., Amar, M. N. (2022). Production optimization under waterflooding with Long Short-Term Memory and metaheuristic algorithm. Petroleum. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2021.12.008
25. Alfarizi, M. G., Stanko, M., Bikmukhametov, T. (2022). Well control optimization in waterflooding using genetic algorithm coupled with Artificial Neural Networks. Upstream Oil and Gas Technology, 9, 100071.
26. Son, L. N., Trung, P. N., Masuda, Y., et al. (2022). Development of a method for adjusting rock compaction parameters and aquifer size from production data and its application to Nam-Su fractured basement reservoir of Vietnam. Journal of Petroleum Science and Engineering, 210, 109894.
27. Son, L. N., Jamiolahmady, M., Sohrabi, M., Questiaux, J. M. (2007). An integrated geology and reservoir engineering approach for modelling and history matching of a Vietnamese fractured granite basement reservoir. In: EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition, London, UK.
28. Pedregosa, F., Varoquaux, G., Gramfort, A., et al. (2011). Scikit-learn: Machine learning in Python. The Journal of Machine Learning Research, 12, 2825-2830.
29. Kingma, D., Ba, J. (2015). Adam: A method for stochastic optimization. In: 3rd International Conference for Learning Representations, San Diego.
30. Hastie, T., Tibshirani, R., Friedman, J. H. (2009). The elements of statistical learning: data mining, inference, and prediction. New York: Springer.
31. Kramer, O. (2016). Scikit-learn /in «Machine learning for evolution strategies». Springer, Cham.
32. Chen, T., Guestrin, C. (2016). XGBoost: A scalable tree boosting system. In: Proceedings of the 22nd ACM SIGKDD International Conference on Knowledge Discovery and Data Mining (KDD ’16), San Francisco, CA, USA.

Neft-mədən avadanlığının (NMA) uzunömürlülüyü bir sıra amillərdən, o cümlədən konstruksiyanın etibarlılığından, onların hazırlanma texnologiyasının mükəmməlliyindən, təmir-bərpa və müasir texnologiyalardan istifadə səviyyəsi digərlərdən asılıdırlar. Hal-hazırda xidmət müddəti bitmiş maşın hissələrinin bərpası zamanı təmir istehsalında müasir metodlardan, o cümlədən lazer texnologiyası, dəmirləmə, işçi səthlərin qaz-alov və s.emalı istifadə olunur. Eyni zamanda bərpa prosesləri iri qabaritli, gövdə tipli, böyük metal tutumlu hissələrin təmir və nazırlanmasında geniş istifadə olunur. Təqdim olunan məqalədə şqanqlı quyu nasoslarının plungerlərinin bərpasında dəmirləmə prosesi və onun nəticələri əks olunmuşdur.

Açar sözlər: dərinlik nasosunun ştanqı; aşınma müqaviməti; plunjer; silindr; dəmirləmə prosesi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30-36.
2. Алиев, Э. А., Абыева, З. Г. (2021). Результаты применения новых технологий для увеличения ресурса сверл высокого давления. Оборудование. Технологии. Материалы, 8(4), 10-16.
3. Алиев, Э. А., Абыева, З. Г. (2021). Результаты исследований по применению процесса отжига для увеличения ресурса клапанов высокого давления. Оборудование. Технологии. Материалы, 7(3),4-8.
4. Валдаев, Л. Г., Борисов, В. Н., Вахалин, В. А. (2007). Газотермическое напыление. Москва: Маркет ДС.
5. Бабаев, С. Г., Кершенбаум, В. Я., Габибов, И. А. (2018). Эволюция качества трибосопряжений нефтегазовой техники. Москва: НИНГ.

Neft-mədən avadanlığının (NMA) uzunömürlülüyü bir sıra amillərdən, o cümlədən konstruksiyanın etibarlılığından, onların hazırlanma texnologiyasının mükəmməlliyindən, təmir-bərpa və müasir texnologiyalardan istifadə səviyyəsi digərlərdən asılıdırlar. Hal-hazırda xidmət müddəti bitmiş maşın hissələrinin bərpası zamanı təmir istehsalında müasir metodlardan, o cümlədən lazer texnologiyası,
dəmirləmə, işçi səthlərin qaz-alov və s. emalı istifadə olunur. Eyni zamanda bərpa prosesləri iri qabaritli, gövdə tipli, böyük metal tutumlu hissələrin təmir və nazırlanmasında geniş istifadə olunur. Təqdim olunan məqalədə şqanqlı quyu nasoslarının plungerlərinin bərpasında dəmirləmə prosesi və onun nəticələri əks olunmuşdur.

Açar sözlər: elektromaqnit vibrator; faydalı iş əmsalı; nəzəri-dövrə modeli; çıxış gücü; vibrotəsirləndirici.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Chesnakov, A. E. (1999). Vibrations of an electromagnetic vibrator in the presence of in-series-connected capacitor in its circuit. Scientific Records of the Odessa Polytechnic Institute, 134-155.
2. Yusifov, R. A. (2019). Mathematical model for experimental study of a vibration device with low-frequency mechanical vibration. Proceedings of the International Conference: CAD and modeling in modern electronics. Bryansk.
3. Mammadov, F. I., Huseynov, R. A., Yusifov, R. A. (2012). on the issue of obtaining a mathematical model of a vibration device with low-frequency mechanical vibration. Sumgayit (SSU), Scientific News, 12(4).
4. Nitusov, Y. U., Babayev, I. S. (1986). Tractive effort of electromagnetic exciters of low-frequency mechanical vibrations with their three-phase power supply. Moscow: Moscow State Technical University named after N.Bauman.
5. Babayev, I. S., Gasimov, R. A. (1986). Three-phase power supply of electromagnetic exciters of low-frequency mechanical vibrations. Report at a Scientific and Technical Conference «Improving the efficiency of electromechanical and semiconductor energy converters in control systems». Vladimir.
6. (1980). Vibrating machines in construction and production of building materials /Ed. Bauman V. A. Moscow: Mechanical Engineering.
7. Nitusov, Y. Y., Babayev, I. S. (1991). Tractive effort in electromagnetic exciters of low-frequency mechanical vibrations with their three-phase power supply. Moscow: Moscow State Technical University named after N.Bauman.

Ejektor sistemləri sadəlik, etibarlılıq və ekoloji cəhətdən müxtəlif sənaye sahələrində özünü yaxşı tanıtdırıblar. Su-sulu enerji reaktorlu atom elektrik stansiyalarının innovasiya layihələrinin fəal zonasının qəza soyutma sistemlərinin işinin səmərəliliyinin artırılması üçün "nasos-ejektor" sistemindən istifadə etmək olar, lakin maksimal su sərfiyyatı və təzyiq üzrə layihə göstəricilərinə nail olmaq üçün şırnaqlı aparatları kavitasiya rejimində istismar etmək lazımdır. Məqalədə ejektorların təklüləli və çoxlüləli ucluq ilə birlikdə stend sınaqlarının nəticələri verilmişdir, həmçinin onların təzyiq xarakteristikaları təqdim edilmişdir. Nüvə reaktorlarının fəal zonasının qəza soyutma sistemlərində çoxlüləli ucluqların və yüksək kavitasiyalı injeksiya əmsalı olan ejektorların istifadəsinə dair tövsiyə verilmişdir.

Açar sözlər: ejektor; şırnaqlı nasos; fəal zonasının qəza soyutma sistemləri; nüvə energetikası; ekoloji cəhətdən təmiz texnologiyalar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Witte, J. H. (1962). Mixing shocks and their influence on the design of liquid-gas ejectors. Master’s Thesis. Delft, The Netherlands: Delft University.
2. Cunningham, R. G. (1995). Liquid jet pumps for two-phase flows. Journal of Fluids Engineering, 117, 309–316.
3. Sherif, S., Lear, W., Steadham, J., et al. (2000). Analysis and modeling of a two-phase jet pump of a thermal management system for aerospace applications. International Journal of Mechanical Sciences, 42, 185–198.
4. Дроздов, А. Н. (2014). Утилизация нефтяного газа с использованием существующей инфраструктуры промыслов. Нефтяное хозяйство, 4, 74-77.
5. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666(6), 062007.
6. Kumar, R. S., Mani, A., Kumaraswamy, S. (2005). Analysis of a jet-pump-assisted vacuum desalination system using power plant waste heat. Desalination, 179, 345–354.
7. Neve, R. S. (1988). The performance and modeling of liquid jet gas pumps. International Journal of Heat and Fluid Flow, 9, 156–164.
8. Carvalho, P. M. (1998). Modeling the electrical submersible jet pump producing high gas-liquid-ratio petroleum wells. Ph.D. Thesis. Austin, TX, USA: The University of Texas at Austin.
9. Neve, R. S. (1991). Diffuser performance in two-phase jet pumps. International Journal of Multiphase Flow, 17, 267–272.
10. Lu, H. (1989). Theory and application of jet pump technology. Beijing, China: Water Conservancy and Electric Power Press.
11. Lu, H. (2004). Theory and application of jet technology. Wuhan, China: Wuhan University Press.
12. Сазонов, Ю. А., Мохов, М. А., Мищенко, И. Т., Дроздов, А. Н. (2017). Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 12, 138-141.
13. Бандюков, Ю. В., Пашков, П. В., Ананьев, С. С., Тарасьянц, А. С. (2017). Кавитация в центробежных осевых и струйных насосах. Аграрный научный журнал, 5, 63-70.
14. Кабанов, Ю. П., Шевченко, Г. В. (2016). К вопросу определения кавитационных характеристик струйных насосов. Челябинский физико-математический журнал, 1(2), 94-99.
15. Zi, H., Zhou, L., Meng, L., Wang, Z. (2015). Prediction and analysis of jet pump cavitation using Large Eddy Simulation. Journal of Physics. Conference Series, 656, 012142.
16. Zhang, H., Zou, D., Yang, X., et al. (2022). Liquid–gas jet pump: A review. Energies, 15, 6978.
17. Блинков, В. Н., Мелихов, В. И., Мелихов, О. И. и др. (2012). Расчетно-экспериментальное исследование напорно-расходной характеристики эжектора для системы аварийного охлаждения активной зоны АЭС с ВВЭР. Фундаментальные исследования, 1, 1172-1175.
18. Блинков, В. Н., Мелихов, В. И., Мелихов, О. И. и др. (2013). Экспериментальное исследование расходно-напорной характеристики эжектора с тангенциальным подводом пассивной среды для системы аварийного охлаждения активной зоны АЭС с ВВЭР. Фундаментальные исследования, 10, 949-952.
19. Парфенов, Ю. В. (2013). Расчетно-экспериментальное исследование расходно-напорной характеристики двухступенчатого эжектора для системы аварийного охлаждения активной зоны АЭС с ВВЭР. Теплоэнергетика, 9, 53-55.
20. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2015, October). Prospects of development of jet pump’s well operation technology in Russia. SPE-176676-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
21. Дроздов, А. Н., Териков, В. А. (2009). Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложнённых скважин. Нефтяное хозяйство, 6, 68-72.
22. Дроздов, А. Н., Выходцев, Д. О., Горидько, К. А., Вербицкий, В. С. (2018). Экспресс-методика расчета характеристики гидроструйного насоса для эксплуатации скважин. Нефтяное хозяйство, 2, 76-79.
23. Битюцких, С. Ю. (2018). Исследование и расчет гидроструйного насоса – смесителя. Диссертация на соискание ученой степни кандидата технических наук. Челябинск: Южно-уральский государственный университет.
24. Xu, S., Wang, J., Cai, B., et al. (2022). Investigation on cavitation initiation in jet pump cavitation reactors with special emphasis on two mechanisms of cavitation initiation. Physics of Fluids, 34, 013308.
25. Уколов, А. И., Родионов, В. П. (2018). Верификация результатов численного моделирования и экспериментальных данных влияния кавитации на гидродинамические характеристики струйного потока. Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Серия «Естественные науки», 4, 102–114.
26. Soyama, H., Hoshino, J. (2016). Enhancing the aggressive intensity of hydrodynamic cavitation through a Venturi tube by increasing the pressure in the region where the bubbles collapse. AIP Advances, 6(4), 045113.
27. Омельянюк, Н. В., Уколов, А. И., Пахлян, И. А. (2021). Исследование процессов кавитационного истечения для энергосберегающих и экологически чистых технологий нефтегазовой отрасли. Нефтяное хозяйство, 12, 128-130.
28. Drozdov, A. N., Malyavko, E. A., Alekseev, Y. L., Shashel, O. V. (2011, October-November). Stand research and analysis of liquid-gas jet-pump’s operation characteristics for oil and gas production. SPE-146638-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
29. Васильев, Ю. Н., Гладков, Е. П. (1971). Экспериментальное исследование вакуумного водо-воздушного эжектора с многоствольным соплом /в сборнике «Лопаточные машины и струйные аппараты». Выпуск 5. Москва: Машиностроение.
30. Донец, К. Г. (1990). Гидропроводные струйные компрессорные установки. Москва: Недра.
31. Лямаев, Б. Ф. (1988). Гидроструйные насосы и установки. Ленинград: Машиностроение.
32. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2012, June). Laboratory researches of the heavy oil displacement from the Russkoye field’s core models at the SWAG injection and development of technological schemes of pump-ejecting systems for the water-gas mixtures delivering. SPE 157819-MS. In: SPE Heavy Oil Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
33. Drozdov, A. N. (2010, September). Stand Investigations of ESP's and gas separator's characteristics on gas-liquid mixtures with different values of free-gas volume, intake pressure, foaminess and viscosity of liquid. SPE-134198-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
34. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
35. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30–36. 

Boru birləşmələrinin kipgəc qovşaqları vasitəsilə MPT muftaları və qaynaq birləşmələri ilə mümkün olan sızmalar üzrə müqayisəli məlumatlar göstərilir. P-formalı kompensatorların temperatur gərginliyindən qaynaqla birləşdirilmiş düz horizontal YSB sahələrinin boşaldılması üçün parametrlərin və miqdarının müəyyən edilməsi metodikası təqdim edilmişdir. Müxtəlif ilkin məlumatların temperatur deformasiyalarına təsirinin müəyyən edilməsi və P-formalı kompensatorların kompensasiya qabiliyyətini müəyyən etmək üçün modelləşdirmə aparılmışdır. CAB-100 və CAB-150M boru kəmərləri üçün çıxışın uzunluğu və rəfin enindən asılı olaraq, yarım uzununa deformasiyanın qabaqcadan dartılması (sıxılması) olmadan P-formalı kompensatorların kompensasiya qabiliyyətinin müəyyən edilməsi üçün asılılıqlar alınmışdır.

Açar sözlər: yığılıb-sökülən borular; təyyarələrin mərkəzləşdirilmiş yanacaqla doldurulması; boruların temperatur deformasiyası; P-tipli kompensatoru.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Щипакин, А. А. (2014). Технические средства заправки воздушных судов. Ульяновск: УВАУ ГА(И).
2. Иванов, В. Н. (2004). Аэропорты России в настоящем и будущем. Москва: Воздушный транспорт.
3. Сыроедов, Н. Е., Завьялов, А. В., Грядунов, К. И. (2014). Технические средства аэродромных складов авиатоплива. Москва: МГТУ ГА.
4. Каук, В. В., Титко, В. Л., Клопков, С. П. и др. (2006). Учебник сержанта трубопроводных войск. Москва: Военное издательство.
5. Шеин, К. Г., Середа, В. В., Данильченко, И. Г. (2005). Трубопроводным войскам 50 лет. Москва: Гралия М.
6. Данильченко, И. Г., Виноградов, В. А., Карташов, А. Г. и др. (2009). Служба горючего в афганской войне. Москва: Гралия.
7. Коршак, А. А., Нечваль, А. М. (2008). Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. Санкт-Петербург: Недра.
8. Бахмат, Г. В., Васильев, Г. Г., Богатенков, Ю. В и др. (2006). Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Москва: Инфа-Инженерия.
9. (2013). СП 131.13330.2012. Строительная климатология (актуализированная редакция СНиП 23-01-99*). Москва: ФАУ «ФЦС» Госстрой России.
10. (2013). СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*). Москва: ФАУ «ФЦС» Госстрой России.
11. Сорокин, В. Г., Гервасьев, М. А., Палеев, В. С. и др. (2004). Марочник сталей и сплавов (под редакцией В. Г. Сорокина и М.А. Гервасьева). Москва: Интермет Инжиниринг.

Su-qaz ilə təsirin su-qaz qarışığının vurulması vasitəsilə həyata keçirilməsi neftveriminin artırılmasının perspektivli üsullarındandır. Su-qaz qarışığında qaz komponenti kimi səmt neft qazının istifadəsi qeyri-rasional istifadə olunan qazın miqdarını dəfələrlə azaltmağa və karbon izini azaltmağa imkan yaradır. Məqalədə su-qaz qarışığının alınması və laya vurulması üçün çoxmərhələli ejektorla sıxma texnologiyasına baxılmışdır. Avadanlığın düzgün seçimi sistemdən maksimum FİƏ ilə istifadə etməyə imkan verəcəkdir. Məqalədə su-qaz ilə təsir qurğusunun prinsipial sxemi təqdim olunmuşdur. Ejektorun FİƏ-nə işçi təzyiqin təsiri öyrənilmişdir. Təzyiq-enerji xarakteristikalarının asılılıqları əldə olunmuşdur.

Açar sözlər: su-qaz qarışığı; nasos-ejector sistemi; su-qaz ilə təsir texnologiyası; maye-qaz ejectoru; ejektorların təzyiq-enerji xarakteristikaları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2021). Global Gas Flaring Tracker Report. Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR). https://thedocs.worldbank.org/en/doc/1f7221545bf1b7c89b850dd85cb409b0-0400072021/original/WB-GGFR-Report-Design-05a.pdf
2. Колмогорова, В. А., Сметанина, Л. А., Булатов, А. А. (2022). Применение комплексного подхода к выбору наиболее эффективного варианта снижения интенсивности выбросов углекислого газа. Нефтяное хозяйство, 9, 132-136.
3. Книжников, А. Ю., Ильин, А. М. (2017). Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России – 2017. Москва: Всемирный фонд дикой природы (WWF).
4. Захаревич, Ю. С., Эрикссен, К. И. (2022). Оценка возможностей повышения эффективности технологии секвестрации углекислого газа. Нефтяное хозяйство, 9, 137-141.
5. Эдер, Л. В., Проворная, И. В., Филимонова, И. В. (2018). По пути к попутному. На ухабах ПНГ. Бурение и нефть, 12, 4-14.
6. Дроздов, А. Н. (2014). Утилизация нефтяного газа с использованием существующей инфраструктуры промыслов. Нефтяное хозяйство, 4, 74-77.
7. Страхов, П. Н., Давыдова, Е. А., Скачек, К. Г., Ерёмин, Ю. Г. (2020). Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 82–87.
8. Сазонов, Ю. А., Мохов, М. А., Мищенко, И. Т., Дроздов, А. Н. (2017). Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 12, 138-141.
9. Drozdov, A. N. (2010, September). Stand investigations of ESP's and gas separator's characteristics on gas-liquid mixtures with different values of free-gas volume, intake pressure, foaminess and viscosity of liquid. SPE-134198-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. 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.
12. Аржиловский, А. В., Афонин, Д. Г., Ручкин, А. А. и др. (2022). Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазовых методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 9, 63-67.
13. Дроздов, А. Н., Дроздов, Н. А., Горбылева, Я. А., Горелкина, Е. И. (2020). Применение струйных аппаратов в нефтепромысловом деле. Москва: «Спутник +».
14. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. Записки Горного института, 254, 191-201.
15. Абуталипов, У. М., Китабов, А. Н., Есипов, П. К., Иванов, А. В. (2017). Исследование конструктивных и технологических параметров водогазового эжектора для утилизации попутного нефтяного газа. Экспозиция. Нефть. Газ, 4(57), 54-58.
16. Пестов, В. М., Яновский, А. В., Дроздов, А. Н. (2019). Совершенствование технологии закачки водогазовых смесей в пласт. Нефтяное хозяйство, 4, 84-86.
17. Bunkin, N. F., Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., et al. (2017). Suppression of the coalescence of gas bubbles in aqueous electrolyte solutions: dependence on the external pressure and velocity of gas flow through a column with liquid. Physics of Wave Phenomena, 25(3), 219–224.
18. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666(6), 062007.
19. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30–36.
20. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), pp. 846–855.
21. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
22. Zhang, H., Zou, D., Yang, X., et al. (2022). Liquid–gas jet pump: A review. Energies, 15, 6978.
23. Sharma, V. P., Kumaraswamy, S., Mani, A. (2012). Effect of various nozzle profiles on performance of a two-phase flow jet pump. International Journal of Mechanical Engineering and Technology, 1, 173–179.
24. Liu, J. (1982). Experimental research on performance of liquid-air jet pump. Journal of Wuhan Water Conservancy and Electric Power, 3, 105–114.
25. Liao, D., Lu, H. (1997). Study on basic performance and correction coefficients of liquid-liquid gas jet pump. Fluid Mechanics, 4, 26–29.
26. Gao, C., Wang, Y. (2008). Research and application progress of liquid-gas jet pump. China Petroleum Machine, 2, 67–70.
27. Красильников, И. А. (2010). Разработка методики расчета характеристик жидкостно-газовых эжекторов для эксплуатации скважин и водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
28. Дроздов, А. Н., Горбылева, Я. А. (2019). Совершенствование эксплуатации насосно-эжекторных систем при изменяющихся расходах попутного нефтяного газа. Записки Горного института, 238, 415-422.
29. Drozdov, A. N., Malyavko, E. A., Alekseev, Y. L., Shashel, O. V. (2011, October-November). Stand research and analysis of liquid-gas jet-pump’s operation characteristics for oil and gas production. SPE-146638-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.

Məqalədə su-qaz qarışıqlarının tərkibində qaz qabarcıqlarının qarşılıqlı təsir prosesləri ilə bağlı tədqiqatlarının xülasəsi təqdim olunur. Dolayısilə birləşmənin təbiətini və ya onun yatırılmasını göstərən nəzəriyyələr haqqında məlumatlar verilir. Müəyyən edilmişdir ki, birləşmənin yatırılmasının müşahidə olunduğu parametr dəyərlərinin rasional sahələri var, lakin bu parametrlərin bəzi kritik dəyərləri aşıldıqda, birləşmənin yatırılması rejimi pozulur. Maye sütuncuğundan qabarcıqlar axını şəklində ötürülən qaz sərfinin müxtəlif təzyiqlərdə və mayenin minerallaşmasında təsiri ilə aparılan eksperimental tədqiqatlar göstərdi ki, yatırılmış birləşmə zamanı maksimum qaz sərfinin artması müəyyən bir minerallaşma aralığında (artan təzyiqlə) müşahidə olunur. Bununla belə, minerallaşmanın artması ilə maksimum qaz sərfi sabit qalır, bundan sonra isə rejim pozulur. Köpükləndirici səthi aktiv maddələrin əlavə edilməsi maksimum qaz sərfinin artmasına səbəb olur. Çox mərhələli mərkəzdənqaçma nasosunun xarakteristikasının öyrənilməsi göstərdi ki, səthi aktiv maddələrin əlavə edilməsi nasosun xarakteristikasını müəyyən bir konsentrasiyaya qədər yaxşılaşdırır, bu konsentrasiyanın artması ilə nasosun xarakteristikası cüzi yaxşılaşır. Sabit su-qaz qarışıqlarının yaradılması texnologiyasının öyrənilməsinin növbəti istiqaməti də ifadə edilmişdir.

Açar sözlər: karbon izinin azalması; su-qaz təsiri; nasos-ejektor sistemləri; su-qaz qarışığı; qaz qabarcıqlarının birləşməsi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Страхов, П. Н., Филиппов, В. П., Мазанова, А. В., Фадеев, И. Ю. (2015). Проблемы освоения залежей углеводородов, приуроченных к коллекторам сложного строения. Нефтяное хозяйство, 12, 98–100.
2. Белов, А. Ю., Белова, А. А., Страхов, П. Н. (2021). Геологические проблемы освоения залежей углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 3, 50–53.
3. Шахвердиев, А. Х., Мандрик, И. Е. (2007). Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти. Нефтяное хозяйство, 5, 76–79.
4. Страхов, П. Н., Давыдова, Е. А., Скачек, К. Г., Еремин, Ю. Г. (2020). Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 82–87.
5. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В. (2021). Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 11, 104–109.
6. Мазепин, Д. А., Шахвердиев, Э. А. (2013). Экономические и экологические аспекты утилизации попутного нефтяного газа. Известия Санкт-Петербургского государственного экономического университета, 3(81), 37-41.
7. Кальнер, В. Д. (2021). Устойчивое развитие в условиях «зеленой глобализации» бизнеса. Экология и промышленность России, 25(9), 50-55.
8. Рамочная конвенция ООН об изменении климата. https://www.un.org/ru/documents/decl_conv/conventions/climate_framework_conv.shtml
9. Книжников, А. Ю., Ильин, А. М. (2017). Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России – 2017. Москва: Всемирный фонд дикой природы (WWF).
10. Декарбонизация энергетики: с максимума до нуля. https://roscongress.org/materials/dekarbonizatsiyaenergetiki-s-maksimuma-do-nulya/?ysclid=l92jo04ae390677969
11. Ирани, М. М., Телков, В. П. (2021). Изучение современных вариантов использования комбинаций газового и традиционного заводнения (водогазовое воздействие и его альтернатива). SOCAR Proceedings, SI2, 248-256.
12. Abdullayev, R., Birrel, Q., Huseynzade, R. (2020). SOCAR – BP Partnership: ACG gas flaring reduction project. SOCAR Proceedings, 2, 4-7.
13. Акрамов, Т. Ф., Яркеева, Н. Р. (2019). Рациональное использование попутного нефтяного газа. SOCAR Proceedings, 1, 68-77.
14. Шахвердиев, А. Х. (2017). Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, 2, 58-63.
15. Шахвердиев, А. Х. (2019). Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство, 1, 44–49.
16. Абитова, А. Ж. (2014). Опыт применения потокоотклоняющей технологии на месторождении «Узень». SOCAR Proceedings, 3, 43-51.
17. Шахвердиев, А. Х., Шестопалов, Ю. В., Мандрик, И. Э., Арефьев, С. В. (2019). Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 12, 118–123.
18. Chen, H., Yang, Sh., Liu, J., et al. (2016, November). Experimental study on injection strategy of CO2 near-miscible flooding in low permeability reservoirs with high water cut. IPTC-18770-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
19. Vahid, A., Rodrigues, H., Suieshova, A., et al. (2021, December). Long-term strategy optimization of scale squeeze treatment in a carbonate reservoir under CO2-WAG water-alternating-gas injection. SPE-204352-MS. In: SPE International Conference on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
20. Bo, R., Male, F., Wang, Y., et al. (2019, September-October). Oil saturation in residual oil zones and its effect on CO2 WAG injection strategies. SPE-196230-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
21. Кантюков, Р. Р., Запевалов, Д. Н., Вагапов, Р. К. (2021). Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов. Записки Горного института, 250, 578-586.
22. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. и др. (2014). Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2. Нефтяное хозяйство, 5, 90-95.
23. Bakhtiyarov, S. I., Shakhverdiyev, A. K., Panakhov, G. M., Abbasov, E. M. (2007). Effect of surfactant on volume and pressure of generated CO2 gas. SPE Production and Operations Symposium Proceedings, 478–482.
24. Валеев, А. С., Котенёв, Ю. А., Шевелёв, А. П. и др. (2018). Оценка эффективности водогазового воздействия при использовании газа различного состава. SOCAR Proceedings, 2, 58-64.
25. Гримус, С. И. (2010). Особенности формирования структуры фильтрационного потока в верхней части разреза пластовой залежи нефти при водогазовом воздействии. SOCAR Proceedings, 3, 24-28.
26. Drozdov, A. N., Gorelkina, E. I., Gorbyleva, Y. A., Narozhnyy, I. M. (2020). Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas. Journal of Physics: Conference Series, 1687(1), 012040.
27. Gorbyleva, Y. A. (2022). Flue gas-simultaneous water and gas (Flue gas-SWAG) injection for enhancing oil recovery. IOP Conferences Series: Earth and Environmental Science, 988, 032072.
28. Горелкина, Е. И. (2021). Оценка сравнительной эффективности насосно-инжекторной системы для повышения нефтеотдачи пластов. Научный журнал Российского газового общества, 4, 28-35.
29. Дроздов, А. Н. (2014). Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения. Нефтяное хозяйство, 8, 100-104.
30. Сазонов, Ю. А., Мохов, М. А., Мищенко, И. Т., Дроздов, А. Н. (2017). Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 12, 138-141.
31. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A. (2015, October). Prospects of development of jet pump’s well operation technology in Russia. SPE-176676-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology. Society of Petroleum Engineers.
32. Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., Bunkin, N. F., Kozlov, V. A. (2017, October). Study of suppression of gas bubbles coalescence in the liquid for use in technologies of oil production and associated gas utilization. SPE-187741-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
33. Olmaskhanov, N. P. (2021). Investigation of booster multi-stage centrifugal pump’s characteristics when pumping-out of water-gas mixtures. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666(6), 062005.
34. Дроздов, А. Н., Закенов, С. Т., Олмасханов, Н. П. и др. (2020). Стендовые исследования влияния свободного газа на характеристики многоступенчатого центробежного насоса при откачке водогазовых смесей. Нефтяное хозяйство, 8, 96–99.
35. Drozdov, A. N., Gorbyleva, Y. A., Drozdov, N. A., Gorelkina, E. I. (2021). Perspectives of application of simultaneous water and gas injection for utilizing associated petroleum gas and enhancing oil recovery in the Arctic fields. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 678(1), 012039.
36. Seoev, L. V., Drozdov, D. A., Plotnikova, K. M., Elkin, A. V. (2020). Study of hydraulic resistance in collapsible pipelines. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 921(1), 012022.
37. Karabaev, S., Olmaskhanov, N., Mirsamiev, N., Mugisho, J. (2019). A bench scale investigation of pump-ejector system at simultaneous water and gas injection. Springer Proceedings in Earth and Environmental Sciences, 219–220.
38. Дроздов, А. Н., Горелкина, Е. И. (2022). Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. Записки Горного института, 254, 191-201.
39. Дроздов, А. Н., Горбылева, Я. А. (2019). Совершенствование эксплуатации насосно-эжекторных систем при изменяющихся расходах попутного нефтяного газа. Записки Горного института, 238, 415-422.
40. Керн, Д., Илюшин, П. (2014). Возможности реализации технологии водогазового воздействия в условиях коллекторов Пермского края. Электронный журнал «Neftegaz.ru», 98-102.
41. Донец, К. Г. (1990). Гидравлические струйные компрессорные установки. Москва: Недра.
42. Drozdov, A. N., Narozhnyy, I. M., Mereutsa, A. M. (2019). Water and gas mixture characteristics calculation and its possible injection variants. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 675(1), 012023.
43. Henry, C. L., Craig, V. S. J. (2010). The link between ion specific bubble coalescence and Hofmeister effects is the partitioning of ions within the interface. Langmuir, 26, 6478-6483.
44. Sadra, A., Hajir, K., Parviz, D. (2017). Flow pattern and oil holdup prediction in vertical oil-water two-phase flow using pressure fluctuation signal. Iranian Journal of Chemistry and Chemical Engineering, 36(2), 125-141.
45. Wu, B., Firouzi, M., Ribeiro, A. S., et al. (2019, November). Investigating the effect of salinity on countercurrent two-phase flow regimes in annuli. URTEC-198228-MS. In: SPE/AAPG/SEG Asia Pacific Unconventional Resources Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
46. Гореликова, А. Е., Кашинский, О. Н., Рандин, В. В., Чинак, А. В. (2014). Влияние расхода газа на диаметр газовых пузырей в восходящем пузырьковом течении в плоском наклонном канале. Вестник НГУ. Серия: Физика, 9(2), 136-144.
47. Marrucci, G., Nicodemo, L. (1967). Coalescence of gas bubbles in aqueous solutions of inorganic electrolytes. Chemical Engineering Science, 22, 1257-1265.
48. Kluytmans, J. H. J., Wachem, van B. G. M., Kuster, B. F. M., Schouten, J. C. (2001). Gas holdup in a slurry bubble column: influence of electrolyte and carbon particles. Industrial & Engineering Chemistry Research, 40, 5326-5333.
49. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
50. Henry, C. L., Craig, V. S. J. (2009). Inhibition of bubble coalescence by osmolytes: sucrose, other sugars, urea. Langmuir, 25(19), 11406.
51. Гореликова, А. Е., Кашинский, О. Н., Рандин, В. В., Чинак, А. В. (2014). Влияние пузырей на теплообмен и гидродинамику течения в плоском наклонном канале / в сборнике материалов VI Российской национальной конференции по теплообмену, 822-826.
52. Бошенятов, Б. В. (2005). Гидродинамика микропузырьковых газожидкостных сред. Известия ТПУ, 308(6), 156-160.
53. Гореликова, А. Е., Кашинский, О. Н, Пахомов, М. А. и др. (2017). Турбулентная структура течения и теплоперенос в наклонном пузырьковом потоке. Экспериментальное и численное исследование. Известия РАН. Механика жидкости и газа, 1, 117–129.
54. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
55. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
56. Suleimanov, B. A. (1999). The slip effect during filtration of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 61(6), 786-790.
57. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gasliquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
58. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704–707.
59. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749–753.
60. Suleimanov, B. A. (1996). Experimental study of the formation of fractal structures in displacement of immiscible fluids using a Hele-Shaw cell. Inzhenerno-Fizicheskii Zhurnal, 69(2), 230–237.
61. Suleimanov, B. A. (2004). On the effect of interaction between dispersed phase particles on the rheology of fractally heterogeneous disperse systems. Colloid Journal, 66(2), 249–252.
62. Бошенятов, Б. В. (2005). Исследование течений микропузырьковых газожидкостных сред в гладких трубах. Известия ТПУ, 308(6), 161-164.
63. Boshenyatov, B. V., Kosharidze, S. I., Levin, Yu. K. (2019). On the stability of nanobubbles in water. Russian Physics Journal, 61(10), 1914-1921.
64. Бошенятов, Б. В. (2013). Законы коалесценции пузырьков газа в жидкости и их моделирование. Известия вузов. Физика, 56, 24-29.
65. Boshenyatov, B. V. (2011, November). Validation of basic models of bubble coalescence for gas-liquid dispersion in a сolumn reactor. In: 6th International Symposium on Advanced Science and Technology in Experimental Mechanics.
66. Макаров, В. К., Макарова, Т. В. (2008). Распределение по размерам пузырьков свободного газа в жидкости при различных уровнях её газосодержания. Труды Одесского политехнического университета, 2(30), 219-223.
67. Craig, V. S. J., Ninham. B. W., Pashley. R. M. (1993). Effect of electrolytes on bubble coalescence. Nature, 364, 317-319.
68. Craig, V. S. J., Ninham, B. W., Pashley, R. M. (1993). The effect of electrolytes on bubble coalescence in water. Journal of Physical Chemistry, 97, 10192-10197.
69. Craig, V. S. J. (2004). Bubble coalescence and specific ion effects. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 9, 178-184.
70. Tsang, Y. H., Koh, Y-H., Koch, D. L. (2004). Bubble-size dependence of the critical electrolyte concentration for inhibition of coalescence. Journal of Colloid and Interface Science, 275, 290-297.
71. Pashley, R. M., Craig, V. S. J. (1997). Effects of electrolytes on bubble coalescence. Langmuir, 13(17), 4772.
72. Christenson, H. K., Yaminsky, V. V. (1995). Solute effects on bubble coalescence. Journal of Chemical Physics, 99, 10420.
73. Henry, C. L., Dalton, C. N., Scruton, L., Craig, V. S. J. (2007). Ion-specific coalescence of bubbles in mixed electrolyte solutions. Journal of Chemical Physics C, 111(2), 1015.
74. Henry, C. L., Craig, V. S. J. (2008). Ion-specific influence of electrolytes on bubble coalescence in nonaqueous solvents. Langmuir, 24(15), 7979.
75. Liu, G., Hou, Y., Zhang, G., Craig, V. S. J. (2009). Inhibition of bubble coalescence by electrolytes in binary mixtures of dimethyl sulfoxide and propylene carbonate. Langmuir, 25(18), 10495.
76. Mazzini, V., Craig, V. S. J. (2016). Specific-ion effects in non-aqueous systems. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 23, 82–93.
77. Bunkin, N. F., Drozdov, A. N., Drozdov, N. A., et al. (2017). Suppression of the coalescence of gas bubbles in aqueous electrolyte solutions: dependence on the external pressure and velocity of gas flow through a column with liquid. Physics of Wave Phenomena, 25(3), 219-224.
78. Мирзаджанзаде, А. Х., Бахтизин, Р. Н., Мустафаев, А. А., Нагиев, Ф. Б. (2005). Наногидродинамические эффекты на основе применения микрозародышевой технологии. Нефтегазовое дело, 3, 311-315.
79. Сулейманов, Б. A., Исмаилов, Ф. С., Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86–88.
80. Firouzi, M., Howes, T., Nguyen, A. V. (2015). A quantitative review of the transition salt concentration for inhibiting bubble coalescence. Advances in Colloid and Interface Science, 222, 305–318.
81. Drogaris, G., Weiland, P. (1983). Coalescence behavior of gas bubbles in aqueous solutions of n-alcohols and fatty acids. Chemical Engineering Science, 38, 1501–1506.
82. Drogaris, G., Weiland, P. (1983). Studies of coalescence of bubble pairs. Chemical Engineering Communications, 23, 11.
83. Левич, В. Г. (1959). Физическая и химическая гидродинамика. Москва: Гостехиздат.
84. Блазнов, А. Н., Денисов, Ю. Н., Куничан, В. А., Чащилов, Д. В. (2002). Распределение пузырьков по размерам в жидкостно-газовых струйных аппаратах с удлиненной камерой смешения. Электронный журнал «Исследовано в России», 663-670.
85. Gorelkina, E. I. (2021). Improvement of pump-ejector systems in order to increase the gas discharge pressure and system efficiency. IOP Conferences Series: Earth and Environmental Science, 666, 062007.
86. Акулинчев, Б. П. (2007). Роль диспергированных газов в формировании залежей / в научно-техническом сборнике «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». Москва: ИРЦ Газпром, 3, 3-8.
87. Акулинчев, Б. П., Рахбари, Н. Ю. (2010). О механизмах взаимовлияния подземных вод и залежей нефти и газа. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 33-39.
88. Курбанбаев, М. И., Абитова, А. Ж. (2014). Оценка эффективности водогазового воздействия на опытном участке горизонта Ю-1C месторождения «Каламкас» по результатам фильтрационных исследований на керне. SOCAR Proceedings, 2, 46-50.
89. Дроздов, Н. А. (2022). Фильтрационные исследования на кернах и насыпных моделях Уренгойского месторождения для определения эффективности водогазового воздействия на пласт при извлечении конденсата из низконапорных коллекторов и нефти из нефтяных оторочек. Записки Горного института, 257, 783-794.
90. Ахмедова, У. Т. (2022). Обзор методов повышения нефтеотдачи пласта на основе использования пенных систем. SOCAR Proceedings, 3, 076-084.

Məqalədə neft-mədən rezervuarlarının materialının fiziki qeyri-xəttiliklərinin və dayaqların sərhəd şərtlərinin nəzərə alınması ilə həndəsi formasının hesablanması və optimallaşdırılması metodu təklif olunmuşdur. Sonlu fərqlər metodlarına əsaslanan effektiv hesablama metodikası işlənib hazırlanmışdır. İşlənmiş metodikalar bazasının əsasında hesablama alqoritmi yaradılmış, tətbiqi proqramlar kompleksi tərtib edilmişdir. İşlənmiş hesablama metodikası əsasında aparılan hesablamaların nəticələrinin təhlili göstərmişdir ki, örtüklərin gərginlikdeformasiya vəziyyətinin təyini məsələlərinin həlli fiziki qeyri-xəttiliyin nəzərə alınması ilə aparılmalıdır. Rezervuarın gərginlik-deformasiya vəziyyətinə müxtəlif amillərin təsiri aşkar edilmişdir. Dəyişən həndəsi parametrləri olan nazik divarlı konstruksiyanın xəttiləşdirilməsinin sürətli yaxınlaşmaya malik ümumi üsulu təklif edilmişdir. Hesablamaların nəticələrinə əsasən mühəndislik təcrübəsində istifadə oluna bilən konkret düsturlar və qrafiklər tərtib edilmişdir.

Açar sözlər: örtük; silindrik neft-mədən rezervuarı; qeyri-xətti model; sonlu fərqlər metodu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Бояршинов, С. В. (1967). Основы строительной механики машин. Москва: Машиностроение.
2. Ильюшин, А. А. (1963). Пластичность. Основы общей математической теории. Москва: АН СССР.
3. Самарский, А. А. (1977). Теория разностных схем. Москва: Наука.
4. Кантарович, Л. В., Крылов, В. И. (1962). Приближенные методы высшего анализа. Москва-Ленинград: Физматлит.
5. Huang, Y., Bohua, S. (1990). The displacement solution of conical shell for the axicymmetric bending deformation. Journal of Lanzhou University, 26(3), 23-29.
6. Kang, J.-H., Leissa, A. W. (2008). Vibration analysis of solied ellipsoid and hollow ellipsoidal shels of revolution with variable thickness from a there–dimensional theory. Acta Mechanica, 197(1), 97-117.
7. Ильюшин, А. А. (1948). Пластичность. Москва: Гостоптехиздат.
8. Ильюшин, А. А. (1944). Приближенная теория упруго-пластических деформаций оссесимметричных оболочек. Прикладная математика и механика, 8, 15-24.
9. Ильюшин, А. А. (1954). О связи между напряжениями и малыми деформациями в механике сплошных сред. Прикладная математика и механика, 18, 187-196.
10. Садыхов, И. Р. (1976). Об одном методе интегрирования дифференциальных уравнений пологих оболочек с учетом физической и геометрической нелинейности. Ученые записки АзИСИ, 3.
11. Cook, R. D. (1990). Simulating curved elements by offsets: rationale and application to shells of revolution. Engineering Computations, 7(1), 79-80

Təqdim olunan məqalədə mancanaq dəzgahlarında istifadə olunan Novikov ötürməli reduktorlarda dişli çarxların uzunömürlük göstəricilərinin müxtəlif işgörmə qabiliyyəti meyarlarına görə müqayisəli analizi məsələsinə baxılmışdır. Əyilmə və kontakt gərginliklərinə görə möhkəmlik meyarlarına görə dişli çarxların uzunömürlük nisbətinin ötürmənin həndəsi və kinematik parametrlərindən, materialların mexaniki xarakteristikalarından asılılığı araşdırılmışdır. Hesabatlar əsasında müəyyən olunmuşdur ki, mövcud mancanaq dəzgahlarında istifadə olunan Novikov ötürməli reduktorlarda dişli çarxların əyilmə gərginliklərinin təsiri ilə sıradan çıxma ehtimalı, dişin işçi profilində yaranan kontakt gərginliklərinin təsiri ilə baş verən sıradan çıxma ehtimalından dəfələrlə kiçikdir. Ona görə də dişlərin zədələnməsi ilk olaraq onların işçi profillərində baş verir, qeyri-işçi profillər isə zədələnmir. Bunun əsasında müəyyən istismar müddətindən sonra mancanaq dəzgahlarında istifadə olunan Novikov ötürməli reduktorlarda dişli çarxların dişlərinin işçi profillərini qeyri-işçi profillərlə əvəz etməklə dişli çarxların resursunun əhəmiyyətli dərəcədə artırılmasının mümkünlüyü sübuta yetirilmişdir. Mövcud mancanaq dəzgahlarının reduktorlarında dişli çarxların işçi profillərinin qeyri-işçi profillərlə əvəz olunması üsulları əks olunmuşdur.

Açar sözlər: mancanaq dəzgahı; Novikov ötürməli reduktor; əyilmə gərginliyi; kontakt gərginliyi; pittinq; uzunömürlük nisbəti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Niemann, G., Winter, H. (2003). Maschinenelemente. Band 2: Getriebe allgemein, Zahnradgetriebe – Grundlagen, Stirnradgetriebe. Berlin - Heidelberg: Springer-Verlag.
2. Khurmi, R. S., Gupta, J. K. (2005). Machine design. Ram Nagar, New Delhi: Eurasia Publishing House.
3. (1979). DIN 3979: Zahnschäden an Zahnradgetrieben/Deutsches Institut für Normung. Berlin, Köln: Beuth–Verlag.
4. (1987). DIN 3990: Teil 1. Tragfähigkeitsberechnung von Stirnrädern: Einführung und allgemeine Einflussfaktoren/Deutsches Institut für Normung. Berlin, Köln: Beuth –Verlag.
5. Decker, K.-H. (2018). Maschinenelemente: funktion, gestaltung und berechnung. München Wien: Carl Hanser Verlag.
6. Chalabi, I., Ahmedov, B., Hajiyev, A. (2021). Comparative analysis of gears service life of mechanical drive for sucker-rod pumps. Oil Qas European Magazine, 47(1), 40-45.
7. (1987). DIN 3990: Teil 2. Tragfähigkeitsberechnung von Stirnrädern: Berechnung der Grübchentragfähigkeit/Deutsches Institut für Normung. Berlin, Köln: Beuth –Verlag.
8. (1987). DIN 3990: Teil 3. Tragfähigkeitsberechnung von Stirnrädern: Berechnung der Zahnfußtragfähigkeit/Deutsches Institut für Normung. Berlin, Köln: Beuth-Verlag.
9. Takacs, G. (2015). Sucker-rod pumping handbook. MA, USA: Elsevier Science.
10. Tschalabi, I., Bertsche, B. (2007, März). Untersuchung der konstruktionsmethode arbeitsflankenwechsel der zähne zur lebensdauer- und zuverlässigkeitserhöhung von industriegetrieben. In: 23. Konferenze Technische Zuverlässigkeit. Stuttgart, Germany.
11. Chalabi, I. (2020). Comparative service life analysis for gears according to different failure criteria. Journal of Failure Analysis and Prevention, 20, 2137-2144.
12. Naunheimer, H., Bertsche, B., Lechner, G. (2007). Fahrzeuggetriebe. Berlin Heidelberg: Springer-Verlag.
13. Haibach, E. (2006). Betriebsfestigkeit-verfahren und daten zur bauteilrechnung. Düsseldorf: VDI-Verlag GmbH.
14. Ivanov, M. N., Finogenov, V. A. (1986). Detali mashin. Moskva: Vysshaya Shkola.
15. Guzenkov, P. G. (1986). Detali mashin. Moskva: Vysshaya Shkola.
16. Nadzhafov, A. (2013). Poiskovoye konstruirovaniye mekhanicheskogo privoda shtangovykh nasosov. Saarbrücken/Germany: Palmarium Academic Publishing.
17. Katalog produktsii Gruppy Predpriyatiy «Reduktor». https://izh-reduktor.ru/upload/uf/b5b/catalog_part1.pdf
18. https://docplayer.ru/90885524-Soderzhanie-str-vvedenie-2.html
19. Gens, W. (1983). Grundlagen des elektromühərrikischen Antriebs. Leipzig: Fachbuchverlag.
20. Thiele, R. (2006). Schneckenrad-tragfähigkeit: Zahnfuß-tragfähigkeitsberechnung für schneckenräder auf basis des zahnfussschädigungskonzeptes. Chemnitz: TU Chemnitz, Forschungsvorhaben

Laboratoriya-informasiya idarəetmə sistemləri (LİİS) müasir laboratoriyaların səmərəliliyini artırmaq üçün güclü vasitədir. Kliniki diaqnostika mərkəzlərində və keyfiyyətə nəzarət zavod laboratoriyalarında onlar, daimi nümunə axınının olması və ölçmə xətalarının müəyyənləşdirilməsi suallarından tutmuş anbar ehtiyatlarının hesaba alınmasına qədər geniş funksionala malik olduqları səbəbindən olduqca məşhurdur. Eyni zamanda, artıq alətlərin olması LİİS-in bahalanmasına və onların tətbiqi ilə bağlı əhəmiyyətli çətinliklərə gətirib çıxarır. Belə potensial müştərilərin xüsusi ehtiyaclarını ödəmək məqsədi ilə internetə çıxışı olan və brauzerin mövcudluğu ilə istənilən cihazda müştəri-server veb tətbiqi şəklində yeni laboratoriya-informasiya sisteminin hazırlanmasına başlanılıb. Funksionallığı nəzərə alaraq, kiçik layihə yönümlü neft və qaz sənayesi tədqiqat laboratoriyaların ehtiyaclarına maksimum cavab verməsi və hər hansı bir əlavə proqram təminatının yüklənməsi zəruriliyi olmadan, onun tətbiqi prosesi xüsusilə çətin deyil.

Açar sözlər: laboratoriya-informasiya idarəetmə sistemi; məlumatların idarə edilməsi; tədqiqat laboratoriyaları; laboratoriya proseslərinə nəzarət.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
2. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
3. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR proceedings, 4, 4-10.
6. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
8. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
9. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
10. Хасанов, А. С., Сатторов, М. О., Ямалетдинова, А. А. (2015). Образование термостойких солей в аминовых растворах очистки природных газов. Молодой ученый, 2(82), 223-225.
11. Руни, П. К., Бейкон, Т. Р., ДюПарт, М. С. (2022). Влияние термостабильных солей на коррозионную активность раствора МДЭА. Фрипорт, Техас: Компания Dow Chemical.
12. Freiser, H., Fernando, Q. (1963). Ionic equilibria in analytical chemistry. New York: Wiley.
13. Smith, R. M., Martell, A. E. (1916). Critical stability constants. New York: Plenum Press.

Hal-hazırda qazları kükürd birləşmələrindən təmizləmək üçün əsasən əməliyyat zamanı çirklənən amin məhlullarından istifadə edilir, bu da bir sıra texnoloji problemlərə səbəb olur. Termostabil duzların konsentrasiyasından, xlor ionlarının kütlə payından, dəmir və nikelin kütlə payından və məhlulların köpüklənməsi kimi məhlulların çirklənmə dərəcəsini xarakterizə edən əsas göstəricilər siyahısı seçilmişdir. Məqalədə məhlulların çirklənmə dərəcəsinin göstəricilərini müəyyənləşdirmək üsullarının qısa təsviri və mahiyyəti təsvir edilmişdir. Sınaqlar uçun MDEA və MEA–nın 10 regenerasiya məhlulu seçilmişdir. Alınan hər bir qiymət üçün ümumi xəta sərhədi və ölçmələrin yaxınlaşmasını və adekvatlığını təyin etmək üçün yol verilən qiymət intervalı hesablanır. Bütün qiymətlər, xarakterik səhvlər nəzərə alınmaqla, yol verilən intervala daxil edilir, bu da, bu metodikaların tətbiqinin etibarlılığını və məqsədəuyğunluğunu göstərir.

Açar sözlər: metiletanolamin; metildietanolamin; termostabil duzlar; korroziya; xüsusi elektrik keçiriciliyi; köpüklənmə; təmizləmə; aktivləşdirilmiş karbon; ion mübadilə qatranı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
2. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
3. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
4. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions, Earth Sciences, 2, 81–93.
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
6. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
7. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
8. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
9. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. O., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 333(7), 86–95.
10. Завкиев, М. З., Панжиев, О. Х., Усманова, М. Б., Мамашаев, И. А. (2019). Оптимизация содержания раствора амина в очистке кислого газа. UNIVERSUM: Химия и биология, 11(65).
11. Gummings, A. L., Smith, G. D. (2010, September). Better alkanolamine system operations throw chemical analysis. In: The sulfur recovery symposium. MPR Services.

Məqalədə elektrik enerjisi müəssisələrinin dayanıqlı inkişaf səviyyəsinin qiymətləndirilməsi üçün model alətlər toplusunun yaradılması vəzifəsi qoyulmuş və həll edilmişdir. Müəssisənin vəziyyətini iqtisadi, ekoloji və sosial xüsusiyyətləri ilə xarakterizə edən bir sıra göstəricilər təklif olunur. Məqalədə dayanıqlı iqtisadi inkişaf çərçivəsində müflisləşmə (iflas) təhlükələri izah olunur. Altman, J. Konan, M. Qolder, Fox və Taffler modelləri də daxil olmaqla, iflas riskinin proqnozlaşdırılması üçün bir sıra modellər nəzərdən keçirilir. İqtisadi müflisləşmənin modelləşdirilməsi prosesində beş faktorlu Altman modelinin ssenarilərindən istifadə olunur. Elektrik enerjisi müəssisəsinin davamlı inkişafının funksionallığının həyata keçirilməsi iqtisadi inkişaf, resurslardan səmərəli istifadə və ətraf mühitə mənfi təsir arasında ziddiyyətlərin həlli ilə əlaqəli olduğuna görə məqalədə məntiqi və linqvistik bir model təklif olunur.

Açar sözlər: davamli inkişaf; elektrik enerjisi müəssisələri; riyazi modelləşdirmə; məntiqi-linqvistik yanaşma.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Hong, C. S., Lee, E. B. (2018). Power plant economic analysis: Maximizing lifecycle profitability by simulating preliminary design solutions of steam-cycle conditions. Energies, 11(9), 2245.
2. Williams, C. L., Westover, T. L., Emerson, R. M., et al. (2016). Sources of biomass feedstock variability and the potential impact on biofuels production. BioEnergy Research , 9 , 1–14.
3. Baldoni, E., Coderoni, S., di Giuseppe, E., et al. (2021). A software tool for a stochastic life cycle assessment and costing of buildings’ energy efficiency measures. Sustainability, 13(14), 7975.
4. Igos, E., Benetto, E., Meyer, R., et al. (2019). How to treat uncertainties in life cycle assessment studies? The International Journal of Life Cycle Assessment, 24, 794–807.
5. Tong, D., Zhang, Q., Zheng, Y., et al. (2019). Committed emissions from existing energy infrastructure jeopardize 1.5 °C climate target. Nature, 572, 373-377.
6. Sobamowo, G. M., Ojolo, S. J. (2018). Techno-economic analysis of biomass energy utilization through gasification technology for sustainable energy production and economic development in Nigeria. Journal of Energy, 2018, 4860252.
7. Levi-Oguike, J., Sandoval, D., Ntagwirumugara, E. (2022). A comparative life cycle investment analysis for biopower diffusion in Rural Nigeria. Sustainability, 14(3), 1423.
8. Bazmi, A. A., Zahedi, G., Hashim, H. (2015). Design of decentralized biopower generation and distribution system for developing countries. Journal of Cleaner Production, 86, 209-220.
9. Chen, S., Feng, H., Zheng, J., et al. (2020). Life cycle assessment and economic analysis of biomass energy technology in China: A brief review. Processes, 8(9), 1112.
10. Balat, M. (2008). Global trends on the processing of bio-fuels. International Journal of Green Energy, 5(3), 212−238.
11. Ferronato, N., Torretta, V. (2019). Waste mismanagement in developing countries: A review of global issues. International Journal of Environmental Research and Public Health, 16(6), 1060.
12. Chen, Y. Q., Wang, X., Chen, H. P., et al. (2009). The characteristics and the comprehensive utilization proposal of the rural biomass in Wuhan city circle. Energy Resources, 28, 106–109.
13. Cosme, I., Santos, R., O’Neill, D. W. (2017). Assessing the degrowth discourse: A review and analysis of academic degrowth policy proposals. Journal of Cleaner Production, 149, 321-334.
14. Ribeiro, B., Bengtsson, L., Benneworth, P., et al. (2018). Introducing the dilemma of societal alignment for inclusive and responsible research and innovation. Journal of Responsible Innovation, 5(3), 316-331.
15. Büscher, C., Ufer, U. (2022). The (un)availability of human activities for social intervention: Reflecting on social mechanisms in technology assessment and sustainable development research. Sustainability, 14(3), 1394.
16. Powell, D. J., Romero, D., Gaiardelli, P. (2022). New and renewed manufacturing paradigms for sustainable production. Sustainability, 14(3), 1279.
17. Abreu, M. F., Alves, A. C., Moreira, F. (2017). Lean-green models for eco-efficient and sustainable production. Energy, 137, 846-853.
18. Ejsmont, K., Gladysz, B., Kluczek, A. (2020). Impact of industry 4.0 on sustainability–bibliometric literature review. Sustainability, 12(14), 5650.
19. Romero, D., Gaiardelli, P., Powell, D., et al. (2018). Digital lean cyber-physical production systems: the emergence of digital lean manufacturing and the significance of digital waste. In: IFIP International Conference on Advances in Production Management Systems. Springer, Cham.
20. Lu, T. (2021). A fuzzy network DEA approach to the selection of advanced manufacturing technology. Sustainability, 13(8), 4236.
21. Lepore, D., Micozzi, A., Spigarelli, F. (2021). Industry 4.0 accelerating sustainable manufacturing in the COVID-19 era: Assessing the readiness and responsiveness of Italian regions. Sustainability, 13(5), 2670.
22. Ford, S., Despeisse, M. (2016). Additive manufacturing and sustainability: An exploratory study of the advantages and challenges. Journal of Cleaner Production, 137, 1573-1587
23. Wang, Y. M., Chin, K. S. (2009). A new approach for the selection of advanced manufacturing technologies: DEA with double frontiers. International Journal of Production Research, 47(23), 6663-6679.
24. Córdova-Aguirre, L. J., Ramón-Jerónimo, J. M. (2021). Exploring the inclusion of sustainability into strategy and management control systems in Peruvian manufacturing enterprises. Sustainability, 13, 5127.
25. Batista, A. A. D. S., De Francisco, A. C. (2018). Organizational sustainability practices: A study of the firms listed by the corporate sustainability index. Sustainability, 10(1), 226.
26. Rodríguez-Olalla, A., Avilés-Palacios, C. (2017). Integrating sustainability in organisations: An activity-based sustainability model. Sustainability, 9(6), 1072.
27. Wang, L., Törngren, M., Onori, M. (2015). Current status and advancement of cyber-physical systems in manufacturing. Journal of Manufacturing Systems, 37(2), 517-527
28. Kamble, S. S., Gunasekaran, A., Gawankar, S. A. (2018). Sustainable industry 4.0 framework: A systematic literature review identifying the current trends and future perspectives. Process Safety and Environmental Protection, 117, 408-425.
29. Stock, T., Obenaus, M., Kunz, S., Kohl, H. (2018). Industry 4.0 as enabler for a sustainable development: A qualitative assessment of its ecological and social potential. Process Safety and Environmental Protection, 118, 254-267.
30. Yakovenko, I. V., Streltsova, E. D., Komissarov, V. D. (2021). Economic-mathematical models for analyzing the potential for self-development of territorial systems. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 666, 062073
31. Belokrylova, O. S., Belokrylov, K. A., Tsygankov, S. S., et al. (2021). Public procurement quality assessment of a region: regression analysis. International Journal of Sociology and Social Policy, 41(1-2), 130–138.
32. Belokrylova, O. S., Belokrylov, K. A., Streltsova, E. D., et al. (2020). Quality evaluation of public procurement: Fuzzy logic methodology. Lecture Notes in Networks and Systems, 73, 823–833.
33. Streltsova, E., Borodin, A., Yakovenko, I. (2022). Fuzzy-logic model for feasibility study of project implementation: project’s investment risk. Iranian Journal of Fuzzy Systems (IJFS), 19(2), 1-15.
34. Mamedov, Z. F., Qurbanov, S. H., Streltsova, E., et al. (2021). Mathematical models for assessing the investment attractiveness of oil companies. SOCAR Proceedings, 4, 102 –114.
35. Tao, L.; Chen, Y.; Liu, X.; Wang, X. An integrated multiple criteria decision making model applying axiomatic fuzzy set theory. Applied Mathematical Modelling. 2012, 36, 5046-5058.
36. Kao, C., Liu, S. T. (2000). Fuzzy efficiency measures in data envelopment analysis. Fuzzy Sets and Systems, 113, 427-437.
37. Leon, T., Liern, V., Ruiz, J. L., Sirvent, I. (2003). A fuzzy mathematical programming approach to the assessment of efficiency with DEA models. Fuzzy Sets and Systems, 139, 407-419.
38. Lertworasirkul, S., Fang, S. C., Joines, J. A., Nuttle, H. L. W. (2003). Fuzzy data envelopment analysis (DEA): A possibility approach. Fuzzy Sets and Systems, 139, 379-394.
39. Kao, C., Lin, P. H. (2012). Efficiency of parallel production systems with fuzzy data. Fuzzy Sets and Systems, 198, 83-98.

Məqalədə investisiya lahiyələrində buraxılan məhsulun keyfiyyətinə, ekoloji poblemlərinə və məhsulun maya dəyərinə təsir edən risklərin qiymətləndirilməsi problərindən bəhs edilir. Tədqiqatçı üçün mövcud olan məlumatların tamlığına əsaslanan risklərin qiymətləndirilməsi üsullarının təsnifatı verilmişdir. Risklərin mahiyyəti qeyri-səlis məntiqdən istifadəyə əsaslanan yanaşmalardan istfadə edilmişdir. Qeyri-səlis məntiqdən istifadəyə əsaslanan metoddan istifadə etməklə ixtisaslaşdırılmış armatur istehsalçılarında məhsulun keyfiyyətinə, ekoloji problemlərə və məhsulun maya dəyərinə təsir edən risklərinin qiymətləndirilməsinin daha ətraflı təsviri verilmişdir.

Açar sözlər: risk faktorları; ekoloji risklər; risklərin qiymətləndirilməsi; qeyri-səlis məntiq.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Алиев, Э. А. (2019). Повышение производительности и энергетической эффективности сквозного нагрева. Оборудование. Технологии. Материалы, 2, 64-72.
2. Приймак, А. С., Ленченков, Е. В., Шумихин, A. Г. (2014). Прогнозирование результатов деятельности проектной организации на основе алгоритмов нечеткой логики. Вестник Ростовского государственного экономического университета, 3(47), 1-7.
3. Сакаловски, П. И. (1964). Арматурные стали. Москва: Металургия.
4. Gustafson, D. P. (2010). Raising the grade. Concrete International, 32(4), 59-62.
5. Əsgərov, E., Məmmədova, G. (2022). Lütfi-Zadənin qeyri-səlis məntiqi və fizikada qeyri-müəyyənlikləri. https://science.gov.az/az/news/open/19844
6. Aлиев, Э. А. (2020). Применение нечеткой логики для анализа рисков инвестиционных проектов (на примере заготовительного производства машиностроительной промышленности). World Science, 2(54), 50-53.
7. Hüseynova, A. (2020). Elm və innovasiya fəaliyyəti: ölçmə və qiymətləndirmə. Bakı: TUNA.
8. Глушенко, С. А. (2014). Применение механизма нечеткой логики для оценки риска инвестицинно-строительных проектов. Вестник Ростовского государственного экономического университета, 3(47), 1-10.
9. Дудин, М. Н., Лесников, Н. В., Решетов, К. Ю. (2015). Экономико-математическое моделирование процессов разработки и принятия управленческих решений на предприятиях и в предпринимательских структурах. Экономика и предпринимательство, 2(55), 924–930.
10. Федорова, У. Ф. (2018). Количественный анализ оценки рисков программных проектов на основе нечеткой логики. Международный научный журнал «Символ науки», 1-2, 48-51.

Məqalədə karbon qazının utilizasiyası texnologiyalarının mövcud dəyərinin ümumiləşdirici ədəbi təhlilinin nəticələri təqdim olunmuşdur. Aparılmış təhlil əsasında CO₂-in dəmir tərkibli doldurucularda utilizasiya prosesinin tərkib hissələrinin ekoloji təmiz enerji daşıyıcıları alınması ilə maya dəyəri müəyyən edilmişdir. Maya dəyərinin azaldılması variantları təklif olunur. Hidrogen və karbohidrogenlərin alınması ilə potensial CO₂ utilizasiya texnologiyasının iriləşdirilmiş texniki-iqtisadi qiymətləndirilməsi aparılmışdır. Potensial texnologiyanın həyata keçirilməsinin məqsədəuyğunluğu haqqında nəticələr əldə edilmiş, tədqiqatların gələcək inkişaf yolları təklif olunmuşdur.

Açar sözlər: karbon qazının utilizasiyası; hidrogen; karbohidrogenlər; maya dəyəri; texniki-iqtisadi qiymətləndirmə; metal doldurucusu; karbonlaşdırılmış su; dəmir yonqar; ekoloji cəhətdən təmiz enerji daşıyıcıları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2021). The Global Status of CCS Report. Global CCS Institute. https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/
2. (2019). Глобальное потепление на 1.5 °C. ВМО, ЮНЕП, Межправительственная группа экспертов по изменению климата.
3. (2022). What is CCU. https://zeroemissionsplatform.eu/about-ccs-ccu/what-is-ccu/
4. Kang, D., Lee, M.-G., Jo, H., et al. (2017). Carbon capture and utilization using industrial wastewater under ambient conditions. Chemical Engineering Journal, 308, 1073-1080.
5. Choi, Y. H., Jang, Y. J., Park, H., et al. (2017). Carbon dioxide Fischer-Tropsch synthesis: A new path to carbonneutral fuels. Applied Catalysis B: Environmental, 202, 605–610.
6. Zhang, D., Ghouleh, Z., Shao, Y. (2017). Review on carbonation curing of cement-based materials. Journal of CO2 Utilization, 21, 119-131.
7. Miguel, C. V., Soria, M., Mendes, A., Madeira, L. M. (2017). A sorptive reactor for CO2 capture and conversion to renewable methane. Chemical Engineering Journal, 322, 590–602.
8. Zhang, Q., Nurhayati, Cheng, C.-L., et al. (2017). Carbon capture and utilization of fermentation CO2: Integrated ethanol fermentation and succinic acid production as an efficient platform. Applied Energy, 206, 364–371.
9. Wiesberg, I. L., Brigagão, G. V., De Medeiros, J. L., Araújo, O. D. Q. F. (2017). Carbon dioxide utilization in a microalga-based biorefinery: Efficiency of carbon removal and economic performance under carbon taxation. Journal of Environmental Management, 203, 988–998.
10. Bonaventura, D., Friedrich, D., Valverde, J., et al. (2017). Carbon capture and utilization for sodium bicarbonate production assisted by solar thermal power. Energy Conversion and Management, 149, 860–874.
11. (2021). Technology readiness and costs of CCS. Global Institute of CCS.
12. (2020). EU Calculation. Carbon capture, use and sequestration module.
13. Сидорова, К. И. (2016). Экономическая оценка использования технологии утилизации углекислого газа в нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экномических наук. Санкт-Петербург.
14. (2005). Специальный доклад МГЭИК: Улавливание и хранение двуокиси углерода. ВМО, ЮНЕП, Межправительственная группа экспертов по изменению климата.
15. Schmelz, W. J., Hochman, G., Miller, K. G. (2020). Total cost of carbon capture and storage implemented at a regional scale: northeastern and midwestern United States. Interface Focus, 10(5), 20190065.
16. Fuss, S., Lamb, W. F., Callaghan, M. W., et al. (2018). Negative emissions—Part 2: Costs, potentials and side effects. Environmental Research Letters, 13, 063002.
17. Pilorgé, H., McQueen, N., Maynard, D., et al. (2020). Cost analysis of carbon capture and sequestration of process emissions from the U.S. industrial sector. Environmental Science & Technology, 54(12), 7524-7532.
18. Hepburn, C., Adlen, E., Beddington, J., et al. (2019). The technological and economic prospects for CO2 utilization and removal. Nature, 575, 87-97.
19. Nyári, J. (2018). Techno-economic feasibility study of a methanol plant using carbon dioxide and hydrogen. PhD Thesis. Helsinki: School of Engineering, Aalto University.
20. Hank, C., Gelpke, S., Schnabl, A., et al. (2018). Economics & carbon dioxide avoidance cost of methanol production based on renewable hydrogen and recycled carbon dioxide – power-to-methanol. Sustainable Energy & Fuels, 2018,2, 1244-1261.
21. (2021). Innovation outlook: Renewable Methanol, International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi. Irena and Methanol Institute.
22. Garifullina, Ch. A., Ibragimov, I. I., Indrupskiy, I. M., et al. (2021, October). Investigation of CO2 utilization processes on metal-containing fillers with generation of hydrogen and hydrocarbons. SPE-206612-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
23. Мазыкин, С., Ноздря, В., Мнацаканов, В. и др. (2014). Опытно-промысловое применение сидеритового утяжелителя при строительстве скважин на Бованенковском НГКМ. Neftgaz.Ru, 3-4.
24. https://mineral74.ru/
25. https://www.vedomosti.ru/press_releases/2021/10/08/pri-podderzhke-gazprombanka-v-tulskoi-oblastizapuschena-ustanovka-metanola-stoimostyu-22-mlrd-rublei

Azərbaycan Respublikası öz müstəqilliyini qazandıqdan sonra xarici kapitalın milli iqtisadiyyata cəlb edilməsi üçün əlverişli investisiya mühitinin yaradılmasına böyük ehtiyac yaranmışdır. Bu baxımdan müasir iqtisadi şəraitdə xüsusi aktuallıq kəsb etdiyinə görə neft-qaz sənayesində əlverişli investisiya mühitinin formalaşmasında qanunvericilik bazası araşdırılmış və onun qeyri-neft sektorun inkişafına təsiri vəziyyəti qiymətləndirilmişdir. Tədqiqat mövzusuna daha da aydınlıq gətirmək üçün neft-qaz sənayesinə investisiyaların cəlb edilməsinə ciddi maneə yaradan vergi qanunvericiliyinə tez-tez edilən dəyişikliklərə xüsusi diqqət yetirilmişdir. Aparılan uğurlu islahatlar nəticəsində ölkəmizin neft-qaz sənayesi kompleksinin idarəetmə strukturunda yerin təkindən istifadədə əməliyyatların dövlət tənzimlənməsinin daha dəqiq və mükəmməl sisteminin yaradılmasına yönəlmiş dəyişikliklər baş verdi. Nəticədə səlahiyyət məsələlərində yaranmış ziddiyyətlər və bütövlükdə idarəetmə sistemində qeyri-effektivliyə səbəb olan mənfi amillər aradan qaldırılaraq xeyli müsbət hallar müşahidə olundu. Məqalədə ölkəmizdə əlverişli investisiya mühitinin formalaşdığı şəraitdə neft-qaz sənayesindən əldə olunan gəlirlər uzunmüddətli dövrə proqnozlaşdırılaraq qeyri-neft sektorunun inkişafına yönəldilməsi istiqamətləri göstərilmişdir.

Açar sözlər: neft-qaz sənayesi; investisiya mühiti; qanun; qeyri-neft sektoru; inkişaf.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2019). İllik hesabat. Azərbaycan Respublikası Hasilat Sənayesində Şəffaflıq Komissiyasının illik hesabatı. Bakı.
2. Kərimov, N. (2019). «Əsrin müqaviləsi» çərçivəsində hasil olunan neftin Bakı-Novorossiysk kəməri ilə nəqli problemləri. İpək yolu, 1, 126-135.
3. Mehdiyev, Ə. (2014). Əsrin müqaviləsi: Azərbaycanın neft strategiyasının təməl daşı. Bakı: Turxan.
4. Абдуллаев, Р., Гасымов, С. (2017). Практическое руководство по повышению эффективности операционной деятельности нефтегазового предприятия. Москва: Недра.
5. Гусейнов, Д. Р. (2018). Международное экономическое сотрудничество Азербайджанской Республики в топливно-энергетической сфере. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Москва.
6. (2021). Azərbaycanın statistik göstəriciləri. Azərbaycan Respublikası Dövlət Statistika Komitəsi. Bakı: 9 № - li kiçik müəssisə.
7. (2020). Davamlı İnkişaf haqqında hesabat-2020. Azərbaycan Respublikası Dövlət Neft Şirkətinin illik hesabatı. Bakı: SOCAR.
8. (1998). «Yerin təki haqqında» Azərbaycan Respublikasının Qanunu. https://e-qanun.az/framework/4273
9. «Xarici investisiyanın qorunması haqqında» Azərbaycan Respublikasının Qanunu. https://e-qanun.az/framework/7000
10. https://e-qanun.az/framework/9098
11. (1999). «Azərbaycan Dövlət Neft Fondunun yaradılması haqqında» Azərbaycan Respublikası Prezidentinin Fərmanı. https://e-qanun.az/framework/5261
12. (2004). Neft və qaz gəlirlərinin idarə olunması üzrə uzunmüddətli strategiya. Azərbaycan Respublikasının Qanunvericilik Toplusu, 9, maddə 682.
13. Газета «Халг», 31 декабря 2021 года, № 286.
14. (2021). Собрание законодательства Азербайджанской Республики, № 12, ст. 1434.
15. (1995). «İnvestisiya fəaliyyəti haqqında» Azərbaycan Respublikasının Qanunu. https://e-qanun.az/framework/9367
16. (2016). «İnvestisiyaların təşviqi ilə bağlı əlavə tədbirlər haqqında» Azərbaycan Respublikası Prezidentinin Fərmanı. https://e-qanun.az/framework/31870
17. (2019). Azərbaycan Respublikasının Vergi Məcəlləsi. Bakı: Hüquq Yayım evi. https://e-qanun.az/framework/46948
18. Namazova, C. B. (2014). İnvestisiyalar. Bakı: CBS. Polygraphic Production.
19. Əliyev, M. Ə., Kərimov, K. S., Hüseynov, A. G. və b. (2016). Neft-qaz sənayesinin iqtisadiyyatı və idarə edilməsi. Bakı: Litterpress.
20. Süleymanov, Q., Quliyeva, G. N., Qarayev, R. H. (2019). Sənaye sahələrinin səmərəli təşkili və idarə olunmasının innovativ mexanizmləri. Bakı: Elm.
21. Абдуллаев, Р., Гасымов, С. (2017). История трансформации SOCAR. Москва: Недра.
22. Алиев, А. А. (2021). Оценка финансового потенциала инновационного развития компаний (на примере нефтегазовой промышленности). Москва: Русайнс.
23. Алиев, Н. А. (2010). Нефть и нефтяной фактор в экономике Азербайджана в XXI веке. Баку.
24. Gasimov, A. A., Hajiyev, G. B. (2021). On management evaluation of oil-gas industry enteprises in modern economic condition. SOCAR Proceedings, 3, 100-105.
25. (1995). Azərbaycan Respublikasının Konstitusiyası (12 noyabr 1995-ci il). https://e-qanun.az/framework/897
26. (2000). «Dövlət əmlakının özəlləşdirilməsi haqqında» Azərbaycan Respublikasının Qanunu. https://e-qanun.az/framework/26044
27. (2014). «Xəzər dənizinin Azərbaycan sektorunda Abşeron yarımadası ətrafında dayazsulu sahənin kəşfiyyatı, işlənməsi və hasilatın pay bölgüsü haqqında» Azərbaycan Respublikası Prezidentinin Sərəncamı. https://e-qanun.az/framework/30884
28. (2021). «Azərbaycan 2030: sosial-iqtisadi inkişafa dair Milli Prioritetlər» haqqında Azərbaycan Respublikası Prezidentinin Sərəncamı). Bakı.

Təqdim olunan məqalədə bəhs edilir ki, Azərbaycan qədim zamanlardan dünyanın neft mərkəzlərindən biri olub. Bu məqalədə XIX əsrin ortalarından başlayaraq Bakı bölgəsində neft hasilatının artmasından da bəhs edilir. Qeyd olunur ki, məhz bu tarixi andan bu regiona xarici kapital axını kəskin, nəzərə çarpacaq dərəcədə artıb. XIX əsrin sonu - XX əsrin əvvəllərində dünya neft hasilatında Azərbaycan neftinin payı kəskin artıb. Birinci Dünya Müharibəsi illərində neftin cəmiyyətdə rolu artdı. Bu müharibədən sonra Sovet Rusiyası ilə Antanta hərbi-siyasi blokuna daxil olan dövlətlər arasında Bakı nefti uğrunda mübarizə gedirdi. İkinci Dünya Müharibəsi illərində faşist Almaniyası Bakı neft mədənlərini ələ keçirmək planlarını həyata keçirməyə çalışırdı. Bu məqalədə İkinci Dünya Müharibəsində Sovet İttifaqının qələbəsində Bakı neftinin müstəsna rolu vurğulanır. Məqalə müəllifi onu da qeyd edir ki, SSRİ-nin mövcud olduğu illərdə nəhəng bir ölkədə, xüsusən də Azərbaycan SSR ərazisində neft hasilatı Mərkəzin - Moskvanın ciddi nəzarəti altında idi. Sovet İttifaqının dağılmasından sonra xarici dövlətlərin, beynəlxalq iqtisadi qüvvələrin Xəzər regionunun neft-qaz yataqlarına və ehtiyatlarına iqtisadi marağı yenidən artdı. Bu məqalənin müəllifi H.Ə.Əliyevin XX əsrin 90-cı illərində həyata keçirdiyi neft strategiyasına və bu strategiyanın tarixi əhəmiyyətinə xüsusi diqqət yetirmişdir.

Açar sözlər: Azərbaycan; Xəzər dənizi; neft; ABŞ; İngiltərə; Rusiya; Türkiyə; müqavilə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (1987). Azərbaycan Sovet Ensiklopediyası, 10 cilddə: VII c. Bakı: Azərbaycan SSR Dövlət Nəşriyyatı.
2. Мурадалиева, Э. Б. (2005). Кровь земная – нефть Азербайджана и история. Баку: Мутарджим.
3. (2007). Azərbaycan tarixi (ən qədim zamanlardan XX əsrədək), I cild. Bakı: Çıraq.
4. (2000). Azərbaycan tarixi, 7 cilddə: IV c. Bakı: Elm.
5. (2001). Azərbaycan tarixi, 7 cilddə: V c. Bakı: Elm.
6. Həsənov, C. (1993). Azərbaycan beynəlxalq münasibətlər sistemində (1918-1920-ci illər). Bakı: Azərnəşr.
7. (2009). XX əsr Azərbaycan tarixi. II c. Bakı: Təhsil.
8. (2010). Azərbaycan tarixi. II hissə (XIX-XXI əsrin əvvəlləri). Bakı: Bakı Universiteti.
9. Qaradağ, R. (2009). Neft fırtınası. Bakı: Qanun.
10. Önder, Z. (2010). II Dünya savaşında Türk Dış Politikası. Ankara: Bilgi Yayınevi.
11. Həsənli, C. (2015). İkinci Dünya Müharibəsi illərində Azərbaycan hərbi, siyasi və diplomatik münasibətlərdə (1939-1945). Bakı: Yazıçı.
12. Abbasov, Ç. M. (2005). Azərbaycanın dünya iqtisadiyyatına inteqrasiya yolları. Bakı: Elm.
13. Старченков, Г. И. (2001). Вокруг Каспия. Как поделить озеро-море? Азия и Африка сегодня, 12, 17-25.
14. Main, S. İ, Sherr, J., Smith, M. A. (2003). The pattern of Russian policy in the aucasus and Central Asia. Conflict Studies Research Centre, Defence Academy of the United Kingdom.
15. Sestanovich, G. (1998). U.S. policy - toward the Caucasus and Central Asia. Washington DC. http://1997-2001.state.gov/www/policy-remarks/1998/980430sestan_hirc.html
16. Carrere, H. E. (2013). Le Caucase, region dimportance strategique? Tribune, 410, 19 juillet.
17. Səfərov, P. Ş. (1999). 90-cı illərdə Azərbaycanın beynəlxalq vəziyyəti və xarici siyasəti. Bakı: ADPU-nun mətbəəsi.
18. Бжезинский, З. Т. (1999). Великая шахматная доска. Москва: Международные отношения.
19. Гулузаде, В. М. (2003). Среди врагов и друзей. Баку: Она офсет.
20. Qasımlı, M. C. (2015). Azərbaycan Respublikasının xarici siyasəti (1991-2003-cü illər). 2 cilddə: I c. Bakı: Mütərcim.
21. Чернявский, С. И. (2013). Десять лет истории Азербайджана. 2003–2013гг. Москва: Флинта.
22. Чернявский, С. И. (2002). Новый путь Азербайджана. Москва: Молодая гвардия.
23. Санько, В. (1994). Каспийская нефть: была и сплыла. Независимая газета, 28 сентября.
24. Султанов, Ч. А. (2008). Нефтегазовые стратегии и политика в XXI веке. Баку: Нурлан.
25. Аббасбейли, А. Н. (1997). Гейдар Алиев и мировая политика. Баку: Азернешр.
26. Türkiyə mətbuatı Azərbaycan haqqında (1993-1997-ci illər). Azərbaycan Respublikası Xarici İşlər Nazirliyinin arxivi.
27. Əliyev, L. H. (1997). Azərbaycan nefti dünya siyasətində. 5 cilddə: IV c. Bakı: Azərbaycan.
28. Əmrahov, M. İ. (2011). Böyük İpək Yolu. Bakı: Mütərcim.
29. Абдуллаев, Р., Гасымов, С. (2017). История трансформации SOCAR. Москва: Недра.
30. Gasimov, A. A., Hajiyev, G. B. (2021). On management evaluation of oil-gas industry enteprises in modern economic condition. SOCAR Proceedings, 3, 100-105.
31. Гусейнов, Д. Р. (2018). Международное экономическое сотрудничество Азербайджанской Республики в топливно-энергетической сфере. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Москва.
32. Süleymanov, Q., Quliyeva, G. N., Qarayev, R. H. (2019). Sənaye sahələrinin səmərəli təşkili və idarə olunmasının innovativ mexanizmləri. Bakı: Elm.
33. Алиев, А. А. (2021). Оценка финансового потенциала инновационного развития компаний (на примере нефтегазовой промышленности). Москва: Русайнс.

Təqdim olunan məqalədə bəhs edilir ki, Azərbaycan qədim zamanlardan dünyanın neft mərkəzlərindən biri olub. Bu məqalədə XIX əsrin ortalarından başlayaraq Bakı bölgəsində neft hasilatının artmasından da bəhs edilir. Qeyd olunur ki, məhz bu tarixi andan bu regiona xarici kapital axını kəskin, nəzərəçarpacaq dərəcədə artıb. XIX əsrin sonu - XX əsrin əvvəllərində dünya neft hasilatında Azərbaycan neftinin payı kəskin artıb. Birinci Dünya Müharibəsi illərində neftin cəmiyyətdə rolu artdı. Bu müharibədən sonra Sovet Rusiyası ilə Antanta hərbi-siyasi blokuna daxil olan dövlətlər arasında Bakı nefti uğrunda mübarizə gedirdi. İkinci Dünya Müharibəsi illərində faşist Almaniyası Bakı neft mədənlərini ələ keçirmək planlarını həyata keçirməyə çalışırdı. Bu məqalədə İkinci Dünya Müharibəsində Sovet İttifaqının qələbəsində Bakı neftinin müstəsna rolu vurğulanır. Məqalə müəllifi onu da qeyd edir ki, SSRİ-nin mövcud olduğu illərdə nəhəng bir ölkədə, xüsusən də Azərbaycan SSR ərazisində neft hasilatı Mərkəzin - Moskvanın ciddi nəzarəti altında idi. Sovet İttifaqının dağılmasından sonra xarici dövlətlərin, beynəlxalq iqtisadi qüvvələrin Xəzər regionunun neft-qaz yataqlarına və ehtiyatlarına iqtisadi marağı yenidən artdı. Bu məqalənin müəllifi H.Ə.Əliyevin XX əsrin 90-cı illərində həyata keçirdiyi neft strategiyasına və bu strategiyanın tarixi əhəmiyyətinə xüsusi diqqət yetirmişdir.

Açar sözlər: Azərbaycan; Xəzər dənizi; neft; ABŞ; İngiltərə; Rusiya; Türkiyə; müqavilə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (1987). Azərbaycan Sovet Ensiklopediyası, 10 cilddə: VII c. Bakı: Azərbaycan SSR Dövlət Nəşriyyatı.
2. Мурадалиева, Э. Б. (2005). Кровь земная – нефть Азербайджана и история. Баку: Мутарджим.
3. (2007). Azərbaycan tarixi (ən qədim zamanlardan XX əsrədək), I cild. Bakı: Çıraq.
4. (2000). Azərbaycan tarixi, 7 cilddə: IV c. Bakı: Elm.
5. (2001). Azərbaycan tarixi, 7 cilddə: V c. Bakı: Elm.
6. Həsənov, C. (1993). Azərbaycan beynəlxalq münasibətlər sistemində (1918-1920-ci illər). Bakı: Azərnəşr.
7. (2009). XX əsr Azərbaycan tarixi. II c. Bakı: Təhsil.
8. (2010). Azərbaycan tarixi. II hissə (XIX-XXI əsrin əvvəlləri). Bakı: Bakı Universiteti.
9. Qaradağ, R. (2009). Neft fırtınası. Bakı: Qanun.
10. Önder, Z. (2010). II Dünya savaşında Türk Dış Politikası. Ankara: Bilgi Yayınevi.
11. Həsənli, C. (2015). İkinci Dünya Müharibəsi illərində Azərbaycan hərbi, siyasi və diplomatik münasibətlərdə (1939-1945). Bakı: Yazıçı.
12. Abbasov, Ç. M. (2005). Azərbaycanın dünya iqtisadiyyatına inteqrasiya yolları. Bakı: Elm.
13. Старченков, Г. И. (2001). Вокруг Каспия. Как поделить озеро-море? Азия и Африка сегодня, 12, 17-25.
14. Main, S. İ, Sherr, J., Smith, M. A. (2003). The pattern of Russian policy in the aucasus and Central Asia. Conflict Studies Research Centre, Defence Academy of the United Kingdom.
15. Sestanovich, G. (1998). U.S. policy - toward the Caucasus and Central Asia. Washington DC. http://1997-2001.state.gov/www/policy-remarks/1998/980430sestan_hirc.html
16. Carrere, H. E. (2013). Le Caucase, region dimportance strategique? Tribune, 410, 19 juillet.
17. Səfərov, P. Ş. (1999). 90-cı illərdə Azərbaycanın beynəlxalq vəziyyəti və xarici siyasəti. Bakı: ADPU-nun mətbəəsi.
18. Бжезинский, З. Т. (1999). Великая шахматная доска. Москва: Международные отношения.
19. Гулузаде, В. М. (2003). Среди врагов и друзей. Баку: Она офсет.
20. Qasımlı, M. C. (2015). Azərbaycan Respublikasının xarici siyasəti (1991-2003-cü illər). 2 cilddə: I c. Bakı: Mütərcim.
21. Чернявский, С. И. (2013). Десять лет истории Азербайджана. 2003–2013гг. Москва: Флинта.
22. Чернявский, С. И. (2002). Новый путь Азербайджана. Москва: Молодая гвардия.
23. Санько, В. (1994). Каспийская нефть: была и сплыла. Независимая газета, 28 сентября.
24. Султанов, Ч. А. (2008). Нефтегазовые стратегии и политика в XXI веке. Баку: Нурлан.
25. Аббасбейли, А. Н. (1997). Гейдар Алиев и мировая политика. Баку: Азернешр.
26. Türkiyə mətbuatı Azərbaycan haqqında (1993-1997-ci illər). Azərbaycan Respublikası Xarici İşlər Nazirliyinin arxivi.
27. Əliyev, L. H. (1997). Azərbaycan nefti dünya siyasətində. 5 cilddə: IV c. Bakı: Azərbaycan.
28. Əmrahov, M. İ. (2011). Böyük İpək Yolu. Bakı: Mütərcim.
29. Абдуллаев, Р., Гасымов, С. (2017). История трансформации SOCAR. Москва: Недра.
30. Gasimov, A. A., Hajiyev, G. B. (2021). On management evaluation of oil-gas industry enteprises in modern economic condition. SOCAR Proceedings, 3, 100-105.
31. Гусейнов, Д. Р. (2018). Международное экономическое сотрудничество Азербайджанской Республики в топливноэнергетической сфере. Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук. Москва.
32. Süleymanov, Q., Quliyeva, G. N., Qarayev, R. H. (2019). Sənaye sahələrinin səmərəli təşkili və idarə olunmasının innovativ mexanizmləri. Bakı: Elm.
33. Алиев, А. А. (2021). Оценка финансового потенциала инновационного развития компаний (на примере нефтегазовой промышленности). Москва: Русайнс.

SSRİ-də sifarişli kimyəvi reaktivlərin istehsalının təşkili və inkişafının tarixi mərhələləri təqdim olunur, proqram məqsədlərinə çatmaq üçün nazirliklərin, idarələrin, elmi müəssisələrin qarşılıqlı əməkdaşlıqlarının xüsusiyyətləri göstərilir. 1970-1990-cı illərdə ölkəmizdə sifarişli kimyəvi reaktivlərin çeşidinin əhəmiyyətli dərəcədə genişlənməsində şəxsiyyətlərin və institutların rolu qeyd olunmuşdur.

Açar sözlər: sifarişli kimyəvi reaktivlər; kiçik tonnajlı kimya; «Reaktiv» proqramı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (1987). Стандартизация и качество химических реактивов и особо химических веществ / в кн. «Реактивы и особо чистые вещества». Москва: НИИТЭХИМ.
2. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 599, лл. 78-82.
3. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 594.
4. Архив Уфимского государственного нефтяного технического университета, оп. 1, д. 279, лл. 65-66.
5. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 591, лл. 244-247.
6. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 27, лл. 5-6.
7. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 266.
8. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 27, лл. 1-4.
9. Архив Уфимского государственного нефтяного технического университета, оп. 1, д.2714, лл. 12-13.
10. Архив Уфимского государственного нефтяного технического университета, оп. 1, д.2714, л. 58.
11. (1983). О присуждении премий Ленинского комсомола 1983 г. в области науки и техники. Комсомольская правда, 29.10.83.
12. Рахманкулов, Д. Л., Злотский, С. С., Караханов, Р. А. (1986). Программа «Реактив» - народному хозяйству. Химическая промышленность, 5, 3.
13. (1983). Инструктивные указания Госкомцена. Москва: Прейскурантиздат.
14. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 157.
15. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д. 158.
16. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д.626.
17. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д.749.
18. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, д.424.
19. Технический архив КНТП «Реактив», оп. 1, 603.
20. Рахманкулов, Д. Л., Зорин, В. В., Куковицкий, Д. М., Касаткина, А. А. (1988). Ион-радикальные и окислительно-восстановительные реакции ацеталей в синтезе органических реактивов. Москва: НИИТЭХИМ.
21. Караханов, Р. А., Кантор, Е. А., Мельницкий, И. А. и др. (1987). Химия и технология ацеталей, ортоэфиров и их гетероаналогов. Реакции расщепления ацеталей и их гетероаналогов элементоорганическими соединениями. Том 14. Москва: ВИНИТИ.
22. Рахманкулов, Д. Л., Злотский, С. С., Кантор, Е. А. и др. (1987). Механизмы реакций ацеталей. Москва: Химия.
23. Удалова, Е. А. (1999). Башкирский химический журнал и его роль в сфере научно-технической информации. Башкирский химический журнал, 6(2-3), 128-132.
24. (1989). Химические реактивы и высокочистые химические вещества. Каталог. Том 1. Тула: Коммунар.
25. (1989). Химические реактивы и высокочистые химические вещества. Каталог. Том 2. Тула: Коммунар.
26. Данилин, Ю., Кушнерев, С. (1984). После ярмарки. Комсомольская правда, 16.06.84.
27. (1984). Новости ВДНХ СССР, 22.
28. Смирнова, Е. (1984). «Реактив» в действии. Новости ВДНХ, 25.
29. Долинская, А. (1984). «Реактив» - народному хозяйству. Новости ВДНХ, 6.
30. Исакова, Л. (1984). На ВДНХ СССР – программа «Реактив». Вечерняя Уфа, 14.08.84.

Təşkilatların davamlı inkişafı biosferin təsərrufat həcmini nəzərə alaraq sabit sosial-iqtisadi inkişafın təbii ekosistemləri pozmamasını və insanların həyat keyfiyyətinin yaxşılaşdırılmasını təxmin edir. Məqalədə yanacaq şirkətinin nümunəsində inteqrasiya olunmuş idarəetmə sistemlərinin tətbiqi mərhələlərinə baxılmışdır. İnteqrasiya olunmuş idarəetmə sistemləri təşkilatın səmərəli və davamlı işləməsi üçün əhəmiyyətli dərəcədə vacibdirlər. İnteqrasiya edilmiş idarəetmə sistemlərinə ətraf mühitin mühafizəsi, sənaye təhlükəsizliyi və əməyin mühafizəsi sahəsində iki və ya daha çox beynəlxalq standartlaşdırılmış idarəetmə sistemi daxildir. Bu idarəetmə sistemləri bir-biri ilə əlaqəlidir və təşkilatlarda vahid bir sistem kimi fəaliyyət göstərir. Məqələdə, «ISO 45001 İşin təhlükəsizliyini və sağlamlığın qorunması», «ISO 14001 Ekoloji sistemlərinin idarə edilməsi» seriyalı standartlar əsasında inteqrasiya edilmiş idarəetmə sistemlərinin istifadəsinin təşkilatlar üçün üstünlükləri göstərilmışdir. ISO 14000:2015 standartlarında yeniliklərə diqqət yetirilmişdir. Təşkilatın sənaye təhlükəsizliyi, əməyin mühafizəsi, ətraf mühitin qorunması sahələrində imkanlarını və risklərinı müəyyənləşdirən üsullar göstərilmişdir.

Açar sözlər: davamlı inkişaf; inteqrasiya olunmuş idarəetmə sistemləri; risklər.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Яшалова, Н. Н., Неробова, В. А. (2016). Триада «Экономика-Экология-Туризм» в контексте устойчивого регионального развития. Экономика природопользования, 5, 4-11.
2. (2016). Некоторые инициативы в штате Гуджарат. Защита окружающей среды - устойчивое развитие. Экономика природопользования, 4, 4-43.
3. Масленникова, И. С., Кузнецов, Л. М. (2017). Экологический менеджмент и аудит: Учебник и практикум. Москва: Юрайт.
4. Голубева, С. Г., Стрельников, Ю. Н., Сокорнова, Т. В. (2016). Система экологического менеджмента: новая версия стандарта. Экология производства, 9, 40-46.
5. Иткин, Б. А. (2016). О новой версии стандарта ISO 14001. Экология производства, 3, 46-53.
6. Маликова, Т. Ш., Туктарова И. О., Агадуллина, А. Х. (2017). Анализ и оценка экологических рисков. Уральский экологический вестник, 1, 29-31.
7. Malikova, T., Tuktarova, I., Agadullina A. (2017). Methodological approaches to the development of a model of the impact of the implementation of environmental management systems. Ponte Academic Journal, 73, 2-8.
8. Veselova, E., Malikova, T., Tuktarova, I. (2020). Integrated management system as a method of reducing fuel company’s risks. In: Topical Issues of Rational Use of Natural Resources, 1, 334-335.
9. Кривозерцев, Н., Зацепина, О. (2017). Незаменимый инструмент для оптимизации пароизводства. Экология производства, 8, 33-44.

Neft-qaz sənayesində rəqəmsallaşdırma və süni intellekt (Sİ) metodlarının tətbiqi - iqtisadi səmərəliliyin təmin edilməsi, səlahiyyətlərin və kadr potensialının qorunması üçün bir vasitədir, resurs bazasının artmasına, layihə rejimlərinin reallaşmasına və neft-qaz yataqlarının istismarının son mərhələsində hasilatın uzadılmasına kömək edir. Neft-qaz sənayesinin rəqəmsallaşdırılmasının drayveri dünya qaz bazarında sərt rəqabətdir və gələcəkdə yalnız rəqəmsal istehsalın modernləşdirilməsi sahəsində fundamental və tətbiqi tədqiqatlara ciddi və uzun müddət sərmayə qoymaqla məşğul olan şirkətlər inkişaf edəcəkdir. “Dünyanın ən iri Qərbi Sibir qaz hasilatı Mərkəzinin rəqəmsal və texnoloji modernləşdirilməsi» adlı kompleks layihə Rusiya Federasiyasının elmi-texnoloji inkişaf strategiyası əsasında hazırlanıb; tam innovasiya dövrünün kompleks elmi-texniki proqramlarının həyata keçirilməsi sahəsində dövlət siyasətinin prioritetlərinə və məqsədlərinə uyğundur, rəqəmsal istehsalın iqtisadi və texnoloji müstəqilliyini təmin edən texnologiyalar əsasında vahid intellektual yataq xəttinin əsas komponentlərinin yaradılmasını və, daxili və xarici qaz bazarlarında tələb olunan elm tutumlu məhsul və xidmətlərin yaradılmasını nəzərdə tutur.

Açar sözlər: proqram; informasiya; innovasiya; transformasiya; dövr; modernləşmə; iqtisadiyyat; rəqəmsal platforma; neft-qaz yatağı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2016). СТО Газпром 2–2.1–1043–2016. Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объёмам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий. ООО «Газпромэкспо». Москва: Газпром экспо.
2. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2022). Регулирование и стандартизация для применения цифровых технологий в нефтегазовом комплексе. Автоматизация и информатизация ТЭК, 2(583), 6–16.
3. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е., Сафарова, Е. А., Филиппова, Д. А. (2021). Нормативно-правовое обеспечение при внедрении инновационных разработок в нефтегазовой отрасли. Нефтепромысловое дело, 4(628), 51–58.
4. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2021). Актуальные вопросы и индикаторы цифровой трансформации на заключительной стадии нефтегазодобычи промыслов. SOCAR Proceedings, SI2, 001–013.
5. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Ложников, П. С. и др. (2021). Анализ рисков при использовании технологий искусственного интеллекта в нефтегазодобывающем комплексе. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 7(576), 17-27.
6. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Ложников П. С. и др. (2021). Интеллектуальные инновационные технологии при строительстве скважин и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Газовая промышленность, 3(813). 96–104.

Hidrogen və karbohidrogenlərin ekoloji cəhətdən təmiz generasiyası ilə karbon qazının utilizasiyası metodunun əlavə laboratoriya tədqiqatlarının nəticələri təqdim edilmişdir. Metod, dəmir tərkibli doldurucunun səthində suyun və suyun içində həll edilmiş CO₂ ilə qarşılıqlı əlaqəsindən ibarətdir. Proses otaq temperaturundan başlayaraq müxtəlif temperaturlarda baş verir, sistemdə yüksək təzyiq və ya elektrik cərəyanının yaradılmasını tələb etmir. Qarşılıqlı təsir yüksək hidrogen tərkibli qaz fazasının intensiv ayrılması ilə müşayiət olunur. Karbon, karbonat birləşmələrinin tərkibində və kiçik miqdarda generasiya edilən karbohidrogenlərin tərkibində birləşir. Polad yonqarını metal tullantılarından hazırlanmış ucuz doldurucu prototipi kimi istifadəsi zamanı temperaturun və prosesin parametrlərinin təsiri tədqiq edilmişdir. Prosesin girişində karbonlaşdırılmış suyun doyma təzyiqinin tənzimlənməsi hesabına CO₂ utilizasiya dərəcəsini optimallaşdırmaq imkanı göstərilmişdir. Baxılan və əvvəlki eksperimentlər silsiləsinin nəticələrinə görə karbon qazının utilizasiyası 76-83 % qədər, qaz qarışığının çıxışında hidrogenin tərkibi 63-82% əldə edilmişdir.

Açar sözlər: karbon qazının utilizasiyası; hidrogen; karbohidrogenlər; dəmir tərkibli doldurucu; karbonlaşdırılmış su; dəmir yonqar; ekoloji cəhətdən təmiz enerji daşıyıcıları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Hepburn, C., Adlen, E., Beddington, J., et al. (2019). The technological and economic prospects for CO2 utilization and removal. Nature, 575, 87-97.
2. Li, W., Wang, H., Jiang, X., et al. (2018). A short review of recent advances in CO2 hydrogenation to hydrocarbons over heterogeneous catalysts. RSC Advances, 8, 7651-7669.
3. Porosoff, M. D., Yan, B., Chen, J. G. (2016). Catalytic reduction of CO2 by H2 for synthesis of CO, methanol and hydrocarbons: challenges and opportunities. Energy & Environmental Science, 9, 62-73.
4. Zhong, J., Yang, X., Wu, Zh., et al. (2020). State of the art and perspectives in heterogeneous catalysis of CO2 hydrogenation to methanol. Chemical Society Reviews, 49, 1385-1413.
5. Пинаева, Л. Г., Носков, А. С. (2021). Химические способы утилизации СО2. Экология и промышленность России, 25(12), 30-37.
6. Holladay, J. D., Hu, J., King, D. L., Wang, Y. (2009). An overview of hydrogen production technologies. Catalysis Today, 139(4), 244-260
7. Barenbaum, A. A., Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., et al. (2015, October). Physical and chemical processes during the carbonated water flooding in the oilfields. SPE-176729-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Семенов, А. П., Закиров, Э. С., Климов, Д. С. (2014). Сравнительные лабораторные исследования процессов геосинтеза на модельных образцах геологических сред. Технологии нефти и газа, 4(93), 33-37.
9. Barenbaum, A. A, Klimov, D. S. (2020). Theoretical model Anderson-Schulz-Flory within the framework of studying the mechanism of polycondensation synthesis. Inorganic Chemistry Communications, 112, 107664.
10. Xu, S., Liu, J. (2019). Metal-based direct hydrogen generation as unconventional high density energy. Frontiers in Energy, 13, 27–53.
11. Garifullina, Ch. A., Ibragimov, I. I., Indrupskiy, I. M., et al. (2021, October). Investigation of CO2 utilization processes on metal-containing fillers with generation of hydrogen and hydrocarbons. SPE-206612-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. Мазыкин, С., Ноздря, В., Мнацаканов, В. и др. (2014). Опытно-промысловое применение сидеритового
    утяжелителя при строительстве скважин на Бованенковском НГКМ. Neftgaz.Ru, 3-4.

Karbon qazının utilizasiyası problemi ictimaiyyəti getdikcə daha çox narahat edir, çünki parnik qazlarının atmosferə atılmasının azaldılması üzrə tədbirlər artıq planetdə qlobal temperaturun artmasının qarşısını almaq üçün kifayət deyil. Dünya enerji sektoru iki mühüm problemlə üzləşir: neft məhsullarının qiymətinin sürətlə yüksəlməsi və sənaye tərəfindən atmosferə buraxılan karbon qazının miqdarının artması. Ətraf mühitə artan antropogen yük karbon qazının geoloji basdırılmasına marağı artırdı. Hidrogenləşdirmə və sintez, günəş enerjisi, hidrogen energetikası kimi alternativ enerji mənbələri sahəsində də inkişaflar getdikcə daha da aktuallaşır. Karbon qazının konversiyası yolu ilə ekoloji cəhətdən təmiz enerji daşıyıcılarının istehsalı və istifadəsi ilə bağlı istiqamət utilizasiya nöqteyi nəzərindən perspektivli görünür. Məqalədə hidrogenin alınması və karbon qazının sənaye cəhətdən faydalı məhsullara çevrilməsinin müasir texnologiyaları nəzərdən keçirilir, o cümlədən, karbon qazının yaşıl enerji resurslarına çevrilməsinin müəllif təbiətəbənzər üsulu.

Açar sözlər: karbon qazının utilizasiyası; yeraltı saxlama; hidrogenləşdirmə və sintez; karbohidrogenlər; hidrogen; alternativ enerji mənbələri; katalizatorlar.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2013). BP Energy Outlook 2030. British Petroleum.
2. (2013). The Outlook for Energy: A View to 2040. Exxon Mobil.
3. (2013). New Lens Scenarios: A Shift in Perspective for a World in Transition. Shell. https://www.shell.com/energyand-innovation/the-energy-future/scenarios/new-lenses-on-the-future.html
4. Khosrokhavar, R., Schoemaker, C., Battistutta, E., et al. (2012, June). Sorption of CO2 in shales using the manometric set-up. SPE-154725-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference. Society of Petroleum Engineers.
5. Eftekhar, A. A., Van Der Kooi, H. J., Bruining, J. (2012). Exergy analysis of underground coal gasification with simultaneous storage of carbon dioxide. Energy, 45(1), 729-745.
6. Davis, S. J., Caldeira, K., Matthews, H. D. (2010). Future CO2 emissions and climate change from existing energy infrastructure. Science, 329(5997), 1330-1333.
7. Benson, S. M., Orr, F. M. (2008). Carbon dioxide capture and storage. MRS Bulletin, 33, 303-305.
8. Pruess, K., Garcia, J. (2002). Multiphase flow dynamics during CO2 disposal into saline aquifers. Environmental Geology, 42(2-3), 282-295.
9. Gao, X., Atchimarungsri, T., Ma, Q., et al. (2020). Realizing efficient carbon dioxide hydrogenation to liquid hydrocarbons by tandem catalysis design. EnergyChem, 2(4), 100038.
10. Wang, W., Wang, S., Ma, X., Gong, J. (2011). Recent advances in catalytic hydrogenation of carbon dioxide.
    Chemical Society Reviews, 40, 3703-3727.
11. Ye, R. R, Ding, J., Gong, W., et al. (2019). CO2 hydrogenation to high-value products via heterogeneous catalysis. Nature Communications, 10, 5698.
12. Guo, L., Sun, J., Ge, Q., Tsubaki, N. (2018). Recent advances in direct catalytic hydrogenation of carbon dioxide to valuable C2+ hydrocarbons. Journal of Materials Chemistry A, 6, 23244-23262.
13. Zhou, W., Cheng, K., Kang, J., et al. (2019). New horizon in C1 chemistry: breaking the selectivity limitation in transformation of syngas and hydrogenation of CO2 into hydrocarbon chemicals and fuels. Chemical Society Reviews, 48, 3193–3228.
14. Gao, X., Ma, Q., Zhao, T., et al. (2018). Recent advances in multifunctional capsule catalysts in heterogeneous catalysis. Chinese Journal of Chemical Physics, 31, 393–403.
15. Liang, B., Duan, H., Sun, T., et al. (2019). Effect of Na promoter on Fe-based catalyst for CO2 hydrogenation to alkenes. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 7, 925–932.
16. Khajeh, A., Wang, L., Shahbazi, A. (2020). Conversion of carbon dioxide into liquid hydrocarbons using cobaltbearing catalysts. Conversion of carbon dioxide into hydrocarbons. Vol. 1. Catalysis. Environmental chemistry for a sustainable world. Vol 40. Springer, Cham.
17. Pinaeva, L. G., Noskov, A. S. (2021). Chemical recovery processes of CO2. Ecology and Industry of Russia, 25(12), 30-37
18. Labunov, V. A., Kovalevskii, A. A., Dolbik, A. V., et al. (2008). Investigation of the features of hydrogen synthesis by water decomposition on micro-and macrostructured silicon powders. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 81(3), 617–621.
19. Holladay, J. D., Hu, J., King, D. L., Wang, Y. (2009). An overview of hydrogen production technologies. Catalysis Today, 139(4), 244-260.
20. Ju, H., Badwal, S., Giddey, S. (2018). A comprehensive review of carbon and hydrocarbon assisted water electrolysis for hydrogen production. Applied Energy, 231, 502-533.
21. Carmo, M., Fritz, D. L., Mergel, J., Stolten, D. (2013). A comprehensive review on PEM water electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy, 38(12), 4901-4934.
22. Coughlin, R. W., Farooque, M. (1979). Hydrogen production from coal, water and electrons. Nature, 279(5711), 301.303.
23. (2002). Making hydrogen by electrolysis of methanol. Tech Briefs, 26(i, 1), 1a-5a.
24. Caravaca, A., Sapountzi, F. M., Lucas-Consuegra, A., et al. (2012). Electrochemical reforming of ethanol-water solutions for pure H2 production in a PEM electrolysis cell. International Journal of Hydrogen Energy, 37, 9504.9513.
25. Lamacz, A., Krzto., A. (2013). Hydrogen production by catalytic decomposition of selected hydrocarbons and H2O dissociation over CeZrO2 and Ni/CeZrO2. International Journal of Hydrogen Energy, 38(21), 8772-8782.
26. Sinhamahapatra, A., Lee, H-Y., Shen, S., et al. (2018). H-doped TiO2-x prepared with MgH2 for highly efficient solar-driven hydrogen production. Applied Catalysis B: Environmental, 237, 613-621.
27. Whittemore, T. J., Xue, „R., Huang, J., et al. (2020). Single-chromophore single-molecule photocatalyst for the production of dihydrogen using low-energy light. Nature Chemistry, 12, 180-185.
28. Wegelius, A., Khanna, N., Esmieu, C., et al. (2018). Generation of a functional, semisynthetic [FeFe]-hydrogenase in a photosynthetic microorganism. Energy & Environmental Science, 11, 3163-3167.
29. Sokol, K. P., Robinson, W. E., Warnan, J., et al. (2018). Bias-free photoelectrochemical water splitting with photosystem II on a dye-sensitized photoanode wired to hydrogenase. Nature Energy, 3, 944-951.
30. Yu, S., Fan, X-B., Wang, X., et al. (2018). Efficient photocatalytic hydrogen evolution with ligand engineered allinorganic InP and InP/ZnS colloidal quantum dots. Nature Communications, 9(1), 4009.
31. Xu, S., Liu, J. (2019). Metal-based direct hydrogen generation as unconventional high density energy. Frontiers in Energy, 13, 27-53.
32. Michiels, K., Spooren, J., Meynen, V. (2015). Production of hydrogen gas from water by the oxidation of metallic iron under mild hydrothermal conditions, assisted by in situ formed carbonate ions. Fuel, 160, 205-216.
33. Parmuzina, A. V., Kravchenko, O. V., Bulychev, B. M., et al. (2009). Oxidation of activated aluminum with water as a method for hydrogen generation. Russian Chemical Bulletin, 58, 493-498.
34. Barenbaum, A. A., Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., et al. (2015, October). Physical and chemical processes during the carbonated water flooding in the oilfields. SPE-176729-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
35. Barenbaum, A. A, Klimov, D. S. (2020). Theoretical model Anderson-Schulz-Flory within the framework of studying the mechanism of polycondensation synthesis. Inorganic Chemistry Communications, 112, 107664.
36. Garifullina, Ch. A., Ibragimov, I. I., Indrupskiy, I. M., et al. (2021, October). Investigation of CO2 utilization processes on metal-containing fillers with generation of hydrogen and hydrocarbons. SPE-206612-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.

Məqalədə çirkləndirici maddələrin emissiyasının qaz qızdırıcılarından etalon asılılıqları təqdim olunur və NOx və CO emissiyalarının asılılığının təbiətinə və miqdarına təsir göstərən çıxış parametrləri müəyyən edilir. Qızdırıcıların güc göstəricisinin nominaldan sapması zaman fərqli işləmə və tüstü borularının müxtəlif dərəcədə çirklənməsindən asılı olaraq emissiyaların eksperimental ölçmələrinin nəticələri verilmişdir. Qızdırıcıların çıxış parametrlərindəki dəyişikliklərin NOx və CoNOx konsentrasiyasına təsiri təhlil edilmişdir.

Açar sözlər: qaz qızdırıcıları; çirkləndiricilər; ekoloji nəzarət; çıxış parametrləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Катин, В. Д., Нестеров, В. И., Шевцов, М. Н. (2017). Основы теории горения газов. Хабаровск: Тихоокеанский государственный университет.
2. Росляков, П. В., Ионкин, И. Л., Егорова, Л. Е. (2007). Контролируемый химический недожог – эффективный метод снижения выбросов оксида азота. Москва: МЭИ.
3. (2020). СТО Газпром трансгаз Уфа 2.3-1-1407-2020. Оценка технического состояния и энергетической эффективности подогревателей газа. Уфа: ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Qlobal iqlim dəyişikliyi ekosistemlərə böyük təsir göstərir. Bu səbəbdən istixana qazları və üzvi karbon üzrə müasir tədqiqatlara ehtiyac var. Əldə olunan nəticələrdən səmərəli istifadə etmək üçün elmi nəticələrin operativ giriş və verilənlərlə işləmək imkanı olan vahid yerdə toplanması məsləhət görülür. Məqalədə, 2022-ci ildə xüsusi mühafizə olunan təbiət ərazilərinin və Avrasiya karbon poliqonu (eksperimental tədqiqat sahələri) ərazilərində elmi tədqiqatların aparıldığı bölgələrdən biri olan Başqırdıstan Respublikasının timsalında, regional informasiya sisteminin (rəqəmsal platforma) formalaşmasına yanaşmalar müzakirə olunur. Platforma paylanmış giriş və ölçmə sistemlərindən gələn və verilənlər bazası idarəetmə sistemində (VBİS) saxlanılan məlumatların göstərilməsi ilə mövcud geoinformasiya sistemlərindən biri əsasında dekarbonizasiya ekosistemləri ilə işləmək üçün hazırlanmışdır.

Açar sözlər: geoinformasiya sistemi (GİS); rəqəmsal platforma; istixana qazları; dekarbonizasiya; ekosistemlər.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Абакумов, Е. В., Поляков, В. И., Чуков, С. Н. (2022). Карбоновые полигоны России: текущее состояние и тенденции к развитию базы мониторинга. Почвоведение, 7.
2. Возможности – GeoMixer. http://geomixer.ru/features/#analysis
3. ГИС «ИнГЕО». https://www.integro.ru/projects/gis/main_gis.htm
4. Мировой лидер на рынке ГИС и картографических приложений. https://mapinfo.ru/product/mapinfoprofessional
5. Облачный сервис nextgis.com. https://nextgis.ru/nextgis-com/
6. Сутырина, Е. Н. (2013). Дистанционное зондирование земли. Иркутск: ИГУ.
7. Aderoju Olaide, M., Salman Salis, K., Anjoye Susan, N., et al. (2014). A geo-spatial approach for solid waste dumpsites for sustainable development in Minna, Niger State, Nigeria. IOSR Journal of Environmental Science, Toxicology and Food Technology, 8(10), 16-28.
8. ArcGIS-Online. www.esri.com/en-us/arcgis/products/arcgis-online/capabilities/make-maps
9. ArcGis Desktop. https://desktop.arcgis.com/ru/desktop/
10. Congedo, L. (2016). User manual of the semi-automatic classification plugin. http://fromgistors.blogspot.com/p/user-manual.html
11. QGIS ‒ лучшая настольная ГИС с открытым исходным кодом. https://qgis.org/ru/site/about/index.html
12. SAGA – System of Automatic Geoscientific Analyses. SAGA GIS. http://www.saga-gis.org/en/index.html
13. ScanEx Image Processor. https://www.scanex.ru/software/obrabotka-izobrazheniy/scanex-image-processor/

Əsas iqlim göstəricilərin dəyişməsi ekosistemlərə və biomüxtəlifliyə təsir göstərir. Bu baxımdan ərazinin iqlim şəraitinin qiymətləndirilməsi xüsusi əhəmiyyət kəsb edir. Məqalədə «Yangan-Tau» geoparkının ərazisindəki iqlim dəyişmələrinin təhlili nəticələri təqdim edilir. Hava temperaturunun sabit artımı aşkar edilib, bu da aktiv temperaturun və ilin isti müddətinin uzanmasına səbəb olur. 1966-2020-ci illər ərzində illik yağıntıların miqdarı trend işarəsini dəyişdirdi: 1966-1990-cı illərdə tendensiya müsbətdir (atmosfer yağıntılarının artması), 1991-2020-ci illərdə ‒ mənfidir. Hidrotermik göstəricilər isti dövrdə quraqlığın artmasını göstərir. Geoparkın iqlim şəraitindəki dəyişikliklərin təhlili əsasında havanın və torpağın temperatur şəraiti müqayisə olunub və bu göstəricilərin qarsız dövrdə qarşılıqlı əlaqəsi müəyyən edilib – R² = 0.62. Torpaq tədqiqatlarının məlumatlarına və Landsat peyk görüntülərinin istilik kanallarının deşifrələnməsi nəticələrinə əsasən torpaqların səth qatının temperatur rejiminin rəqəmsal xəritələndirilməsinə yanaşma təqdim olunur. Qarsız dövrdə torpaq temperaturu ilə Yer səthinin temperaturu arasında əhəmiyyətli bir əlaqənin olması müəyyən edilib – R² = 0.83. Alınan reqressiya modeli və Landsat 8-9 görüntüləri əsasında 2013-2022-ci illərin qarsız dövrü üçün may-oktyabr ayları arasında YUNESKO-nun «Yanqan-Tau»» qlobal geoparkında torpaq səthinin orta temperaturunun paylanması xəritəsi qurulmuşdur ki, bu da torpaq temperaturunun biomlarla əlaqəsini əyani şəkildə nümayiş etdirir.

Açar sözlər: torpaq temperaturu; yer səthinin temperaturu; distansion üsullar; iqlim dəyişikliyi; YUNESKO-nun «Yanqan-Tau» qlobal geoparkı; Başqırdıstan.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (2021). AR6 IPCC. Climate Change 2021: The Physical Science Basis.
2. Voropay, N. N., Kiselev, M. V., Cherkashina, A. A. (2019). Monitoring of soil temperatur on permafrost in natural and anthropogenic disturbed conditions in the Tunkinskaya Depression. Led i Sneg, 59, 517–528.
3. Reiners, P., Asam, S., Frey, C., et al. (2021). Validation of AVHRR land surface temperature with MODIS and in Situ LST ‒ a TIMELINE thematic processor. Remote Sensing, 13, 1–30.
4. Anke, J., Beierkuhnlein, C. (2008). Research frontiers in climate change: effects of extreme meteorological events on ecosystems. Comptes Rendus Geoscience, 340, 621–628.
5. Larjavaara, M., Lu, X., Chen, X., Vastaranta, M. (2021). Impact of rising temperatures on the biomass of humid old-growth forests of the world. Carbon Balance Management, 16, 1–10.
6. Thuiller, W., Albert, C., Araújo, M. B., et al. (2008). Predicting global change impacts on plant species’ distributions: future challenges. Perspectives in Plant Ecology, Evolution and Systematics, 9, 137–152.
7. Yuste, J., Baldocchi, D., Gershenson, A., et al. (2007). Microbial soil respiration and its dependency on carbon inputs, soil temperature and moisture. Global Change Biology, 13, 2018–2035.
8. Hamdi, S., Moyano, F., Sall, S., et al. (2013). Synthesis analysis of the temperature sensitivity of soil respiration from laboratory studies in relation to incubation methods and soil conditions. Soil Biology and Biochemistry, 58, 115–126.
9. Kravchenko, I. K., Tikhonova, E. N., Ulanova, R. V., et al. (2019). Effect of temperature on litter decomposition, soil microbial community structure and biomass in a mixed-wood forest in European Russia. Current Science, 116(5), 765–772.
10. Mo, Y., Xu, Y., Chen, H., Zhu, S. (2021). A review of reconstructing remotely sensed land surface temperature under cloudy conditions. Remote Sensing, 13(14), 2838.
11. El Garouani, M., Amyay, M., Lahrach, A., Oulidi, H. J. (2021). Land surface temperature in response to land use/cover change based on remote sensing data and GIS techniques: Application to Saïss Plain, Morocco. Journal of Ecological Engineering, 22, 100–112.
12. Mamash, E. A., Pestunov, I. A., Chubarov, D. L. (2021). Building of temperature maps of Novosibirsk city based on Landsat 8 data. Interexpo GEO-Siberia, 4, 52–59.
13. Kuular, K. B. (2018). Land surface temperature in the Tyva Republic in the winters of 2014-2017 by Landsat-8 data. Current Problems in Remote Sensing of the Earth from Space, 15, 67–77.
14. Mostovoy, G. V., King, R. L., Reddy, K. R., et al. (2006). Statistical estimation of daily maximum and minimum air temperatures from MODIS LST data over the State of Mississippi. GIScience & Remote Sensing, 43, 78–110.
15. Mutiibwa, D., Strachan, S., Albright, T. (2015). Land surface temperature and surface air temperature in complex terrain. IEEE Journal of Selected Topics in Applied Earth Observations and Remote Sensing, 8, 4762–4774.
16. Nabizada, A. F., Rousta, I., Dalvi, M., et al. (2022). Spatial and temporal assessment of remotely sensed land surface temperature variability in Afghanistan during 2000–2021. Climate, 10(7), 111.
17. Dang, T., Yue, P., Bachofer, F., et al. (2020). Monitoring land surface temperature change with landsat images during dry seasons in Bac Binh, Vietnam. Remote Sensing, 12, 1–21.
18. Wang, Q., Rodriguez-Galiano, V., Atkinson, P. M. (2017). Geostatistical solutions for downscaling remotely sensed land surface temperature. The International Archives of the Photogrammetry, Remote Sensing and Spatial Information Sciences, 42, 913–917.
19. Zhou, J., Liu, S., Li, M., et al. (2016). Quantification of the scale effect in downscaling remotely sensed land surface temperature. Remote Sensing, 8(12), 975.
20. Benali, A., Carvalho, A. C., Nunes, J. P., et al. (2012). Estimating air surface temperature using MODIS LST data. Remote Sensing of Environment, 124, 108–121.
21. Chaparro, D., Vall-Llossera, M., Piles, M., et al. (2016). Predicting the extent of wildfires using remotely sensed soil moisture and temperature trends. IEEE Journal of Selected Topics in Applied Earth Observations and Remote Sensing, 9, 2818–2829.
22. Bogdan, E. А., Belan, L. N., Frolova, I. V., Galiev, A. F. (2018). The methodology of inventory of geological heritage objects as a tool for managing geoparks. Sustainable Development of Mountain Territories, 14, 209–227.
23. Abakumov, E. V.; Polyakov, V. I., Chukov, S. N. (2022). Approaches and methods for studying the soil organic matter in the carbon polygons of Russia (review). Eurasian Soil Science, 7, 773–786.
24. Kamalova, R. G., Belan, L. N., Bogdan, E. A. (2021). The climate of the Yangan-Tau UNESCO geopark and its modern changes. In: Proceedings of the dynamics and interaction of the Earth’s geospheres. Materials of the All-Russian conference with international participation dedicated to the 100th anniversary of the training of specialists in the field of Earth sciences at Tomsk State University. Tomsk: Tomsk Central Research Institute.
25. Galimova, R., Silantyev, K. (2019). The analysis of the long - term dynamic of the amount of atmospheric precipitation on the territory of the Republic of Bashkortostan. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 321, 012020.
26. (2015). IUSS Working Group WRB. World Reference Base for Soil Resources 2014, Update 2015. In: International Soil Classification System for Naming Soils and Creating Legends for Soil Maps; World Soil Resources Reports No. 106. Italy: Rome.
27. Khaziev, F. K. (1995). Soils of Bashkortostan. In: Ecologic-genetic and agroproductive characterization. Ufa: Gilem.
28. Correction of landsat materials. https://gis-lab.info/qa/landsat-data-correction.html
29. Congedo, L. (2021). Semi-automatic classification plugin: A Python tool for the download and processing of remote sensing images in QGIS. Journal of Open Source Software, 6, 3172.
30. Zhang, Y., Wang, S., Barr, A. G., Black, T. (2008). Impact of snow cover on soil temperature and its simulation in a Boreal Aspen forest. Cold Regions Science and Technology, 52(3), 335–370.
31. Zhang, Y., Sherstiukov, A. B., Qian, B., et al. (2018). Impacts of snow on soil temperature observed across the Circumpolar North. Environmental Research Letters, 13, 044012.
32. Voropai, N. N., Atutova, Z. V., Shuklina, E. S. (2022). Long-term soil temperature dynamics in pyrogenically transformed geosystems of the Tunka Depression (Southwestern Cisbaikalia). Geography and Natural Resources, 43, 132–145.
33. Gottschall, F., Davids, S., Newiger-Dous, T. E., et al. (2019). Tree species identity determines wood decomposition via microclimatic effects. Ecology and Evolution, 9, 12113–12127.
34. Hursh, A., Ballantyne, A., Cooper, L., et al. (2017). The sensitivity of soil respiration to soil temperature, moisture, and carbon supply at the global scale. Global Change Biology, 23(5), 2090–2103.
35. Pleim, J. E., Gilliam, R. (2009). An indirect data assimilation scheme for deep soil temperature in the Pleim-Xiu land sur-face model. Journal of Applied Meteorology and Climatology, 48, 1362–1376.
36. Portillo-Estrada, M., Pihlatie, M., Korhonen, J. F. J., et al. (2016). Climatic controls on leaf litter decomposition across european forests and grasslands revealed by reciprocal litter transplantation experiments. Biogeosciences, 13, 1621–1633.
37. Lembrechts, J. J., van den Hoogen, J., Aalto, J., et al. (2022). Global maps of soil temperature. Global Change Biology, 28, 3110–3144.
38. Chen, L., Aalto, J., Luoto, M. (2021). Significant shallow–depth soil warming over Russia during the past 40 years. Global and Planetary Change, 197, 103394.
39. Cooper, E. J. (2014). Warmer shorter winters disrupt Arctic terrestrial ecosystems. Annual Review of Ecology, Evolution, and Systematics, 45, 271–295.
40. Overland, J. E., Wang, M., Walsh, J. E., Stroeve, J. C. (2014). Future arctic climate changes: Adaptation and mitigation time scales. Earth’s Future, 2, 68–74.
41. Zhou, J., Liang, S., Cheng, J., et al. (2018). The GLASS land surface temperature product. IEEE Journal of Selected Topics in Applied Earth Observations and Remote Sensing, 12, 493–507.
42. O’Connor, B., Bojinski, S., Röösli, C., Schaepman, M. E. (2020). Monitoring global changes in biodiversity and climate essential as ecological crisis intensifies. Ecological Informatics, 55, 101033.
43. (2015). United Nations General Assembly. Transforming Our World: The 2030 Agenda for Sustainable Development. NY, USA: United Nations: New York.
44. Lembrechts, J. J., Lenoir, J., Roth, N., et al. (2019). Comparing temperature data sources for use in species distribution models: From in-situ logging to remote sensing. Global Ecology and Biogeography, 28(11), 1578–1596.
45. Obu, J., Westermann, S., Bartsch, A., et al. (2019). Northern Hemisphere permafrost map based on TTOP modelling for 2000–2016 at 1 km2 Scale. Earth-Science Reviews, 193, 299–316.

Məqalə Qərbi Avropanın sement şirkətləri tərəfindən atılan CO₂ emissiyalarının həcmi təhlil edilir. Tədqiqat regionun ölkələrində mövcud sement şirkətlərinin icmalı aparılmışdır. Tədqiqatın məqsədi Qərbi Avropada sement istehsalatı tərəfindən atılan emissiyaların qiymətləndirilməsi və onların nanomaterialların istehsalında istifadə edilməsi imkanlarının araşdırılmasıdır. Fondation BNP Paribus tərəfindən maliyyələşdirilən Global Carbon Atlas açıq mənbənin məlumatları əsasında 1960-2020-ci illər ərzində ümumi illik karbon qazı emissiyalarının dəyişmə dinamikasının təhlili aparılmışdır. Avropa ölkələri üzrə tədqiq olunan göstəricinin dəyişilməsi diaqramları qurulmuşdur. İllik karbon qazı emissiyalarının səviyyəsinin azalması və artması tendensiyası olan ölkələr müəyyən edilib. Avropa sement şirkətləri tərəfindən CO2 emissiyalarının statistik qiymətləndirilməsi aparılmışdır. Atmosfer havasına eyni rejimdə CO₂ emissiyalarının atılmasına malik olan ölkələr müəyyən edilmişdir. Avropanın müxtəlif ölkələrində atmosfer karbon qazı əsasında nanoliflərin istehsalı üzrə texnoloji proses qiymətləndirilib.

Açar sözlər: iqlim; karbon qazı; karbon əsaslı nanolif; statistik təhlil; sement istehsalı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Kulakova, E. S., Safarov, A. M., Safarova, V. I., et al. (2020). Phenol monitoring in the air of the city residential part. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 579(1), 012102.
2. Kulakova, E. S., Safarov, A. M., Kantor, E. A., et al. (2021). The influence of the wind regime on the methanol concentration change in the atmospheric air of the city residential area. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 723(4), 042048.
3. Muravieva, E. A., Kulakova, E. S. (2022). Overview of the instrumentation base for monitoring greenhouse gases. Nanotechnologies in Construction, 14(1), 62–69.
4. Сенотова, А. А. (2011). Краткий анализ мирового рынка цемента. Промышленность: экономика, управление, технологии, 4, 107-110.
5. Korolev, E. V., Grishina, A. N., Inozemtcev, A. S., Ayzenshtadt, A. M. (2022). Study of the kinetics structure formation of cement dispersed systems. Part I. Nanotechnologies in Construction: A Scientific Internet-Journal, 14(3), 176-189.
6. Чернышов, Е. М, Артамонова, О. В., Славчева, Г. С. (2020). Наномодифицирование цементных композитов на технологической стадии жизненного цикла. Нанотехнологии в строительстве: научный интернет-журнал, 12(3), 130-139.
7. Мухаметшин, В. В., Кадыров, Р. Р. (2017). Влияние нанодобавок на механические и водоизолирующие свойства составов на основе цемента. Нанотехнологии в строительстве: научный интернет-журнал, 9(6), 18-36.
8. Коробова, О. С., Ткачева, А. С. (2016). Экологические аспекты цементного производства. Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал), 7, 42-46.
9. Урханова, Л. А., Лхасаранов, С. А., Буянтуев, С. Л., Кузнецова, А. Ю. (2016). О влиянии углеродных наноматериалов на свойства цемента и бетона. Нанотехнологии в строительстве: научный интернет-журнал, 8(5), 16–41.
10. Kreft, O., Fudge, C., Walczak, P. (2022). Roadmap für eine treibhausgasneutrale Porenbetonindustrie in Europa. Mauerwerk, 26, 77-84.
11. Van Damme, H. (2022). Cement and concrete. Сh. 4 /in «Between Nature and Society Biographies of Materials. World Scientific.
12. Abutorabi, H., Kianpour, E. (2022). Modeling, exergy analysis and optimization of cement plant industry. Journal of Mechanical and Energy Engineering, 6, 55-66.
13. Hermann, L., Metzger, S., Reher, C., et al. (2021). Serielle Sanierung in Europa und Deutschland. Berlin: Umwelt Bundesamt.