Məqalə, Cənubi Xəzər Çökəkliyində Məhsuldar qat çöküntülərinin karbohidrogen ehtiyatlarının həcminin qeyri-müəyyənliyinin geoloji-texniki meyarlarla əlaqəlisinin öyrənilməsinə həsr olunmuşdur. Bildiyimiz kimi, yataqların ehtiyatlarının qiymətləndirilmə dəqiqliyinə hesablama parametrlərinin öyrənilmə dərəcəsi birbaşa təsir edir. Həmin parametrlərin öyrənilməsi isə sahənin geoloji-fiziki xüsusiyyətləinin fərqli olması ilə əlaqədar müxtəlif dərəcədə öyrənilir. Tədqiqat işinin əsas məqsədi də bu geoloji-texniki amillərin karbohidrogen ehtiyatlarının həcminin qeyri-müəyyənliyinə təsirini öyrənməkdən ibarət olmuşdur. Yataqları geoloji-fiziki xüsusiyyətlərinə görə təsnif edərək, karbohidrogen ehtiyatlarının həcminin qeyri-müəyyənliyi ilə geoloji-texniki amillərin əlaqəsini təhlil etmək mümkün olmuşdur. Bütün hövzələr kimi, Cənubi Xəzər Çökəkliyinin (CXÇ) karbohidrogen ehtiyatlarının həcminin qeyrimüəyyənliyi yataqlar və işlənmə obyektləri üzrə hesablama parametrlərinin (neft-qazlılıq sahəsi, effektiv qalınlıq, məsaməlik, neftqazladoyma, lay təzyiqi, lay temperaturu və s.) sahə, kəsiliş üzrə öyrənilmə dərəcəsindən asılıdır. Tədqiqat zamanı klaster metodundan istifadəyə böyük əhəmiyyət verilmişdir. Eynicinsli qrupları ayırmaq üçün klaster analizinin Evklid məsafəsindən istifadə edilmişdir. Tədqiqatın ümumi nəticələrini nəzərə alaraq, qeyd etmək lazımdır ki, CXÇ-də Məhsuldar qatın (MQ) karbohidrogen ehtiyatlarının həcminin qeyri-müəyyənliyi hesablanmış parametrlərin dəqiqlik səviyyəsindən əlavə, həm də digər geoloji və texniki amillərdən (yatağın dərinliyi, dənizin dərinliyi, struktur mürəkkəbliyi, tektonik blokların və işlənmə obyektlərinin sayı) asılıdır.

Açar sözlər: yataq; lay; qeyri-müəyyənlik; geoloji-texniki amillər; strukturun mürəkkəbliyi; ehtiyat.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Bagirov, B. A., Salmanov, A. M., Nazarova, S. A. (1999). Porgnozirovanie parametrov mnogoplastovix mestorajdeniy, nerovnomerno kharakterizovannix fakticheskimi dannimi. Materiali konferensii, posvyaschennoy yubileyu akademica Sh.F. Mekhtiyeva.
2. Salmanov, A. M., Ahamadov, E. H., Rahimov, F. V. (2019). Geological assessment of reservoir factors of the Umid - Babek area. SOCAR Proceedings, 3, 8-14.
3. Bagirov, B. A., Salmanov, A. M., Nazarova, S. A. (2000). Choosing of the oil objects in multihorizonal fields in the South Caspian Basin on the basis geological and mathematical modeling. In: AAPG`s Inaugural Regional International Conference.
4. Bagirov, E. B. (1999). South Caspian Fields: onshore and offshore reservoir properties. Natural Resurces Research, 4, 209-313.
5. Lerche, I. (1997). Geological risk and uncertainty in oil exploration. London: Academic Press.
6. Ahmadov, E. H., Veliyev, R. V. (2019). Methods of minimization of uncertainties and geological risks based on Umid gas condensate field. Georesursy, 1, 92-98.
7. Rahimov, F. V., Ahmadov, E. H., Khasayev, A. G. (2019). Studying the influence of estimation parameters on oil reserves by taking into account geological risks. In: Third International conference on geology of the Caspian Sea and adjacent areas.
8. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
9. Suleimanov, B. А. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.
10. Eminov, A. Sh., Suleymanova, V. M., Ibrahimov, F. S. (2022). Analysis of the application of new methods in the adoption of reserves of the Garbi Absheron field. Scientific Petroleum, 2, 19-22.

Məqalədə Şimali Abşeron qalxımlar zonasının şimal-qərb hissəsi üzrə geoloji-geofiziki məlumatların təhlili əsasında kəsilişdə iştirak edən Pliosen, xüsusilə də, Qırməkialtı lay dəstəsinin (QA) geoloji quruluşunun dəqiqləşdirilməsi məsələsinə baxılmışdır. QA lay dəstəsinin izlənən pazlaşma zonalarında körfəzvari formalı (stratiqrafik və tektonik ekranlaşmış) bir neçə qeyri-antiklinal tip tələlərin əmələ gəldiyi müəyyənləşdirilmişdir. Aparılan tədqiqatlar nəticəsində QA və Qırməkiüstü qumlu (QÜQ) lay dəstələrinin yüksək qumluluğu ilə xarakterizə olunan kollektorluq xüsusiyyətləri öyrənilmişdir. Əvvəlki və son illərin seysmik zaman və dinamik dərinlik kəsilişləri quyu məlumatları ilə birgə yenidən interpretasiyaya cəlb edilmiş, QA lay dəstəsinin quruluşunu əks etdirən struktur xəritə tərtib edilmişdir.

Açar sözlər: qalxımlar zonası; seysmik kəşfiyyat; geoloji quruluş; Məhsuldar Qat çöküntüləri; pazlaşma zonası; qeyri-antiklinal tələ; neft-qazlılıq; seysmik zaman; dinamik dərinlik kəsilişləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Алиева, Э. Х., Ниязов, Т. Х. и др. (2020). Фациальный анализ неогеновых пород и прогнозирование неантиклинальных ловушек в юго-восточной части северо-Абшеронской зоны поднятия по сейсмическим и скважинным данным. Отчет. Баку: Фонд  НИПИ «Нефтегаз» SOCAR.
2. Худузаде, А. И. (2016). Формирование слагательных структур и нефтегазоносности в северо-западной части Абшеронского архипелага. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 13-18.
3. Магеррамов, Б. И., Аббасов, Г. А., Аббасов, А. Г. (2018). Геологическое строение и нефтегазоносность северо-Абшеронской тектонической зоны. Геофизические новости в Азербайджане, 1,  9-15.
4. Мамедов, П. З., Рагимханов, Ф. Г. (1985). Изучения поверхности несогласия в низах среднего плиоцена северо-западной части Абшеронского порога по результатам сейсмостратиграфических исследований. Нефть и газ, 7, 14-20.
5. Нариманов, А. А., Худузаде, А. И. (2010). Формирование нефтегазовых скоплений северо-западной части Абшеронского архипелага южного Каспия. Геолог Украины, 3, 45-48.
6. Şəkərov, H. İ., Rasulova, M. M., Allahverdiyev, E. Q., Həsənova, L. F. (2022).   İkiölçülü seysmik kəşfiyyat işləri ilə Bulla-dəniz sahəsinin geoloji quruluşunun dəqiqləşdirilməsi. Scientific Petroleum, 2, 14-18.
7. Şəkərov, H. İ., Həsənova, L. F., Rəsulova, M. M. (2022). Seysmik məlumatlar əsasında Zərdab-Şıxbağı sahəsinin geoloji quruluşunun öyrənilməsi və neftlilik-qazlılığının proqnozlaşdırılması. Scientific Petroleum, 1, 31-35.
8. Şəkərov, H. İ., İsgəndərov, M. M., Abuzərova, A. H. və b. (2021). Pirallahı adası yatağında Qırmaki və Qırmakialtı lay dəstələrinin əsas lay göstəricisi parametrlərinin dəyişmə xüsusiyyətləri. Scientific Petroleum, 1, 15-22.
9. Сулейманов, А. М. (2017). Перспективы нефтегазоносности северо-западной части Абшеронского архипелага. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 12, 3-12.
10. Мехтиев, П. Х., Омаров, А. К. (2004). Перспективы нефтегазоносности миоценовых, палеоценовых и мезозойских отложений Абшеронского архипелага. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 1-8.
11. Юсубов, Н. П., Гулиев, Г. А., Боровикова, А. Ю., Ахмедов, Р. Л. (2013). Глубинное строение осадочного чехла северо-Абшеронской зоны поднятий и перспективы её нефтегазоносности по данным сейсморазведки. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 10, 9-13.
12. Сулейманов, А., Рустамов, Р., Ахундов, Ш. (2014). Оценка нефтегазовых перспектив северо-западной части Абшеронского архипелага. Отчет. Баку: Фонд  НИПИ «Нефтегаз» SOCAR.
13. Халилов, Н. Ю., Керимов, А. А., Хыдырова, Р. А. (2000). Оценка перспектив нефтегазоносности структур юго-восточной части северо-Абшеронской зоны поднятий в свете новых данных. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 3, 1-7.

Bu məqələdə karotaj əyrilərinin litoloji-fasial analizinin nəticələri və Karaton yatağının quyularının kern materialının sedimentoloji təsviri, çöküntü toplanmasının şərtlərini müəyyənləşdirmək və karotaj əyrilərinin xüsusiyyətlərinin oxşarlığını müəyyən etmək məqsədi ilə işıqlandırılır. Yataq, çöküntü toplanmasının kifayət qədər mürəkkəbliyi ilə xarakterizə olunan Karaton-Tengiz qalxma zonasına daxildir. Fasiya qruplarının tipik modelləri və Yura çöküntülərinin kern materialının təsviri əsasında qum çöküntülərinin inkişaf zonalarını ayırmaq və çöküntü toplanmasının əsas şərtlərini müəyyənləşdirmək mümkün olmuşdur.

Açar sözlər: sedimentologiya; fasiya; elektrofasiya; tipik model; çöküntüəmələgəlmə mühiti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сарсенбеков, Н. Д., Якупова, Э. Н., Каирбеков, С. Б., Сейтхазиев, Е. Ш. (2018). Роль резервуарной геохимии нефти в повышении рациональности системы разработки многопластовых залежей нефтяных и газонефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, 3, 65-74.
2. Хибасов, Б. Б., Шиланов, Н. С. (2011). Емкостно-фильтрационные свойства сложнопостроенных коллекторов триасового комплекса по данным поисковой скважины № 12 месторождения «Придорожное». SOCAR Proceedings, 3, 6-9.
3. Пронин, Н. А. (2018). Анализ состояния и дальнейшие направления литологических исследований в ТОО НИИ «Каспиймунайгаз». Расширение базы углеводородов в Казахстане. Сборник статей второго Международного форума по геологоразведке нефти и газа «Kazakhstan Geology Forum: Oil&Gas 2018». Алматы.
4. Сейтхазиев, Е. Ш. (2020). Комплексное геохимическое изучение образцов шлама и керна надсолевых отложений южной части Прикаспийской впадины и корреляция «нефть-нефтематeринская порода». SOCAR Proceedings, 2, 30-49.
5. Сейтхазиев, Е. Ш. (2021). Геохимические исследования газов нефтегазовых месторождений южной части Прикаспийской впадины и их корреляция с результатами геохимии нефти. SOCAR Proceedings, 4, 43-52.
6. Пронин, Н. А., Тасеменов, Е. Т., Сисенгалиева, А. С. (2020). Сопоставление результатов электрофациального анализа отложений юрских горизонтов на месторождениях восточной части прикаспийской синеклизы. Сборник трудов «Инжиниринговые решения в области нефтегазовой индустрии Казахстана». Выпуск 6. Актау: АО «НИПИнефтегаз».
7. Биншток, М. М. (1978). Геологическое строение неокома Среднего Приобья в связи с поисками литологических залежей нефти. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Тюмень: ТИИ.
8. Муромцев, В. С. (1984). Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. Ленинград: Недра.
9. (1968). Атлас палеогеографических карт СССР. Том III. Москва: Всесоюзный аэрологический трест министерства геологии СССР.
10. Nichols, G. (2009). Sedimentology and stratigraphy. West Sussex: Wiley-Blackwell.
11. Пронин, Н. А., Мухаметрахимов, Ш. К., Сисенгалиева, А. С. (2019). Выделение зон развития песчаных отложений мезозоя на примере месторождения С. Нуржанов. Материалы международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы эксплуатации зрелых месторождений». Том 1. Актау.

Hal-hazırda, demək olar ki, bütün tədqiqatçılar turbulent axının ən çox üstünlük verilən yerdəyişmə rejimi olduğuna inanırlar. Bununla belə, praktiki məhdudiyyətlərin turbulent axının əldə edilməsinə mane olan sementlənmə prossesinə gəldikdə, fikirlər fəqlənir. Ümumiyyətlə, quyular üçün ya “çox yavaş” axın, ya da “çox sürətli” axın tövsiyə olunur. Təcrübədə əsasən iki növ bufer mayelərdən istifadə olunur - «wash» və «space». Birinci növ bufer mayesi «wash», qazma mayesini və gil qalıqlarını yuyub və çıxarır. İkincisi isə daha qatı bir sistemdir hansı ki, məsamə və çatlara daxil olaraq onları təmizləyir və həmçinin birinci bufer mayesini çıxarmaqa köməklik edir. Birinci bufer mayesi əsasən qazma məhlulunu durultmaq üçün istifadə olunur. Tərkibi əsasən səthi aktiv maddələrdən və ya su itkisini məhdudlaşdıran reagentlərdən hazırlanır, üstünlük verilən hərəkət rejimi turbulentdir. İkinci bufer mayesi - «space» əsasən polimer materiallardan və ağırlaşdırıcı maddələrdən ibarət olur, üstünlük verilən hərəkət rejimi laminardır. Bu mayelərin seçimi onların qazma və sement şlamları ilə kimyəvi uyğunluğu və qazma məhlulunun çıxarılması zamanı effektivliyi ilə müəyyən edilir. Məqalədə aparıcı neft şirkətləri tərəfindən qəbul edilmiş çox mühüm postulatlar verilmişdir. Aşağıdakı tərkibli bufer mayesinin yeni və çox münasib tərkibi təklif edilmişdir: «wash» - FLS - 4%, dizel yanacağı - 2%, su - 9%; «space» - karboksimetilselüloz (CMC) - 0,5%, sıxlığı 1030 kq / m3 olan bentonit məhlulu - 99,5%. Lazım gələrsə, bufer mayeləri quyudakı qazma və sement şlamlarının sıxlıqları arasında orta sıxlığa qədər ağırlaşa bilər məsələn, baritlə.

Açar sözlər: bufer mayesi; qazma məhlulu ; sement məhlulu ; turbulent axın; hərəkət rejimi; gil qabığı; mərkəzləşdirici; qoruyucu kəmər.

Ədəbiyyat siyahısı

1. (1997). Schlumberger dowell cementing technology. USA: Schlumberger Dowell.
2. (1997). Weatherford general services and products catalog. USA, Houston, Texas: Weatherford Internation Inc.
3. Sutton, D., Safins, F., Faul, R. (1984). Annualar gas-flow theory and prevention methods deserifed. Oil and Gas Journal, 10, 84-92.
4. Steawart, R., Schouten, F. (1988). Gas invasion and migration in cemented annuli: causes and cures. SPE-14779-PA. SPE Drilling Engineering, 3(01), 77-82.
5. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. (1983). Specification 10V. Specification for casing centralizers. Dallas, Texas, USA: API.
7. (1995). Schlumberger wireline and testing catalog. USA: Houston, Texas.
8. (1991). Schlumberger dowell cementing handbook. Schlumberger Oilfield Services. USA: Schlumberger Drive.
9. (1999). Gas miqration control technology. USA: Schlumberger Dowell.
10. (1995). Halliburton cementing tables. Halliburton services. USA: Halliburton.
11. Хузина, Л. Б., Шайхутдинова, А. Ф., Кязимов, Э. А. (2023). К вопросу исследования вибрационного устройства для предупреждения прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин. Scientific Petroleum, 1, 33-43.
12. Vəliyev, F. F. (2022). Qazma məhlullarının spesifik xassələrinin yeni sintez olunmuş polimer əlavələrlə tənzimlənməsi. Scientific Petroleum, 1, 42-45.
13. Мыслюк, М. А. (2023). Об оценке выносной способности буровых растворов. SOCAR Proceedings, 1, 26-34.
14. Исаев, Р. А. (2023). Анализ распределений петрофизических характеристик разрезов и их связи с поглощением при бурении скважин на старых месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями. SOCAR Proceedings, 1, 35-42.
15. Сулейманов, Б. А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743–746.
16. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 359-363.
17. Suleimanov, B. A, Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140.

Məqalədə özüqalxan üzən qazıma qurğularından quyuların qazılması prosesində qaz təzahürlərinin yaranmasından bəhs edilir. Məqalədə özüqalxan üzən qazıma qurğularında qaz təzahürləri ilə bağlı prevenatorun bağlanmasından sonra atqı xəttində təzyiqin dəyişməsinin xarakteri təhlil edilməyə çalışılmışdır. Qzüqalxan qazıma qurğularında aparılan çoxsaylı müşahidələr göstərmişdir ki, təzyiq qiyməti sürətlə maksimuma yüksəlir, sonra tədricən azalır və müəyyən dəyərdə sabitləşir. Elə hallar olur ki,təzyiqin qiyməti sürətlə artdığından sonra təzyiq azalmadan sabitləşir. Məqalədə göstərilmişdir ki, quyuda təzyiqin artmasına səbəb olan qazın seqreqasiyası hadisəsi nəzəri və praktiki əhəmiyyətə malikdir. Bundan əlavə, qazılan quyuda quyudibi təzyiqinin dəyişməsi müxtəlif şəraitdə baş verə bilər, əgər qazıma borularinda qazın seqreqasiyası nəticəsində təzyiqin artım sürəti: layın işləməsi sürətindən çox olarsa, bu halda quyudan mayenin bir hissəsi laya sıxışdırılmalıdır.

Açar sözlər: quyuların qazılması; qaz təzahürləri; mürəkkəbləşmələr; açıq fontanlar; qazıma məhlulu; preventor; qaz seqreqasiyası; neft və qaz.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сафаров, Я. И. (2000). Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях. Баку: САДА.
2. Логинова, М. Е., Конесев, Г. В., Тептерева, Г. А. и др. (2022). Обоснование рецептуры модифицированного бурового раствора для применения при строительстве скважин севера Западной Сибири. SOCAR Proceedings, 3, 21-27.
3. Сулейманов, Э. М., Новрузова, С. Г., Алиев, И. Н., Гадашова, Э. В. (2022). Оценка влияния пластового флюида на возникновение прихватов бурильных и обсадных колонн под действием перепада давлений. SOCAR Proceedings, 4, 17-20.
4. Хузина, Л. Б., Шайхутдинова, А. Ф., Кязимов, Э. А. (2023). К вопросу исследования вибрационного устройства для предупреждения прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин. Scientific Petroleum, 1, 33-43.
5. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. Чабаев, Л. У. (2009). Методы ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров при строительстве и эксплуатации скважин. Известия вузов. Нефть и газ, 1, 92-97.
7. Чабаев, Л. У. (2008). Основы стратегии и тактики ликвидации открытых газовых фонтанов. Пожарная безопасность, 4, 83-85.
8. Зозуля, Г. П., Кустышев, А. В. (2002). Обеспечение пожаробезопасности ликвидацией аварийного фонтанирования газовых скважин. Материалы конференции «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания». Тюмень: Вектор Бук.
9. Чабаев, Л. У., Кустышев, А. В., Зозуля, Г. П., Гейхман, М. Г. (2007). Предупреждение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера. Москва: ИРЦ Газпром.
10. Журавлев, В. В., Гульцев, В. Е., Лахно, Е. Ю. и др. (2008). Результаты работ по ликвидации открытых газовых фонтанов. Сборник научных трудов Института нефти и газа материалов межрегиональной научно-технической конференции с международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири». Тюмень: «Тюменский ГНГУ».
11. Булатов, А. И., Рябченко, В. И., Сибирко, И. А., Сидоров, Н. А. (2007). Газопроявления в скважинах и борьба с ними. Москва: Недра.
12. Алиев, З. С., Бондаренко, В. В. (2006). Технология применения горизонтальных скважин. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
13. Бакеев, Р. А., Чабаев, Л. У., Сизов, О. В., Лахно, Е. Ю. (2004). Предотвращение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте газовых скважин на месторождениях Севера. Сборник трудов Института нефти и газа «Нефтегазовое направление». Тюмень: «Вектор Бук».

Qeyri-bircins kollektorlarında sulaşdırma prosesinin səmərəliliyini qiymətləndirmək üçün Forxqeymerin ikihədli filtrasiya qanunu əsasında məhsuldarlıq əmsalının qeyri-xəttiliyini nəzərə alan dəyişdirilmiş tutumlu-rezistiv modeli (CRM) təklif olunur. Model, qeyri-bircins kollektorlarda laydaxili prosesləri daha dəqiq təsvir edir, bu da onların hasilatın proqnozlaşdırılması və sulaşdırma prosesinin operativ monitorinqi üçün istifadə olunmasına imkan verir. Təklif olunan yanaşma bahalı hesablayıcı vaxtı ilə əlaqəli olan və hasilat və suvurma məlumatlarına əsaslanan geoloji və hidrodinamik ədədi modelləşdirmənin istifadəsini tələb etmir. CRM qeyri-xətti məhsuldarlıq əmsalı ilə model və real mədən məlumatları üzərində sınaqdan keçirilmişdir. Bundan əlavə, CRM xətti və qeyri-xətti məhsuldarlıq əmsalları ilə istifadənin nəticələrinin müqayisəli təhlili aparılmışdır.

Açar sözlər: debit; modelləşdirmə; sulaşdırmanın effektivliyi; tutumlu- rezistiv modeli; qeyri-xətti məhsuldarlıq əmsalı; Forxqeymerin ikihədli filtrasiya qanunu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Dake, L. P. (1978). Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam: Elsevier Science BV.
2. Willhite, G. P. (1986). Waterflooding. Textbook Series. TX, USA: SPE, Richardson.
3. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
4. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. United States: Elsevier Inc., Gulf Professional Publishing.
5. Ahmed, T. H. (2001) Reservoir engineering handbook. Houston, Texas: Gulf Professional Publishing.
6. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем.
7. Сулейманов, Б. А., Фейзуллаев, Х. А. (2023). Моделирование изоляции водопритоков при разработке слоисто-неоднородных нефтяных пластах. SOCAR Proceedings, 1, 43-50.
8. Suleimanov, B. A., Feyzullayev, Kh. A., Abbasov, E. M. (2019). Numerical simulation of water shut-off performance for heterogeneous composite oil reservoirs. Applied and Computational Mathematics, 18(3), 261-271.
9. Eminov, A. Ş., Süleymanova, V. M., İbrahimov, F. S. (2022). Qərbi Abşeron yatağının ehtiyatlarının mənimsənilməsində yeni üsulların tətbiqinin təhlili. Scientific Petroleum, 2, 19-22.
10. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
11. Мирзаджанзаде, А. Х., Алиев, Н. А., Юсифзаде, Х. Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Элм.
12. Al-Harrasi, A., Rathore, Y. S., Kumar, J. (2011, September). Field development and waterflood management in complex clastic field in Oman. SPE-145663-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Chan, K. S. (1995, October). Water control diagnostic plots. SPE-30775-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
14. Hearn, C. L. (1983). Method analyzes injection well pressure and rate data. Oil & Gas Journal, 117-120.
15. Kumar, A. (1977). Strength of water drive or fluid injection from transient well test data. Journal of Petroleum Technology, 29(11), 1497-1508.
16. Lyons, W. C., Plisga, G. J. (2005). Standard handbook of petroleum & natural gas engineering. Burlington, MA, USA: Gulf Professional Publishing.
17. Yortsos, Y. C., Choi, Y., Yang, Z. (1999). Analysis and interpretation of water/oil ratio in waterfloods, SPE Journal, 4, 413-424.
18. Сулейманов, Б. А., Сулейманов, А. А. (2002). Применение принципов динамического анализа при разработке нефтегазовых месторождений. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 11, 6-12.
19. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
20. Сулейманов, Б. А., Азизов, Х. Ф. (1995). Об особенностях течения газированной жидкости в пористом теле. Коллоидный журнал, 57(6), 862-867.
21. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 386-390.
22. Soroush, M., Kaviani, D., Jensen, J. L. (2014). Interwell connectivity evaluation in cases of changing skin and frequent production interruptions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 616-630.
23. Can, B., Kabir, C. S. (2014). Simple tools for forecasting waterflood performance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 120, 111-118.
24. Albertoni, A., Lake, L. W. (2002, April). Inferring interwell connectivity from well-rate fluctuations in waterfloods. SPE-75225-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
25. Yousef, A. A., Gentil, P. H., Jensen, J. L. (2006). A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations.
    SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 9(6), 630-646.
26. Yousef, A. (2006). Investigating statistical techniques to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations. PhD Thesis. Austin, Texas: University of Texas.
27. Kim, J. S., Lake, L. W., Edgar, T. F. (2012, May-June). Integrated capacitance-resistance model for characterizing waterflooded reservoirs. In: 2012 IFAC Workshop on Automatic Control in Offshore Oil and Gas Production, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, Norway.
28. Laochamroonvorapongse, R. (2013). Advances in the development and application of a capacitance-resistance model. PhD Thesis. Austin, Texas: University of Texas.
29. Suleymanov, A. A., Abbasov, A. A., Guseynova, D. F., Babayev, J. I. (2016). Oil reservoir waterflooding efficiency evaluation method. Petroleum Science and Technology, 34(16), 1447-1451.
30. Aulisa, E., Ibragimov, A., Walton, J. R. (2009). A new method for evaluating the productivity index of nonlinear flows. SPE Journal, 12, 693-706.
31. Aulisa, E., Ibragimov, A., Valko, P., Walton, J. R. (2009). Mathematical framework of the well productivity index for fast Forchheimer (non-Darcy) flows in porous media. Mathematical Models and Methods in Applied Sciences, 19(8),1241-1275.
32. Li, D., Engler, T. W. (2001, May). Literature review on correlations of the non-Darcy coefficient. SPE-70015-MS. In: SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
33. Karger, M., Trofimov, D., Eminov, A., et al. (2014, October). A methodology for early detection of semi-permeable filtration barriers. SPE-171199-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
34. Weber, D. B. (2009). The use of capacitance-resistance models to optimize injection allocation and well location in water floods. PhD Thesis. Austin, Texas: University of Texas at Austin.
35. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Proceedings, 3, 45-53.
36. Batchelor, G. (2000). An introduction to fluid dynamics. Cambridge Mathematical Library, Cambridge University Press.
37. Navidi, W. C. (2011). Statistics for engineers and scientists. NY: McGraw-Hill.

Neftvermənin artırılması məqsədilə neftli məhsuldar qatlara zonal təsirin monitorinqi üçün hidrodinamik göstəricilərin paylanmasının hesablanması və vizuallaşdırılması metodı təklif olunur. Zamanla dəyişən kartoqrafik materialları biri biri ilə müqaisə etmək müvafiq məlumat göstəricilərinin hesablanması imkan verir. Müəyyən müddət ərzində təsir altında olan ərazidə bir sira zaman nüqtələrində hidrodinamik göstəricilərin paylanmasının müqayisəli təhlilini üçün istifadə olunan məlumat göstəricilərinin hesablanma alqoritmi həm lay üzrə, həm də onun ayrı-ayrı zonaları üzrə aparıla bilər. Laya planlaşdırılmış təsirdən əvvəl və təsirdən sonra məhsuldar qatlarda hidrodinamik göstəricilərin paylanmasının müqaisəli təhlili əsasında layda baş verən hidrodinamik proseslərdə vəziyyətinin qiymətləndirilməsi məqsədi ilə diaqnostikasının aparılması və laylarına təsirin effektivliyini qiymətləndirmək üçün tövsiyə oluna bilər. Təklif olunan metodun həyata keçirilməsi «Neft Daşları» və «Pirallahı» yataqlarının (Azərbaycan) işlənmə məlumatlarının nümunəsində göstərilir. Alınmış nəticələrin təhlili göstərdi ki, hidrodinamik və informasiya göstəricilərinin paylanmasının qiymətləndirilməsi nəzərə alınmaqla laya təsir lay üzrə rasional laya təsir rejiminin seçilməsinə kömək edə bilər.

Açar sözlər: məhsuldar lay; neftvermənin artırılması; zonal təsir; quyu məhsuldarlığı; diaqnostika; filtrasiya; monitorinq; axın xətləri.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологииповышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
2. 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.
3. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И. (2019). Анализ состояния разработки месторождения на основе информационных показателей Фишера и Шеннона. Автоматика и телемеханика, 5, 118–135.
4. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2011). Анализ состояния разработки нефтяного месторождения на основе мультифрактального подхода. Нефтяное хозяйство, 2, 92-96.
5. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2012). Мультифрактальный анализ состояния разработки нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 2, 20-28.
6. Ван, Ц., Флеминг, Г. К., Лу, Ц. (2012). Способ добычи нефти или газа с применением компьютерного моделирования нефтяного или газового месторождения и эксплуатационного оборудования. Патент РФ 2594405.
7. Колганов, В. И., Шашель, А. Г. (1997). Контроль за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин. Нефтяное хозяйство, 1, 40-42.
8. Хатмуллин, И. Ф., Хасанов, М. М., Хамитов, И. Г., Галеев, Р. М. (1998). Способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин. Патент РФ 2122107.
9. Булыгин, Д. В., Булыгин, В. Я., Закиров, Р. Х. и др. (1996). Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ 2055981.
10. Хасанов, М. М., Хатмуллин, И. Ф., Хамитов, И. Г., Абабков, К. В. (1999). Способ контроля за разработкой нефтяных залежей. Патент РФ 2135766.
11. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
12. Берлинт, А. М. (1986). Образ пространства: карта и информация. Москва: Мысль.
13. Басниев, К. С.,Власов, А. М., Кочина, И. Н., Максимов, В. М. (1986). Подземная гидравлика. Москва: Недра.
14. Datta-Gupta, A., King, M. J. (2007). Streamline simulation: theory and practice. USA, TX: Society of Petroleum Engineers.
15. King, M. J., Datta-Gupta, A. (1998). Streamline simulation. A current perspective. USA: Texas A&M University.
16. Huseynova, N. I. (2017). Hydrodynamic express monitoring of zonal impact on productive formations of oil fields, taking into account well interference. Oil and Gas Business, 15(3), 41-46.
17. Ibrahimov, K. M., Huseynova, N. I., Abdullaveva, F. Y. (2017). Experience of microbial enhanced oil recovery methods at Azerbaijan fields. Petroleum Science and Technology, 35(18), 1822-183.
18. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И., Рзаева, С. Д., Тулешева, Г. Д. (2018). Промысловая реализация технологии очаговой кислотной обработки нагнетательных скважин на месторождении «Жетыбай» (Казахстан). SOCAR Proceedings, 1, 59-65.
19. Ibrahimov, K. M., Huseynova, N. I., Hajiev, A. A. (2020). Diagnostics of the productive horizons current filtration state in the selected area at the «Neft Dashlary» field (Azerbaijan). In: COIA-2020 Proceedings of the 7th International Conference on Control and Optimization with Industrial Applications. Vol.2.
20. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
21. Бекман, И. Н. (2009). Курс лекций по информатике. http://profbeckman.narod.ru/InformLekc.htm
22. Уэлстид, С. (2003). Фракталы и вейвлеты для сжатия изображений в действии. Москва: «Триумф».
23. Исмаилов, Н. М., Рзаева, Ф. М. (1998). Биотехнология нефтедобычи. Принципы и применение. Баку: «Элм».

Neft hasilatının artırılması üçün ən çox istifadə olunan üsullardan biri su-qaz təsiri üsuludur (WAG). WAG üsulu, sıxışdırma əmsalını, neft hasilatını yaxşılaşdırmağa və təzyiqi saxlamaq üçün müxtəlif təbəqələrdə sıxışdırmanın ön xəttinin tənzimlənməsinə və əhatə olunma əmsalını yaxşılaşdırmağa yönəlmiş neft çıxarma üsuludur. Üsulun əsas mexanizmi: 1) hərəkətliliyin yaxşılaşdırılması, 2) əhatə olunma əmsalının artması (qaz üsulları ilə müqayisədə) və 3) sıxışdırma əmsalının artması (sulaşma ilə müqayisədə). Keçmişdə bir çox araşdırmalar aparılmışdır, lakin çətin çıxarılan ehtiyatlara malik olan yataqların payının artması və hasilat zamanı çətinliklərin yaranması səbəbindən ənənəvi WAG həll olunmalı problemlərlə üzləşir. Son iyirmi ildə ehtiyacları ödəmək üçün suvurma prosesində yeni kombinə edilmiş üsullar və dəyişikliklər işlənmışdır. Bu tədqiqat, yüksək geyribircinsliyi və aşağı keçiriciliyi olan bir sahə üçün optimal suvurma sxemini tapmaq üçün suvurma prosesində təklif olunan dəyişiklikləri müqayisə etmək üçün modelləşdirmə və tədqiqat aparmışdır. Modelləşdirmə nəticələrinin təhlili göstərdi ki, texnologiyaların hər birinin öz üstünlükləri və mənfi cəhətləri var və bunlar sənayenin məhdudiyyətlərinə və tələblərinə uyğun olaraq tətbiq olunmalıdır.

Açar sözlər: su-qaz təsiri (SQT); neftveriminin artırılması; layın modelləşdirilməsi; suvurmanın sxemi; qeyri-bircinslilik; keçiricilik.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
2. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk, ICS.
3. Irani, M. M., Telkov, V. P. (2021) Study of modern options for using combinations of gasflooding and traditional waterflooding (water-gas influence and its alternative). SOCAR Proceedings, SI2, 248-256.
4. Afzali, S., Rezaei, N., Zendehboudi, S. (2018). A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection. Fuel, 227, 218-246.
5. Darvishnezhad, M. J., Jannatrostami, A., Montazeri, G. H. (2010). Study of various water alternating gas injection methods in 4-and 5-spot injection patterns in an Iranian fractured reservoir. SPE-132847-MS. In: Trinidad and Tobago Energy Resources Conference.  Society of Petroleum Engineers.
6. Mousavi, S. M. (2011). Investigation of different I-WAG schemes toward optimization of displacement efficiency. SPE-144891-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Liao, Ch., Liao, X., Zhao, X., et al. (2013). Study on enhanced oil recovery technology in low permeability heterogeneous reservoir by water-alternate-gas of CO2 flooding. SPE-165907-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Bagrezaie, M. A. (2014). Screening different water alternating carbon dioxide injection scenarios to achieve to the highest macroscopic sweep efficiency in a non-fractured carbonate reservoir. SPE-172267-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
9. Bagrezaie, M. A. (2014). Study of different water alternating carbon dioxide injection methods in various injection patterns in an iranian non-fractured carbonate reservoir. OTC-24793-MS. In: Offshore Technology Conference Asia. Society of Petroleum Engineers.
10. Han L., Gu, Y. (2014). Optimization of miscible CO2 water-alternating-gas injection in the Bakken formation. Energy and Fuels, 28(11), 6811–6819.
11. Holtz, M. H. (2016). Immiscible water alternating gas (iwag) eor: Current State of the Art. SPE-179604-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. Graham, A. J., Christie, M. A., Al-Haboobi, Z. I. M. (2020). Calibrating the Todd and Longstaff mixing parameter value for miscible finite-sized slug wag injection for application on a field scale. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 23, 479-497.
13. Telkov, V. P., Lyubimov, N. N. (2012). Determination of oil and gas miscibility conditions in various conditions in case of gas and water-gas influence on the reservoir. Drilling and Oil. «Bureniye i neft», 12, 38-42 .
14. Zakaria, H., Dong, Ch. (2019). Accurate prediction of CO2 minimum miscibility pressure using adaptive neuro-fuzzy inference systems. SPE-198553-MS. In: SPE Gas & Oil Technology Showcase and Conference. Society of Petroleum Engineers.
15. Alston, R. B., Kokolis, G. P., James, C. F. (1985). CO2 minimum miscibility pressure: SPE-11959-PA. A Correlation for impure CO2 streams and live oil systems. SPE Journal, 25(02), 268–274.
16. Mohammad, R. S., Zhang, S., Haq, E., et al. (2018). Carbon dioxide minimum miscibility pressure with nanopore confinement in tight oil reservoirs. IOP Conferences Series: Earth Environmental Science, 167, 012030.
17. Irani, M., Zhou, T. (2022). Study of the effect of the order of working agents injection on the effectiveness of the water-gas influence on the reservoir. Proceedings of 75-th International Youth Scientific Conference. Moscow: «Oil and Gas».
18. Irani, M. (2022). Study of the method of water-gas influence on the reservoir using carbon dioxide and optimization of parameters in order to increase oil recovery. PhD Thesys. Moscow.
19. Baibatsha, A. B., Muszyński, A., Shaiyakhmet, T. K., Shakirova, G. S. (2020). 3D modeling for estimation of engineering-geological conditions of operating mineral deposits. Series of Geology and Technical Sciences, 4(442), 19-27.

Bu məqalədə məlumatların idarə edilməsi üçün informasiya texnologiyalarının inkişafı strategiyasının və «NK KazMunayGaz»ASC yataqlarının rəqəmsallaşdırılmasının inkişafı proqramının həyata keçirilməsi çərçivəsində neft və qaz hasilatı səviyyəsinin operativ saxlanılması üçün ağıllı bir sistemin inkişafı müzakirə olunur. Sistemin üstünlüyü multiməsələlilik və istehsal müəssisələrindən real vaxt rejimində daxil olan, demək olar ki, bütün məlumatların istifadəsidir. Sistemin əsas vəzifəsi neft hasilatını maksimum dərəcədə artırmaq və yatağın işlənməsinin rasional sisteminə zərər vermədən quyuların razılaşdırılmamış işinin mənfi təsirini azaltmaq üçün bir qrup quyunun qarşılıqlı təsirini nəzərə alaraq idarə etməkdir. İşlənilmiş sistemin əhəmiyyətli bir xüsusiyyəti, CRM (Capacityresistancemodel), FFNN (feedfordneuralnetvork), MBM (materialbalancemodel) və BFGS (Broyden-Fletcher-Goldfarb-Shanno local search optimization) üsulalrının birləşməsinə əsaslanan süni neyron şəbəkələrindən istifadə edərək inkişafın əsas göstəricilərini proqnozlaşdırmaq üçün kompleks alqoritmlərin yaradılmasıdır. On quyuda təcrübi - sənaye sınağı zamanı rejimlər neft və qaz hasilatı səviyyəsinin operativ saxlanılması sistemi tərəfindən verilən tövsiyələrə uyğun olaraq rejimlərin tənzimlənməsi aparıldı və sistem öz iş qabiliyyəti və tətbiqinin səmərəliliyini təsdiqlədi.

Açar sözlər: virtual sərfölçən; əmək məhsuldarlığı; əks paylama; maşın öyrənməsi; rasional işləmənin sistemi; neyron şəbəkələr.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мусекенов, Т. М., Абдиев, Б. А., Конысова, Л. Ж. (2022). Программа развития цифровизации месторождений АО НК «Казмунайгаз» 2023-2027 гг. Астана: Рауан.
2. Корина, И. (2020). Цифровые навыки в наши дни (Russian Edition). Sciencia Scripts.
3. Назарбаев, Н. А. (2017). Государственная программа «Цифровой Казахстан». Астана.
4. Ивановский, В. Н., Сабиров, А. А., Салихова, А. Р. и др. (2019). Развитие цифрового месторождения за счет использования блока интеллектуализации нижнего уровня скважин. Neftegaz.ru, 6, 16-19.
5. Ивановский, В. Н., Герасимов, И. Н., Брюханов, С. В., Золотарев, И. В. (2016). Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов. Территория «Нефтегаз», 11, 115-120.
6. Richardson, J. G., Blackwell, R. J. (1971). Use of simple mathematical models for predicting reservoir behaviour. Journal of Petroleum Technologies, 23(09), 1145-1154.
7. Сенсизбай, А. Н., Наукенов, А. Ж. (2018). Методика по составлению технологических режимов эксплуатации нефтедобывающих скважин в группе компаний АО НК «Казмунайгаз». Астана: АО НК «Казмунайгаз».
8. Мищенко, И. Т. (2003). Скважинная добыча нефти. Москва: Нефть и газ.
9. Bruce, W. A. (1943). An electrical device for analyzing oil-reservoir behavior. Petroleum Technology, 151, 112–124.
10. Zhao, H., Kang, Z., Zhang, X., et al. (2015, February). A data-driven model for history matching and prediction for waterflooding monitoring and management with a field application. In: SPE Reservoir Simulation Symposium. Society of Petroleum Engineers.
11. Dake, L. P. (1998). Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam-London-New York-Tokyo: Elsevier.
12. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
13. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
14. Albertoni, A., Lake, L. W. (2003). Inferring interwell connectivity only from well-rate fluctuations in waterfloods. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 6, 6–16.
15. Yousef, A. A., Gentil, P. H., Jensen, J. L., Lake, L. W. (2006). A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 9, 630–646.
16. Sayarpour, M., Zuluaga, E., Kabir, C. S., Lake, L. W. (2009). The use of capacitance-resistance models for rapid estimation of waterflood performance and optimization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 69, 227–238.
17. Жетруов, Ж. Т., Шаяхмет, Қ. Н., Карсыбаев, К. К. и др. (2022). Применение прокси-моделей при прогнозировании параметров разработки нефтяных залежей. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 4(2), 48-57.
18. Ишангалиев, С. В., Жетруов, Ж. Т., Кайракбаев, Н. Б. и др. (2022). Программа ЭВМ «Система оперативного поддержания уровня добычи нефти и газа и управление заводнением». Авторское право Республики Казахстан № 31082.

Ekspert qiymətləndirməsi metodunun mahiyyəti mülahizələrin kəmiyyət qiymətləndirilməsi və onların nəticələrinin işlənməsi ilə ekspertlər tərəfindən problemin təhlilinin rasional təşkilindədir. Tədqiqat obyekti olaraq dərin dəniz neft və qaz mədəni seçilmişdir və təbii iqlim şəraiti, abadlaşdırma, işləmə və mədən təhlükəsizliyi kimi meyarlardan asılı olaraq mədənlərin seçilməsi variantları üzrə ekspertlər arasında sorğu keçirmişdir. Tədqiqatın növbəti mərhələsində, göstərici qruplarının hər biri üçün meyarların təqdim olunan mədən variantlarına təsir səviyyəsini tapmaq üçün hazırlanmış dispersiya təhlili aparılmışdır. Meyarlar bir-biriləri ilə müqayisə edilmiş və onların arasındakı fərqlər müəyyənləşdirilmişdir. Aparılmaış tədqiqat göstərdi ki, statistik təhlil üsullarından istifadə edilməsi, onları əsaslandırılmış qərar qəbul etmək üçün ən əlverişli formaya çevirmək məqsədi ilə, mütəxəssislərin rəylərinin toplanması, ümumiləşdirilməsi və təhlili prosedurlarını rəsmiləşdirməyə imkan verir.

Açar sözlər: riyazi statistika; ekspert qiymətləndirməsi; statistik analiz; dəniz neft və qaz mədəni; dərin dəniz yataqları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Чегодаев, А. И. (2010). Математические методы анализа экспертных оценок. Вестник СГЭУ, 2(64), 130-135.
2. Прохоров, Ю. К., Фролов, В. В. (2011). Управленческие решения. Санкт-Петербург: СПбГУ ИТМО.
3. Данелян, Т. Я. (2015). Формальные методы экспертных оценок. Прикладная информатика, 1, 183-187.
4. Боровиков, В. (2003). Statistica. Искусство анализа данных на компьютере. – Санкт-Петербург: Питер.
5. Усманов, Р. Р. (2020). Статистическая обработка данных агрономических исследований в программе Statistica. Москва: РГАУ-МСХА имени К. А. Тимирязева.
6. Усманов, Р. Р. (2022). Методика экспериментальных исследований в агрономии: учебное пособие для вузов. Москва: Издательство Юрайт.
7. Левин, Д. М., Стефан, Д., Кребиль, Т.С., Беренсон, М. Л. (2004). Статистика для менеджеров с использованием Microsoft Excel. Москва: Издательский дом «Вильямс».

Məqalədə lay quruluşu karbonatlı və terrigen süxurlarla təbəqələnmiş Vereisk horizontunda üfüqi hasilat və vurucu quyularının optimal yerləşdirilməsinin müəyyənləşdirilməsi üsullarından biri nəzərdən keçirilir. Qazılmış quyuların geoloji-mədən təhlili aparılmışdır. İşlənməyə cəlb edilmiş ehtiyatların payının artırılması üçün çoxmərhələli hidravlik yarılmadan istifadə edilmişdir. Üfüqi quyuların qazılmasında hidravlik yarılmanın tətbiqi ilə yalnız hədəf layın drenaj zonasını artırmaq deyil, eyni zamanda üst və alt layları da işlənməyə cəlb etmək mümkündür. Təhlillərin nəticələrinə əsasən horizontal quyularda çoxmərhələli hidravlik yarılmanın tətbiqinin yüksək səmərəliliyi təsdiqlənmişdir. Obyektin sahələrindən birinin geoloji-hidrodinamik modeli əsasında hesablanmış üfüqi hasilat və vurucu quyuların yerləşdirilməsinin müxtəlif variantları layihələndirilmişdir. Təhlil və hesablamalar əsasında quyuların ən səmərəli yerləşdirilmə sxemləri müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: karbonatlı süxurlar; üfüqi quyu; proqnoz; modelləşdirmə; çoxmərhələli hidravlik yarılma; vurma; lay təzyiqinin saxlanılması sistemi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Zhihui, X., Thin, P. (2017, May). Reservoir horizontal well pattern optimization design available. In: 2017 2nd International Conference on Materials Science, Machinery and Energy Engineering (MSMEE 2017).
2. Bazyrov, I. Sh., Shel, E. V., Khasanov, M. M. (2020). Efficiency evaluation of waterflooding of low-permeability reservoirs by horizontal wells with water-injection induced fractures. Proneft. Professionals about oil, 2(16), 52-60.
3. Barhatov, E. A., Yarkeeva, N. R. (2017). The efficiency of multizone hydraulic fracturing in horizontal well. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 328(10), 50-58.
4. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
5. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.
6. Nurgaliev, R. Z., Kozikhin, R. A., Fattakhov, I. G., Kuleshova, L. S. (2019). Application prospects for new technologies in geological and technological risk assessment. Gornyi Zhurnal, 4, 36–40.
7. Wang, X., Tao, Y., Wang, X., et al. (2021, May). Optimization of horizontal well pattern in low permeability layered reservoir. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 791, 012144.
8. Fani, M., Al-Hadrami, H., Pourafshary, P., et al. (2018, November). Optimization of smart water flooding in carbonate reservoir. SPE-193014-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Pyatkov, A. A., Kosyakov, V. P. (2018). Study of the processes of stationary and non-stationary waterflooding of fractured-porous reservoirs. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 4(3), 90-102.
10. Bakirov, I. I., Bakirov, A. I., Bakirov, I. M. (2019). Studying the efficiency of waterflood development of carbonate deposits. Neftyanaya Provintsiya, 4(20), 172-183.
11. Shaohua, G., Nie, Zh., Yi, X., et al. (2020). Study on the interference law of staged fracturing crack propagation in horizontal wells of tight reservoirs. ACS Omega, 5, 10327 - 10338.
12. Egorova, Yu. L., Nizaev, R. Kh., Ivanov, A. F., Fattakhov, I. G. (2019). The use of geological and hydrodynamic modeling to study the spatial orientation of cracks in carbonate collectors based on trasseral research methods. Neftyanaya Provintsiya, 1(17), 116-125.
13. Almulla, S., Al-Bader, H., Al-Ibrahim, A., et al. (2020, February). Improving well productivity and sustainability in a horizontal exploratory well by multistage fracturing - a case study. SPE-199332-MS. In: SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
14. Badriya, Al-E., Mishal, Al.-M., Ayham, A., Navia, A. (2017, November). First successful openhole lateral multistage acid frac in a complex unconventional carbonate reservoir North Kuwait. SPE-188170-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
15. Kolesova, S. B., Polozov, M. B., Buyanov, A. V. (2018). The quantitative evaluation of temperature logs in horizontal injection wells with multiple hydraulic fractures. Journal of Geophysics, 2, 30-36.
16. Kozikhin, R. A., Daminov, A. M., Fattakhov, I. G., et al. (2018). Identifying the efficiency factors on the basis of evaluation of acidizing of carbonate reservoirs. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 194(6), 062013.
17. Bahtizin, R. N., Nurgaliev, R. Z., Fattakhov, I. G., et al. (2018). On the question of the efficiency analysis of the bottom-hole area stimulation method. International Journal of Mechanical Engineering and Technology, 9(6), 1035–1044.
18. Kolesova, S. B., Polozov, M. B. (2019). Using acid fracturing for promotion oil recovery of low-permeable heterogeneous reservoirs of Kashiro-Podolsk sediments. Exposition Oil Gas, 3(70), 54-56.
19. Fattakhov, I. G., Kuleshova, L. S., Yakubova, D. I. et al. (2018). Evaluation of the water shut-off effectiveness of based on model studies. Materials of the 45th scientific and technical conference of young scientists, graduate students and students. Ufa: UGNTU Publishing House.

Dinamik sistemlərin imitasiya modelləşdirilməsinin yeni konsepsiyası verilir. Konsepsiyanın əsas anlayış, terminləri və fiziki proseslərin bir-biri ilə qarşılıqlı əlaqədə olan obyektlər əsasında imitasiya modelləşdirilməsinin əsas prinsipləri göstərilir. Təklif olunan konsepsiya ştanqsız nasosla təchiz edilmiş quyu ilə istismar olunan yüngül neft layının “nasos-quyu lay” sistemində işlənməsi prosesinin modelləşdirilməsinə tətbiq edilir. Fasiləsiz və fasiləli rejimlərdə nasosun asqı dərinliyinin, onun gözləmə və vurma (işləmə) dövrləri müddətlərinin optimallaşdırılması üçün alqoritmlər işlənib hazırlanmışdır.

Açar sözlər: kompüter simulyasiyası; imitasiya modelləşdirməsi;; yüngül neftlər; dalma nasosu; nasosquyulayn sistemi.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Таха, Х. А. (2007). Введение в исследование операций. Москва: Издательский дом «Вмльямс».
2. Строгалев, В. П., Толкачева, И. О. (2008). Имитационное моделирование. Москва: МГТУ им. Баумана.
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Шахвердиев, А. Х. (1997). Динамические процессы в нефтегазодобыче. Москва: Наука.
4. Джамалбеков, М. А., Велиев, Н. А. (2017). Прогнозирование показателей разработки залежей летучих нефтей в сложно деформируемых коллекторах. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4, 39-46.
5. Nazarov, U. S., Salidjanova, N. S., Nashvandov, Sh. M., Xidirov, O. I. (2022). Some features of quaternary ammonium compounds as a corrosion inhibitor in environments with sulfate-reducing bacteria. Scientific Petroleum, 1, 52-62.
6. Ismayilov, R. H., Fatullayeva, P. A. (2021). Metal complexes with dihydrazone of malonic acid dihydrazine.
   Scientific Petroleum, 1, 58-62.
7. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
8. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
9. Горбунов, А. Т. (1981). Разработка аномальных нефтяных месторождений. Москва: Недра.
10. Aliev, F. A., Dzhamalbekov, M. A., Veliev, N. A., et al. (2019). Computer simulation of crude oil extraction using a sucker rod pumping unit in the oil well–resevoir system. International Applied Mechanics, 55(3), 332–341.
11. Власов, Ю. Г., Муковозов, В. П., Зюзев, A. M., Локтев, А. В. (1998). Способ управления глубинно-насосной
    установкой нефтяной скважины. Патент РФ № 2118443.

İşin məqsədi hasilat qaz quyularının istismarının texnoloji rejimini təyin edən parametrlərin son qiymətlərini əsaslandırmaq üçün metodika formalaşdırmaqdır. Bunun əsası kernın laboratoriya şəraitində geomexaniki və filtrasiya tədqiqatlarının məlumatları və riyazi modelləşdirmənin nəticələridir. Senoman dövrünə aid zəif sementlənmiş (zəif konsolidasiya edilmiş) kernin filtrasiya - həcm və möhkəmlik xüsusiyyətlərinin təyini lay şəraitində (barik parametrləri baxımından) aparılmışdır. Tədqiqatlar, pozulması layın dağılmasına səbəb olan məhdudiyyətləri müəyyən etməyə yönəldilmişdir. Kulon-Morun dağılması meyarından istifadə edərək ləpənin Laboratoriya tədqiqatları və riyazi modelləşdirmə əsasında son depressiyanı təyin etmək üçün metodikanın modifikasiyası hazırlanmışdır.

Açar sözlər: qaz quyuları; təzyiq; depressiya; kern; gərginlik; lay; dağılma.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мищенко, И. Т., Бравичева, Т. Б., Пятибратов, П. В. (2004). Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов. Бурение и нефть, 11, 18-19.
2. Мищенко, И. Т., Бравичева, Т. Б., Бравичев, К. А., Пятибратов, П. В. (2003). Система добычи нефти из истощенных залежей с использованием природной энергии. Бурение и нефть, 9, 14-17.
3. Yan, C., Deng, J., Lai, X., et al. (2014). Critical drawdown pressure of depleted reservoir. Indian Geotechnical Journal, 44(1), 101-106.
4. (2007). СТО Газпром 2-2.3-117-2007. Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн. Москва: ООО «ИРЦ Газпром».
5. Ермолаев, А. И., Ефимов, С. И., Миронов, Е. П., Легай, А. А. (2019). Обоснование предельных дебитов газовых скважин сеноманских залежей с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа устьевого оборудования. Наука и техника в газовой промышленности, 2(78), 38-45.
6. Veselovskiy, R. V., Dubinya, N. V., Ponomarev, A. V. (2022). Shared research facilities «petrophysics, geomechanics and paleomagnetism» of the Schmidt Institute of Physics of the Earth RAS. Geodynamics & Tectonophisycs, 13(2), 12.
7. Ефимов, С. И. (2020). Методика комплексной оценки предельной депрессии на пласт при эксплуатации газовых скважин. Наука и техника в газовой промышленности, 3(83), 19-25.
8. Тихоцкий, С. А., Фокин, И. В., Баюк, И. О. и др. (2007). Комплексные лабораторные исследования керна в ЦПГИ ИФЗ РАН. Наука и технологические разработки, 96(2), 17–32.
9. Порошин, М. А., Тананыхин, Д. С., Григорьев, М. Б. (2020). Анализ лабораторных методов исследования процесса пескопроявления при разработке нефтяных месторождений. Вестник Евразийской науки, 2, 2-3.
10. (1986). ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. Москва: Издательство стандартов.
11. Жуков, В. С. (2006). Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа. Бурение и нефть, 1, 8-9.
12. Khaksar, A., Asadi, M. S., Younessi, A. (2021, November). Comparison and validation of analytical and numerical sand production prediction methods with core tests and field sanding data. ARMA-IGS-21-060. In: ARMA/DGS/SEG International Geomechanics Symposium. American Rock Mechanics Association.
13. Aadnoy, B. S., Kaarstad, E., Goncalves, C. J. (2013, March). Obtaining both horizontal stresses from wellbore collapse. SPE-163563-MS. In: SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Jaeger, J. C., Cook, N. G. W. (1979). Fundamentals of rock mechanics. London: Chapman and Hall.
15. Дубиня, Н. В. (2019). Обзор скважинных методов изучения напряженного состояния верхних слоев земной коры. Физика Земли, 2, 137-155.
16. Попов, А. Н., Головкина, Н. Н., Исмаков, Р. А. (2005). Определение коэффициента бокового распора пористых горных пород по промысловым данным. Нефтегазовое дело, 4.
17. Oluyemi, G., Oyeneyln, B. (2010). Analytical critical drawdown (CDD) failure model for real time sanding potential prediction based on hoek and brown failure criterion. Journal of Petroleum and Gas Engineering, 1(2), 16-27.
18. Hoek, E., Brown, E. T. (1997). Practical estimates of rock mass strength. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 34 (8), 1165-1186.
19. Abass, H. H, Habbtar, A. H., Shebatalhamd, A. (2003, June). Sand control during drilling, perforation, completion and production. SPE-81492-MS. In: Middle East Oil Show. Society of Petroleum Engineers.
20. Завьялов, С. В., Сопнев, Т. В., Кушнирюк, В. Д. и др. (2018). Результаты исследования характеристик датчиков-сигнализаторов твердых примесей и жидкости при эксплуатации скважин с различными конструкциями вскрытия продуктивного горизонта. Нефтегазовое дело, 16(8), 11.
21. Завьялов, С. В., Кушнирюк, В. Д., Горлов, С. Н. и др. (2017). Телеметрический мониторинг режимов эксплуатации скважин Харвутинской площади ЯНГКМ в условиях выноса песка и жидкости с использованием датчиков-сигнализаторов ДСП-А. Газовая промышленность, 1, 12.
22. Назаров, С. И., Горлов, С. Н., Тябликов, А. В., Алимгафаров, Р. И. (2010). Методика автоматизированного контроля выноса жидкости и песка на сеноманских скважинах Ямбургского НГКМ в условиях падающей добычи газа. Москва: Газпром ВНИИГАЗ.

Məqalədə üfüqi quyulara maye axınının analitik tənliklərinin ümumiləşdirilməsi və icmalı verilmişdir. Faktiki məlumatların istifadəsi nəticəsində müəyyən edilmişdir ki, analitik tənliklər üfüqi quyularının debitinin dəqiq hesablanmasını və proqnozlaşdırmasını təmin etmir və bu məsələnin həll olunması üçün yeni yanaşmaların tətbiqi tələb olunur. Məqələdə, maşın öyrənmə metodlarının öyrədilməsi və tətbiqinə əsaslanan üfüqi quyularının debitini proqnozlaşdırılması üçün prinsip etibarı ilə yeni yanaşma təklif olunur. Model olaraq, tam əlaqəli birbaşa yayılan neyron şəbəkəsi istifadə edilmişdir. Faktiki və tam əlaqəli birbaşa yayılan neyron şəbəkəsindən istifadə edərək hesablanmış üfüqi quyuların debit dəyərlərini müqayisə edərkən onların korrelyasiya əmsalı 0.8-dən çox olan yüksək yaxınlaşması müəyyən edilmişdir. Gələcək tədqiqatlarda, üfüqi quyuların istismarının müxtəlif geoloji və fiziki şəraitində hesablanmasını və proqnozunu artırmaq üçün modelə daxil olan seçim və parametrlərin genişləndirilməsi planlaşdırılır.

Açar sözlər: üfüqi quyu; neft debiti; xətti reqressiya; süni neyron şəbəkə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Киселев, В. М., Кинсфатор, А. Р., Бойков, О. И. (2015). Прогноз оптимальных направлений горизонтальных стволов для разработки Юрубчено-Томоховского месторождения. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 14(15), 20–27.
2. Садыков, Р. Ш., Ибрагимова, Г. Г. (2016). Оптимизация разработки участков верхних горизонтов скважинами малого диаметра с горизонтальным окончанием. Нефтепромысловое дело, 9, 58–61.
3. Ашрафьян, М. О., Кривошей, А. В. (2007). Совершенствование технологии цементирования боковых стволов и скважин малого диаметра. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, 3, 34–38.
4. Таипова, В. А., Шайдуллин, А. А., Шамсутдинов, М. Ф. (2017). Горизонтальные скважины и гидроразрыв в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на примере НГДУ «АЗНАКАУВСК-НЕФТЬ» ПАО «ТАТНЕФТЬ». Георесурсы, 19(3), 198–203.
5. Бергенов, С. У., Чернова, О. С., Зипир, М. Г. (2020). Методика оценка ожидаемых запускных дебитов горизонтальных скважин на примере газоконденсатного месторождения. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(3), 207–212.
6. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3PS Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55–61.
7. Hazbeh, O., Aghdam, S. Kh., Ghorbani, H., et al. (2021). Comparison of accuracy and computational performance between the machine learning algorithms for rate of penetration in directional drilling well. Petroleum Research, 6(3), 271-282.
8. Старосветсков, В. В., Кашников, О. Ю. (2017). Особенности геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин в сложно построенных коллекторах (на примере месторождения им. В. Н. Виноградова). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2, 43–49.
9. Ovchinnikov, K. N., Kotenev, Yu. A., Sultanov, Sh. H., et al. (2022). Regulation of hydrocarbon production process based on dynamic tracer monitoring of horizontal well inflow profile. Georesursy, 24(4), 126–137.
10. Chen, P., Hu, C., Zou, P., et al. (2021). Pressure response of a horizontal well in tight oil reservoirs with stimulated reservoir volume. Lithosphere, 1, 5383603.
11. Azad, M., Ghaedi, M., Farasat, A., et al. (2022). Case study of hydraulic fracturing in an offshore carbonate oil reservoir. Petroleum Research, 7(4), 419-429.
12. Martyushev, D. A., Ponomareva, I. N., Zakharov, L. A., Shadrov, T. A. (2021). Application of machine learning for forecasting formation pressure in oil field development. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 332(10), 140-149.
13. Galkin, V. I., Ponomareva, I. N., Martyushev, D. A. (2021). Prediction of reservoir pressure and study of its behavior in the development of oil fields based on the construction of multilevel multidimensional probabilisticstatistical models. Georesursy, 23(3), 73–82.
14. Ponomareva, I. N., Galkin, V. I., Martyushev, D. A. (2021). Operational method for determining bottom hole pressure in mechanized oil producing wells, based on the application of multivariate regression analysis. Petroleum Research, 6(4), 351-360.
15. Raji, S., Dehnamaki, A., Somee, B., Mahdiani, M. R. (2022). A new approach in well placement optimization using metaheuristic algorithms. Journal of Petroleum Science and Engineering, 215, 110640.
16. Ramah, S. G., Othman, M. A., Nouh, A. Z., El-Kwidy, T. (2022). Prediction of fold-of-increase in productivity index post limited entry fracturing using artificial neural network. Petroleum Research, 7(2), 236-245.
17. Zhang, L., Dou, H., Wang, T., et al. (2022). A production prediction method of single well in water flooding oilfield based on integrated temporal convolutional network model. Petroleum Exploration and Development, 49(5), 1150-1160.
18. Zakharov, L. À., Martyushev, D. À., Ponomareva, I. N. (2022). Predicting dynamic formation pressure using artificial intelligence methods. Journal of Mining Institute, 253, 23-32.
19. Li, D., Liu, X., Zha, W., et al. (2020). Automatic well test interpretation based on convolutional neural network for a radial composite reservoir. Petroleum Exploration and Development, 47(3), 623-631.
20. Bahaloo, S., Mehrizadeh, M., Najafi-Marghmaleki, A. (2022). Review of application of artificial intelligence techniques in petroleum operations. Petroleum Research. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2022.07.002
21. Bhattacharyya, S., Vyas, A. (2022). Machine learning based rate decline prediction in unconventional reservoirs. Upstream Oil and Gas Technology, 8, 100064.
22. Veliyev, E. F., Shirinov, S. V., Mammedbeyli, T. E. (2022). Intelligent oil and gas field based on artificial intelligence technology. SOCAR Proceedings, 4, 70-75.
23. Bukhtoyarov, V. V., Nekrasov, I. S., Tynchenko, V. S., et al. (2022). Application of machine learning algorithms for refining processes in the framework of intelligent automation. SOCAR Proceedings, SI1, 12-20.
24. Wang, Z.-Z., Zhang, K., Chen, G.-D., et al. (2023). Evolutionary-assisted reinforcement learning for reservoir realtime production optimization under uncertainty. Petroleum Science, 20(1), 261-276.
25. Rashid, M., Luo, M., Ashraf, U., et al. (2023). Reservoir quality prediction of gas-bearing carbonate sediments in the Qadirpur field: Insights from advanced machine learning approaches of SOM and cluster analysis. Minerals, 13, 29.
26. Kang, J., Li, N.-Y., Zhao, L.-Q., et al. (2022). Construction of complex digital rock physics based on full convolution network. Petroleum Science, 19(2), 651-662.

Məqalədə yataqların işlənməsinin səmərəliliyinin artırılması üçün, sulaşdırma ilə birlikdə laya su-neft emulsiyası ilə təsirin həyata keçirilməsi təklif olunur. Neft layına göstərilən kompleks təsirin nəticələrinin qiymətləndirilməsi məqsədilə, axın xətlərinin fiksasiyası yolu ilə layda mayenin süzülməsinin riyazi modelləşməsinə əsaslanan metoddan istifadə olunmuşdur. Sürətli fəaliyyət göstərən riyazi model lay mühitində mayenin filtrasiya axınlarının hidrodinamiki göstəricilərinin paylanmasını hesablama və vizuallaşdırmaqla, məhsuldar laylara təsir prosesinin cari vəziyyətini kifayət qədər dəqiq qiymətləndirməyə imkan verir. Neft layına su-neft emulsiyası ilə təsir zamanı mayenin süzülməsinin mövcud vəziyyətinin lokal zonada həllin tətbiqi ilə daha təfərrüatlı nəticələr ilə qiymətləndirilməsi üçün təklif olunan metod, qeyri-müəyyənlik şəraitində - lay sistemini səciyyələndirən cari göstəricilərin geofiziki və hidrodinamiki (fiziki, mexaniki, litoloji və digər) məlumatların olmaması ilə meydana çıxan diaqnostik problemlərin həlli zamanı yaranan bir çox çətinliklərin qarşısını ala bilər.

Açar sözlər: neft layının sulaşdırılması; su emusiyası ilə təsir; cərəyan xəttləri; sıxışdırma cəbhəsi; su-neft emulsiyasının özlülüyü; diaqnostika; süzülmə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (2005). Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределен-ность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
2. Абасов, М. Т., Джалалов, Г. И., Джалилов, К. Н. и др. (1988). Гидрогазодинамика трещиноватых коллекторов. Баку: Эльм.
3. Джалалов, Г. И., Ханбабаева, М. Г., Дунямалыев, М. А. (2016). Гидрогазо­динамика процессов фильтрации флюидов в напряженно деформированных пластах. Германия, Саарбрюккен: Palmirium Аcademic Р
4. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
5. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. Манырин, В. Н., Швецов, И. А. (2002). Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: «Самарский Дом печати».
7. Чекалин, А. Н., Конюхов, В. М., Костерин, А. В. (2009). Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. Казань: КГУ.
8. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И. (2023). Визуализация распределения фильтрационных характеристик пластовой жидкости как способ контроля разработки нефтяных залежей. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
9. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологииповышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
10. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, Ocotber). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. Сулейманов, Б. А., Гусейнов, Н. И. (2019). Анализ состояния разработки месторождения на основе информационных показателей Фишера и Шеннона. Автоматика и телемеханика, 5, 118–135.
12. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С, Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2011). Анализ состояния разработки нефтяного месторождения на основе мультифрактального подхода. Нефтяное хозяйство, 2, 92-96.
13. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С, Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2012). Мультифрактальный анализ состояния разработки нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 2, 20-28.
14. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
15. Рзаева, С. Дж. (2021). Использование биологически активных рагентов в методах интенсификации добычи нефти. Scientific Petroleum, 1, 31-36.
16. Исмайылов, Г. Г., Гасымлы, A. M., Сафаров. Н. М. (2012). O возможности внутрипластового образования аномальных водонефтяных эмульсий и их применения для повышения эффективности процесса разработки. Известия НАН Азербайджана. Серия наук о Земле, 2, 62-6
17. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А. (2021). Влияние структуры наночастиц на эффективность применения эмульсий Пикеринга для увеличения нефтеотдачи. ANAS Transactions, 1, 82-92.
18. Huseynova, N. I. (2017). Hydrodynamic express monitoring of zonal impact on productive formations of oilfields, taking into account well interference. Oil and Gas Business, 15(3), 41-46.
19. Сафаров, Н. М. (2012). Mетод комплексирования с водоэмульсионным воздействием для повышения нефтеотдачи пласта. Международная премия «OFS Awards-2012» за лучшее инженерное решение / технология года в номинации «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва: Oilfield Services
20. Мазо, А. Б., Поташев, К. А. (2020). Суперэлементы. Моделирование разработки нефтяных месторождений. Монография. Москва: Инфра-М.
21. Шестаков, Р. А., Дульченко, А. А. (2022). Анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий. Neftegaz.Ru, 12(132), 64-69.
22. Сафаров, Н. М. (2013). О целесообразности применения технологии комплексирования с водоэмульсионным воздействием для повышения нефтеотдачи пласта. Материалы международной научно-практической конференции «Инновационное развитие нефтегазового комплекса Казахстана», Актау.

Neft-qaz yataqlarının işlənməsi zamanı nefti, qazı quyudibinə sıxışdırmaq üçün adətən su, CO₂, polimer məhlulları, SAM məhlulları laya vurulur. Lakin, layda yüksək keçirici kanalların, çatların mövcudluğu sıxışdırılma prosesinin effektivliyini azaldır. Laya vurulan mayelər adətən bu kanallar, çatlar ilə hərəkət edərək nefti yan keçir və beləliklə yüksək miqdarda neft layda sıxışdırlmamış qalır. Nanokompozit nanogellər sahəsində aparılmış son tədqiqatlarda onların su kanallarının izolyasiyası məqsədilə istifadəsində perspektiv nəticələr əldə olunmuşdur. Hazırki məqalədə, AM, AMPS və nanogilin sərbəst radikal polimerləşməsi hesabına yaradılmış nano əlavəli qabaqcadan hazırlanmış hissəcik geli (NC-PPG) tədqiq olunmuşdur. Nanogil hissəcikləri gel tərkibində fiziki tikici rolunu oynamış, polimer şəbəkəsinin məsamələrinin kiçilməsinə və termiki stabilliyin artmasına səbəb olmuşdur. Həmçinin müvafiq miqdarda əlavə olunmuş nanogil gelin şişməsini və mexaniki parametrlərini yaxşılaşdırmışdır. Lay suyu ilə uyğunluq testi və məsaməli mühitdə aparılan testlər göstərmişdir ki, təqdim olunmuş tərkib həm də duzluluğa qarşı dözümlüdür. Bütün əldə olunmuş nəticələr onu göstərir ki, NC-PPG işlənmənin son mərhələsində olan yataqlarda yüksək keçiricilikli kanalları bloklamaq potensialına malikdir, bu da öz növbəsində təqdim olunmuş gel tərkibinin su kanallarının izolyasiyası və Neftveriminin artırılması texnologiyaları üçün yararlı tərkib olduğunu sübut edir.

Açar sözlər: neftverimin artırılması; izafi suyun izolyasiyası; məsaməli kanalların bloklanması; qabaqcadan hazırlanmış hissəcik geli; nanogil; sıxışdırılma profili.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
2. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
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., Askerov, V. M., Aliyev, A. A. (2022). Enhanced oil recovery method for highly viscous oil reservoirs based on in-situ modification of physico-chemical properties. SOCAR Proceedings, SI2, 144-152.
5. Veliyev, E. F., Shirinov, S. V., Mammedbeyli, T. E. (2022). Intelligent oil and gas field based on artificial intelligence technology. SOCAR Proceedings, 4, 70-75.
6. Akhmetov , R. Т., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F., 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.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
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. 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.
10. Thomas, S. (2008). Enhanced oil recovery-an overview. Oil & Gas Science and Technology-Revue de l'IFP, 63(1), 9-19.
11. Yue, P., Jia, B., Sheng, J., et al. (2019). A coupling model of water breakthrough time for a multilateral horizontal well in a bottom water-drive reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, 317-330.
12. Li, C., Wang, H., Zhao, X., et al. (2022). Pridiction model of water breakthrough time of area well pattern in low permeability oilfield. Journal of Petrochemical Universities, 35(3), 63.
13. Ortiz Requena, J. R., Santiago Martinez, M. Y., Alshehhi, F. M., et al. (2021, September). Improving well and reservoir management practice through new flow control philosophy that prolongs the life of production wells affected by water breakthrough in a giant carbonate oil field, Abu Dhabi, United Arab Emirates. SPE-205978-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
14. Zhao, S., Pu, W., Wei, B., Xu, X. (2019). A comprehensive investigation of polymer microspheres (PMs) migration in porous media: EOR implication. Fuel, 235, 249-258.
15. Battiato, I., Ferrero V, P. T., O’Malley, D., et al. (2019). Theory and applications of macroscale models in porous media. Transport in Porous Media, 130, 5-76.
16. Jia, H., Xie, D. S., Kang, Z. (2020). Secondary surface modified laponite-based nanocomposite hydrogel for gas shutoff in wellbore. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191, 107116.
17. Yudhowijoyo, A., Rafati, R., Sharifi Haddad, A., et al. (2019, September). Developing nanocomposite gels from biopolymers for leakage control in oil and gas wells. SPE-195765-MS. In: SPE Offshore Europe Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Jia, H., Niu, C. C., Yang, X. Y. (2020). Improved understanding nanocomposite gel working mechanisms: From laboratory investigation to wellbore plugging application. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191, 107214.
19. Haruna, M. A., Amjad, M., Magami, S. M. (2021). Nanocomposites for enhanced oil recovery /in: Emerging nanotechnologies for renewable energy.
20. Narimani, A., Kordnejad, F., Hemmati, M., Duong, A. (2022). Synthesis, characterization, and rheological behavior of HPG graft poly (AM-co-AMPS)/GO nanocomposite hydrogel system for enhanced oil recovery. Journal of Dispersion Science and Technology, 1-13.
21. Wei, B., Mao, R., Tian, Q., et al. (2022). Performance evaluation of nanocellulose-engineered robust preformed particle gel upon extrusion through 1 to 1.5 mm bead-packed porous media. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 4, 1-16.
22. Brattekås, B., Seright, R., Ersland, G. (2020). Water leakoff during gel placement in fractures: extension to oil-saturated porous media. SPE Production & Operations, 35(02), 202-213.
23. Bai, B., Leng, J., Wei, M. (2022). A comprehensive review of in-situ polymer gel simulation for conformance control. Petroleum Science, 19(1), 189-202.
24. Yin, H., Yin, X., Cao, R., et al. (2022). In situ crosslinked weak gels with ultralong and tunable gelation times for improving oil recovery. Chemical Engineering Journal, 432, 134350.
25. Wang, Z., Bai, B., Sun, X., Wang, J. (2019). Effect of multiple factors on preformed particle gel placement, dehydration, and plugging performance in partially open fractures. Fuel, 251, 73-81.
26. Bai, B., Sun, X. (2020, August). Development of swelling-rate controllable particle gels to control the conformance of CO2 flooding. SPE-200339-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
27. Sagbana, P. I., Abushaikha, A. S. (2021). A comprehensive review of the chemical-based conformance control methods in oil reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11, 2233-2257.
28. Yan, T., Song, B., Pei, X., et al. (2020). Widely adaptable oil‐in‐water gel emulsions stabilized by an amphiphilic hydrogelator derived from dehydroabietic acid. Angewandte Chemie, 132(2), 647-651.
29. Zhu, D., Xu, Z., Sun, R., et al. (2021). Laboratory evaluation on temporary plugging performance of degradable preformed particle gels (DPPGs). Fuel, 289, 119743.
30. Esfahlan, M. S., Khodapanah, E., Tabatabaei-Nezhad, S. A. (2021). Comprehensive review on the research and field application of preformed particle gel conformance control technology. Journal of Petroleum Science and Engineering, 202, 108440.
31. Karadağ, E., Saraydin, D. (2002). Swelling of superabsorbent acrylamide/sodium acrylate hydrogels prepared using multifunctional crosslinkers. Turkish Journal of Chemistry, 26(6), 863-876.
32. Li, P., Kim, N. H., Lee, J. H. (2009). Swelling behavior of polyacrylamide/laponite clay nanocomposite hydrogels: pH-sensitive property. Part B: Engineering, 40(4), 275-283.
33. Pourjavadi, A., Mahdavinia, G. R. (2006). Superabsorbency, pH-sensitivity and swelling kinetics of partially hydrolyzed chitosan-g-poly (acrylamide) hydrogels. Turkish Journal of Chemistry, 30(5), 595-608.

İşlənmənin son mərhələsində olan yataqlardan izafi su hasilatı aktual problem olaraq qalmaqdadır. Məqalədə yeni, xüsusi qurğuya ehtiyac olmadan tətbiq oluna biləcək, selektiv izolyasiya texnologiyası təqdim olunmuşdur. Bu texnologiya üç fərqli məhlulun hazırlanması və müvafiq ardıcıllıqla çatlı lay modelinə vurulması haqqındadır. İlk maye məsaməli mühiti müvəqqəti izolyasiya edir və eyni zamanda çatlar boyunca sərbəst hərəkət edir. İkinci məhlul tikilmiş polimer gel məhluludur və hidravlik yarılma təzyiqindən aşağı təzyiqdə çatlı laya vurularaq çatları bloklayır. Üçüncü məhlul, ilk məhlulun yaratdığı müvəqqəti izolyasiyanı özündə həll edərək, məsaməli kanalların yenidən açılmasına səbəb olur. Tədqiqatlar yüksək təzyiq və yüksək temperaturlu lay modeli yaratmaq qabiliyyətinə malik olan avadanlıqda aparılmışdır. Yekun olaraq, çatlı laylar və ya yüksək anomaliyalı quyularda su kanallarının izolyasiyası üçün iqtisadi cəhətdən əlverişli texnologiya təqdim olunmuşdur. Texnologiya yüksək keçirici su kanalları ilə aşağı keçirici neft layları arasında keçiricilik fərqi yüksək olduqda daha effektiv nəticələr verir. Bundan başqa, texnologiya çatların effektiv şəkildə izolyasiyanını təmin etməklə bərabər, məsaməli zonaya minimal təsir edir. Məqalədə həmçinin texnologiyanın mədənlərdə tətbiq zamanı nəzərə alınmalı olan amillərdən bəhs olunur. Həmçinin, mədəndə tətbiq olunmazdan əvvəl tərkiblər laboratoriyada tətbiq olunacaq yatağa uyğun şəraitlərdə testlərdən keçirilməsi məsləhət görülür. Bu sayədə təqdim olunmuş texnologiyanın effektivliyi artırılmış olur.

Açar sözlər: su kanallarının izolyasiyası; müvəqqəti izoləedici reagent; gel tərkibi; lay modeli; keçiricilik arası fərq. 

Ədəbiyyat siyahısı

1. Aldhaheri, M., Wei, M., Alhuraishawy, A., Bai, B. (2021). Field performances, effective times, and economic assessments of polymer gel treatments in controlling excessive water production from mature oil fields. Journal of Energy Resources Technology, 143(8), 080804.
2. Wenling, L., Dakuang, H., Shuiqing, H., et al. (2009). Consideration and practice of reservoir geophysics techniques in development of mature oilfields with high water cut. Acta Petrolei Sinica, 30(4), 550.
3. Goudarzi, A., Zhang, H., Varavei, A., et al. (2013, April). Water management in mature oil fields using preformed particle gels. SPE-165356-MS. In: SPE Western Regional & AAPG Pacific Section Meeting 2013 Joint Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
4. Veliyev, E., Aliyev, A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 2021(1), 104-113.
5. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Guliyev, V. V., Naghiyeva, N. V. (2019, October). Water shutoff using crosslinked polymer gels. SPE-198351-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
7. Suleimanov, B. A., Gurbanov, А. Q., Tapdiqov, Sh. Z. (2022). Isolation of water inflow into the well with a thermosetting gel-forming. SOCAR Proceedings, 4, 21-26.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
10. 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(10), 107411.
11. Suleimanov, B. A., Ismayilov, R. H., Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
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. 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.
14. 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.
15. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
16. Dupuis, G., Bouillot, J., Templier, A., Zaitoun, A. (2015, November). Successful chemical water shut-off treatment in an Omani field heavy-oil well. SPE-177914-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Society of Petroleum Engineers.
17. Du, J., Wang, Q., Liu, P., et al. (2022). Nanocomposite gels for water shut-off and temporary plugging in the petroleum industry: a review. Petroleum Science and Technology, 1-36.
18. Kabir, A. H., Bakar, M. A., Salim, M. A., et al. (1999, April). Water/gas shut-off candidates selection. SPE-54357-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
19. Xindi, S. U. N., Baojun, B. A. I. (2017). Comprehensive review of water shutoff methods for horizontal wells. Petroleum Exploration and Development, 44(6), 1022-1029.
20. Sun, X., Ge, J., Zhang, G., et al. (2021). Self-emulsifying water shutoff agent based on fumed silica nanoparticles for high temperature horizontal gas wells. Petroleum Science and Technology, 39(1), 1-10.
21. Kabir, A. H. (2001, October). Chemical water & gas shutoff technology – an overview. SPE-72119-MS. In: SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Chung, T., Bae, W., Nguyen, N. T. B., et al. (2011). A review of polymer conformance treatment: A successful guideline for water control in mature fields. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 34(2), 122-133.
23. Di Lullo, G., Rae, P., Curtis, J. (2002, November). New insights into water control-a review of the state of the art – Part II. SPE-79012-MS. In: SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
24. Suleymanov, A. B., Shovgenov, A. D. (2021, October). Nano composite polymer composition for water shutoff treatment at high formation temperature. SPE-207066-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Elsharafi, M., Saleh, L., Alhaj, H. K. (2016, December). Microgels, bright water, and colloidal dispersion gel (CDG) applications in mature reservoirs. In: The 1st International Conference on Chemical, Petroleum, and Gas Engineering (ICCPGE 2016).
26. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Shovgenov, A. D. (2022). Well cementing: fundamentals and practices. Moscow-Izhevsk: ICS.
27. Farooqui, M. A. S. Z., Al-Rufaie, Y. A. (1998, February). Rigless techniques enhance the effectiveness and economics of water shut-off. SPE-39511-MS. In: SPE India Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.

Tədqiqatda bakteria və portlandsement əsaslı öz-özünü bərpa edən sement tərkibi hazırlanmış və müxtəlif temperaturlarda tədqiq olunmuşdur. Nəticələr göstərir ki, kalsium laktat və bakterianın əlavəsi sementin möhkəmliyin qısa müddətdə yaranmasına gətirib çıxarır, lakin sıxılmaya qarşı müqavimətin son qiymətinə təsir etmir. Çatların qalınlığının tədqiqi göstərmişdir ki, daha qalın çatlar daha gec bərpa olunur, nəinki, qalınlığı az olan çatlar. Bərpa əsasən ilk 15 gündə baş verir, 15-60 günlər arasında bərpanın faizlə nisbəti çox kiçik olur. Tədqiqatlar həmçinin göstərmişdir ki, çox aşağı temperaturlarda sementin bərpa olunması müşahidə olunmur və ən çox bərpa 25oC temperaturda müşahidə olunmuşdur. Son olaraq, sement nümunələrinin saxlandığı suyun xromotoqraf analizi göstərmişdir ki, bərpa reaksiyası üçün kənar mənbələrdən kalsium tələb olunur.

Açar sözlər: öz-özünü bərpa edən sement; karbon emissiyası; bakteria; kalsium laktat; Portland sement.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Nguyen, T. H., Ghorbel, E., Fares, H., Cousture, A. (2019). Bacterial self-healing of concrete and durability assessment. Cement and Concrete Composites, 104, 103340.
2. Van Oss, H. G., Padovani, A. C. (2002). Cement manufacture and the environment: part I: chemistry and technology. Journal of Industrial Ecology, 6(1), 89-105.
3. Van Oss, H. G., Padovani, A. C. (2003). Cement manufacture and the environment part II: environmental challenges and opportunities. Journal of Industrial Ecology, 7(1), 93-126.
4. Devi, K. S., Lakshmi, V. V., Alakanandana, A. (2017). Impacts of cement industry on environment. An overview. Asia Pacific Journal of Research, 1, 156-161.
5. Huntzinger, D. N., Eatmon, T. D. (2009). A life-cycle assessment of Portland cement manufacturing: comparing the traditional process with alternative technologies. Journal of Cleaner Production, 17(7), 668-675.
6. Mohamad, N., Muthusamy, K., Embong, R., et al. (2022). Environmental impact of cement production and Solutions: A review. Materials Today: Proceedings, 48, 741-746.
7. 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.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Shovgenov, A. D. (2022). Well cementing: fundamentals and practices. Moscow-Izhevsk: ICS.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
10. Suleimanov, B. A. (2006). Specific features of heterogenous systems flow. Moscow-Izhevsk: ICS.
11. 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.
12. Aliyev, A. A. (2021). Improvement of rheological properties of alkaline-activated geopolymers using anhydrous-based process fluids. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, (3 (80)), 60-67.
13. 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.
14. Vrålstad, T., Skorpa, R., Werner, B. (2019, March). Experimental studies on cement sheath integrity during pressure cycling. SPE-194171-MS. In: SPE/IADC International Drilling Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
15. Kuanhai, D., Yue, Y., Yi, H., et al. (2020). Experimental study on the integrity of casing-cement sheath in shale gas wells under pressure and temperature cycle loading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107548.
16. Zhang, H., Xu, Y., Gan, Y., et al. (2019). Combined experimental and numerical study of uniaxial compression failure of hardened cement paste at micrometre length scale. Cement and Concrete Research, 126, 105925.
17. Austin, S., Robins, P., Pan, Y. (1999). Shear bond testing of concrete repairs. Cement and concrete research, 29(7), 1067-1076.
18. Jingtai, N., Youwen, P., Congcong, W., Bowen, W. (2012). Cement loop damage-based fracture mechanism during repair of casing failure well. Procedia Earth and Planetary Science, 5, 322-325.
19. Zhang, W., Zheng, Q., Ashour, A., Han, B. (2020). Self-healing cement concrete composites for resilient infrastructures: A review. Composites Part B: Engineering, 189, 107892.
20. Ferrara, L., Van Mullem, T., Alonso, M. C., et al. (2018). Experimental characterization of the self-healing capacity of cement based materials and its effects on the material performance: A state of the art report by COST Action SARCOS WG2. Construction and Building Materials, 167, 115-142.
21. Muhammad, N. Z., Shafaghat, A., Keyvanfar, A., et al. (2016). Tests and methods of evaluating the self-healing efficiency of concrete: A review. Construction and Building Materials, 112, 1123-1132.
22. Jonkers, H. M., Thijssen, A., Muyzer, G., et al. (2010). Application of bacteria as self-healing agent for the development of sustainable concrete. Ecological Engineering, 36(2), 230-235.
23. Vijay, K., Murmu, M., Deo, S. V. (2017). Bacteria based self healing concrete – A review. Construction and Building Materials, 152, 1008-1014.
24. Jonkers, H. M., Schlangen, E. (2008). Development of a bacteria-based self healing concrete. Tailor Made Concrete Structures, 1, 425-430.
25. Luo, M., Qian, C. X., Li, R. Y. (2015). Factors affecting crack repairing capacity of bacteria-based self-healing concrete. Construction and Building Materials, 87, 1-7.
26. Jogi, P. K., Lakshmi, T. V. (2021). Self healing concrete based on different bacteria: a review. Materials Today: Proceedings, 43, 1246-1252.
27. Lee, Y. S., & Park, W. (2018). Current challenges and future directions for bacterial self-healing concrete. Applied Microbiology and Biotechnology, 102, 3059-3070.
28. Williams, S. L., Kirisits, M. J., Ferron, R. D. (2017). Influence of concrete-related environmental stressors on biomineralizing bacteria used in self-healing concrete. Construction and Building Materials, 139, 611-618.
29. Wiktor, V., Jonkers, H. M. (2011). Quantification of crack-healing in novel bacteria-based self-healing concrete. Cement and Concrete Composites, 33(7), 763-770.
30. Tziviloglou, E., Wiktor, V., Jonkers, H. M., Schlangen, E. (2016). Bacteria-based self-healing concrete to increase liquid tightness of cracks. Construction and Building Materials, 122, 118-125.

Laya oksigen tərkibli qazın vurulması nəticəsində ekzotermik reaksiyanın başlanması və neftin aşağı temperaturda oksidləşməsinə əsaslanan neft yatağının işlənməsi üsulu təklif olunur. Quyuya kalium duzunun və sulfat turşusunun sulu məhlullarının ardıcıl vurulmasını əhatə edən üsulda sulfat turşusunun sulu məhlulu vurulmazdan əvvəl laya yüngül neft və ya qaz kondensatı vurulur. Bundan əlavə, laya hava və onu sıxışdırmaq üçün su vurulur. Üsulda kalium duzunun sulu məhlulu kimi kalium bixromatın 16% sulu məhlulundan istifadə olunur. Təklif olunan texnologiyanın tətbiqi layda temperaturun 200 °С-dən yuxarı yüksəlməsi və sixilma əmsalının 19.7%-ə qədər artmasına səbəb olmuşdur.

Açar sözlər: termokimyəvi təsir; hasilatın intensivləşdirilməsi; aşağıtemperaturlu lay; neftvermənin artırılması; oksidləşmə; neftin sıxışdırılması.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Chen, Z., Wang, L.,Tang, L., Huang, A. (2012). Low temperature oxidation experiments and kinetic model of heavy oil. Advances in Petroleum Exploration and Development, 4(2), 58–62.
2. Хлебников, В. Н., Зобов, П. М., Антонов, С. В., Рузанова, Ю. Ф. (2008). Исследование термогазового метода добычи нефти. Кинетические закономерности автоокисления нефти пластов юрского возраста. Башкирский химический журнал, 2008, 15(4), 105-110.
3. Зимин, А. С., Соснин, В. А., Заволжский, В. Б. и др. (2016). Моделирование процессов тепло- и газовыделения при разложении бинарных систем в технологии добычи нефти и газа. Вестник технологического университета, 19, 123-127.
4. Мамыкин, А. А., Муллагалин, И. З., Харисов, Р. Я. (2016). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ № 2587203.
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley &
6. Сулейманов, Б. А. (2006) Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
7. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
8. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326
10. 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(10), 107411.
11. Suleimanov, B. A, Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140
12. Suleimanov, B. A., Ismayilov, H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
13. Suleimanov, B. A., Suleymanov, A. A., Abbasov, E. M., Baspayev, E. T. (2018) A mechanism for generating the gas slippage effect near the dewpoint pressure in a porous media gas condensate flow. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 237-248.
14. Suleimanov, B. A., Abbasov, E. M., Sisenbayeva, M. R. (2017). Mechanism of gas saturated oil viscosity anomaly near to phase transition point. Physics of Fluids, 29, 012106.
15. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2023) Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
16. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2016). Effect of copper nanoparticle aggregation on the thermal conductivity of nanofluids. Russian Journal of Physical Chemistry A, 90(2), 420–428.
17. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф. (2022). Механизм повышения нефтеотдачи пласта нанофлюидами. SOCAR Proceedings, 3, 28-37.
18. Vəliyev, F. F. (2022). Qazma məhlullarının spesifik xassələrinin yeni sintez olunmuş polimer əlavələrlə tənzimlənməsi. Scientific Petroleum, 1, 42-45.
19. Гаибова, А. Г., Аббасов, М. M. (2022). Исследования инновационного водо-изоляционного состава на основе карбамид-формальдегидной смолы. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
20. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
21. Хлебников, В. Н., Волошин, А. И., Телин, А. Г., Боксерман, А. А. (2006). Способ повышения нефтеотдачи месторождения. Патент РФ № 2277632.
22. Боксерман, А. А., Бернштейн, А. М., Полковников, В. В. И др. (1996). Способ разработки нефтяного месторождения. Авторское свидетельство СССР № 1241748.
23. Бруслов, А. Ю., Горбунов, А. Т., Шахвердиев, А. Х. и др. (1994). Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ № 2023874.
24. Сулейманов, В. А., Ибрагимов, Х. М., Рзаева, С. Д. и др. (2022). Способ разработки нефтяной залежи. Евразийский патент EA039711.

Təqdim olunan məqalədə dəyişdirilmiş karbon nanoborucuqlarının neftçıxarma əmsalını (NÇƏ) artırmaq üçün istifadə olunan müxtəlif reaqentlərə təsiri öyrənilmişdir. Nanoborucuqların tədqiq olunan reagentlərdə köpükün sabitləşməsinə kömək etməsi müəyyən edilmişdir, bu da NÇƏ artmasına müsbət təsir göstərmişdir.

Açar sözlər: nanotexnoloqiyalar; neftçıxarma əmsalının artırılması; karbon nanoburucuqları.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 431-437.
2. Шамилов, В. М., Бабаев, Э. Р. (2019). Биоцидная композиция на основе наночастиц меди для нефтяной промышленности. SOCAR Proceedings, 1, 46-50.
3. Исмагилова, В. С. (2020). Использование нанотехнологий при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых, 2, 150-156.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley &
5. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
6. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
7. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326
9. 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(10), 107411.
10. Suleimanov, B. A, Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140
11. Suleimanov, B. A., Ismayilov, H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
12. Suleimanov, B. A., Suleymanov, A. A., Abbasov, E. M., Baspayev, E. T. (2018) A mechanism for generating the gas slippage effect near the dewpoint pressure in a porous media gas condensate flow. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 237-248.
13. Suleimanov, B. A., Abbasov, E. M., Sisenbayeva, M. R. (2017). Mechanism of gas saturated oil viscosity anomaly near to phase transition point. Physics of Fluids, 29, 012106.
14. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2023) Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
15. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2016). Effect of copper nanoparticle aggregation on the thermal conductivity of nanofluids. Russian Journal of Physical Chemistry A, 90(2), 420–428.
16. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф. (2022). Механизм повышения нефтеотдачи пласта нанофлюидами. SOCAR Proceedings, 3, 28-37.
17. Vəliyev, F. F. (2022). Qazma məhlullarının spesifik xassələrinin yeni sintez olunmuş polimer əlavələrlə tənzimlənməsi. Scientific Petroleum, 1, 42-45.
18. Гаибова, А. Г., Аббасов, М. M. (2022). Исследования инновационного водо-изоляционного состава на основе карбамид-формальдегидной смолы. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
19. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
20. Sircar, A., Rayavarapu, K., Bist, N., et al. (2022). Applications of nanoparticles in enhanced oil recovery. Petroleum Research, 7(1), 77-90.
21. Ogolo, N. A., Olafuyi, O. A., Onyekonwu, M. O. (2012). Enhanced oil recovery using nanoparticles. SPE-160847-MS. In: SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
22. Razavinezhad, J., Jafari, A., Elyaderani, S. (2022). Experimental investigation of multi-walled carbon nanotubes assisted surfactant/polymer flooding for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 214, 110370.
23. Шамилов, В. М. (2022). Получение модифицированных многостенных углеродных нанотрубок и их применение для интенсификации нефтедобычи. SOCAR Proceedings, 1, 84-88.
24. Ghalamizade, S., Jafari, A., Razavi, J. (2019). Experimental investigation of mechanisms in functionalized multiwalled carbon nanotube flooding for enhancing the recovery from heavy-oil reservoirs. SPE Journal,24(06), 2681-2694.
25. Башкирцева, Н. Ю., Куряшов, Д. А., Мингазов, Р. Р. И др. (2020). Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных ПАВ. Патент РФ № 2716070.
26. Krämer, C., Kowald, T. L., Butters, V., Trettin, R. H. F. (2016). Carbon nanotube-stabilized three-phase-foams. Journal of Materials Science, 51, 3715–3723.
27. Li, X., Pua, Ch., Bai, Y., Huang, F. (2022). Effect of surfactant types on the foam stability of multiwalled carbon nanotube stabilized foam. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 648, 129389. 

Nahamarlıq hidravlik təzyiqin düşməsinə təsir göstərdiyi, mühitin axınının hərəkətinə müqavimət gücünü artırdığı bilinir. Nahamar səthlərdə sərhəd təbəqənin əmələ gəlməsi mayenin dinamikasına və konvektiv axınlarda istilik mübadiləsi prosesinə əhəmiyyətli dərəcədə təsir edir, sürət profilində pozulmalara səbəb olur və səthi gərilməyə, turbulent qarışmaya və istilik mübadiləsinə təsir göstərir. Turbulent axının öyrənilməsi sahəsində çoxlu sayda eksperimental və CFD tədqiqatlarının olmasına baxmayaraq, bu məsələnin tam nəzərdən keçirilməsi mövcud deyil. Bunu nəzərə alaraq, turbulent flüid axınında nahamar səthin təsirinin öyrənilməsi ilə bağlı tədqiqatları sistemləşdirmək lazımdır. Əksər hallarda nahamarlıq yalnız bir miqyaslama parametrindən - statistik parametrlərlə ifadə oluna bilən qum dənəciyinin ekvivalent nahamarlılığın hündürlüyündən istifadə etməklə kəmiyyətcə ölçülür. Bu məqalə nahamar səthlərin parametrləri və xüsusiyyətləri haqqında məlumatların icmalı və ümumiləşdirilməsi təqdim edilir. Korrelyasiya metodu, nahamar profilinin mailliyinin orta-kvadrat sapmasından, həmçinin ikinci axının qapalı məkanda istilik daşıyıcısı axınına təsirindən istifadə edilir. Bu tədqiqatın nəticələri diskret nahamar səthlər şəklində intensifikatorlardan istifadə edərək termal destruksiya reaktorlarında istilik mübadiləsini intensivləşdirmək üçün istifadə edilə bilər.

Açar sözlər: diskret nahamarlıq səthiləri; termokontakt səth; nahamar səth; turbulent axın; piroliz reaktoru; termiki destruksiya; istilik mübadiləsi aparatı.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., et al. (2021). Simulating the hydrocarbon waste pyrolysis in reactors of various designs. SOCAR Proceedings, 2, 1-7.
2. Mohammadi, A., Floryan, J. (2013). Pressure losses in grooved channels. Journal of Fluid Mechanics, 725, 23-54.
3. Eckert, M. (2021). Pipe flow: a gateway to turbulence. Archive for History of Exact Sciences. 75, 249–282.
4. Bons, J. P. (2010). A review of surface roughness effects in gas turbines. Journal of Turbomachinery, 132(2), 16.
5. Stripf, M., Schulz, A., Bauer, H. J. (2008). Modeling of rough-wall boundary layer transition and heat transfer on turbine airfoils. Journal of Turbomachinery, 130(2), 11.
6. McClain, S. T., Vargas, M., Tsao, J. C., Broeren, A. (2019). Influence of freestream temperature on ice accretion roughness SAE. Technical Papers - Publications - SAE International, 2(1), 227-237.
7. Liu, Y., Zhang, K., Tian, W., Hu, H. (2020). An experimental investigation on the dynamic ice accretion and unsteady heat transfer over an airfoil surface with embedded initial ice roughness. International Journal of Heat and Mass Transfer, 146, 118900.
8. Forooghi, P., Weidenlener, A., Magagnato, F., et al. (2018). DNS of momentum and heat transfer over rough surfaces based on realistic combustion chamber deposit geometries. International Journal of Heat and Fluid Flow, 69, 83-94.
9. Schultz, M. P. (2007). Effects of coating roughness and biofouling on ship resistance and powering. Biofouling, 23, 331-341.
10. Walker, J. M., Flack, K. A., Lust, E. E., et al. (2014). Experimental and numerical studies of blade roughness and fouling on marine current turbine performance. Renewable Energy, 66, 257-267.
11. Li, J., Tsubokura, M., Tsunoda, M. (2017). Numerical investigation of the flow past a rotating golf ball and its comparison with a rotating smooth sphere. Flow, Turbulence Combustion, 99(3), 837-864.
12. Oeffner, J., Lauder, G.V. (2012). The hydrodynamic function of shark skin and two biomimetic applications. Journal of Experimental Biology, 215(5), 785-795.
13. Suleimanov, B. A., Ismayilov, R. H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni₅(μ₅-pppmda)₄Cl₂] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
14. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Valiyev, F. F., et al. (2019). Thermal-conductivity enhancement of microfluids with Ni3(µ3-ppza)4Cl2 metal string complex particles. ASME Journal of Heat Transfer, 141, 012404.
15. Shu, L., Li, H., Hu, Q., et al. (2018). Study of ice accretion feature and power characteristics of wind turbines at natural icing environment. Cold Regions Science and Technology, 147, 45-54.
16. Lien, F. S., Yee, E., Cheng, Y. (2004). Simulation of mean flow and turbulence over a 2D building array using high-resolution CFD and a distributed drag force approach. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 92(2), 117-158.
17. Finnigan, J. (2000). Turbulence in plant canopies. Annual Review of Fluid Mechanics, 32, 519-571.
18. Абдуллаев, В. Дж., Гамзаев Х. М. (2022). Численный метод определения коэффициента гидравлического сопротивления двухфазного потока в газлифтной скважине. SOCAR Proceedings, 1, 56-60.
19. Башмур, К. А., Петровский, Э. А., Тынченко, В. С. и др. (2021). Влияние гидроциклона-демпфера с рельефом поверхности на разделительную способность текучих неоднородных систем. SOCAR Proceedings, 2, 13-20.
20. Coceal, O., Belcher, S. E. (2004). A canopy model of mean winds through urban areas. Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society, 130(599), 1349-1372.
21. Cheng, H., Castro, I. P. (2002). Near wall flow over urban-like roughness. Boundary-Layer Meteorology, 104(2), 229-259.
22. Roth, M. (2007). Review of atmospheric turbulence over cities. Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society, 126(564), 941-990.
23. Barlow, J. F., Coceal, O. (2008). A review of urban roughness sublayer turbulence. Technical Report. Met Office.
24. Domel, A. G., Saadat, M., Weaver, J. C., et al. (2018). Shark skin-inspired designs that improve aerodynamic performance. Journal of the Royal Society Interface, 15(139), 20170828.
25. Liu, G., Yuan, Z., Qiu, Z., et al. (2020). A brief review of bio-inspired surface technology and application toward underwater drag reduction. Ocean Engineering, 199(1), 106962.
26. Li, P., Guo, D., Huang, X. (2020). Heat transfer enhancement, entropy generation and temperature uniformity analyses of shark-skin bionic modified microchannel heat sink. International Journal of Heat and Mass Transfer, 146, 118846.
27. Liu, W., Ni, H., Wang, P., Zhou, Y. (2020). An investigation on the drag reduction performance of bioinspired pipeline surfaces with transverse microgrooves. Beilstein Journal of Nanotechnology, 11(1), 24-40.
28. Dean, B., Bhushan, B. (2010). Shark-skin surfaces for fluid-drag reduction in turbulent flow: a review. Philosophical Transactions of the Royal Society a Mathematical Physical and Engineering Sciences, 368(1929), 4775-4806.
29. Soleimani, S., Eckels, S. (2021). A review of drag reduction and heat transfer enhancement by riblet surfaces in closed and open channel flow. International Journal of Thermofluids, 9(1), 100053.
30. Liang, G., Mudawar, I. (2019). Review of pool boiling enhancement by surface modification. International Journal of Heat and Mass Transfer, 128, 892-933.
31. Alnaimat, F., AlHamad, I. M., Mathew, B. (2021). Heat transfer intensification in MEMS two-fluid parallel flow heat exchangers by embedding pin fins in microchannels. International Journal of Thermofluids, 9, 100048.
32. Boomsma, A., Sotiropoulos, F. (2016). Direct numerical simulation of sharkskin denticles in turbulent channel flow. Physics of Fluids, 28(3), 035106.
33. Sharma, S. K., Kalamkar, V. R. (2015). Thermo-hydraulic performance analysis of solar air heaters having artificial roughness–a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 41, 413-435.
34. Gawande, V. B., Dhoble, A. S. A., Zodpe, D. B. B. (2014). Effect of roughness geometries on heat transfer enhancement in solar thermal systems – a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 32, 347-378.
35. Alam, T., Kim, M. H. (2017). A critical review on artificial roughness provided in rectangular solar air heater duct. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 69, 387-400.
36. Ahmad, D., van den Boogaert, I., Miller, J., et al. (2018). Hydrophilic and hydrophobic materials and their applications, energy sources, part a recover. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects, 40, 2686-2725.
37. Quéré, D. (2008). Wetting and roughness. Annual Review of Materials Research, 38(1), 71-99.
38. Bammert, K., Sandstede, H. (1976). Influences of manufacturing tolerances and surface roughness of blades on the performance of turbines. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 98(1) 29–36.
39. Koch, C. C., Smith, L. H. (1976). Loss sources and magnitudes in axial-flow compressors. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 98, 411-424.
40. Abdullayev, V. J. (2021). New approach for two-phase flow calcuation of artifical lift. SOCAR Proceedings, 1, 49-55.

Mərkəzdənqaçma elektrik nasos qurğuları ilə quyu istismarının müasir şəraiti nasos qurğusunun qəbulunda qazın separasiyası ehtiyacı ilə müşayiət olunur, həm də təbii separasiya quyu məhsullarının çıxarılması üçün texnoloji normanın təmin edilməsində kifayət olmaya bilər, buna görə də qaz separatorları elektrik mərkəzdənqaçma nasos qurğusunun tərkibində istifadə olunur. Elmi mənbələrin təhlili və öz tədqiqatlarımızın nəticələri göstərir ki, hazırda müxtəlif standart ölçülü mərkəzdənqaçma elektrik nasos qurğuları (MENQ) ilə təchiz olunmuş quyuların iş şəraitinə uyğun müxtəlif modifikasiyalı qaz separatorlarının seçilməsinin vahid metodu yoxdur, yəni, MENQ tərkibində qaz separatorunun seçilməsi onun məhsuldarlığı və konstruksiyası ilə bağlı fraqmentar məlumatlar əsasında həyata keçirilir ki, bu da qəbuledilməzdir və bəzi hallarda qəza vəziyyətinin baş verməsi səbəbindən təhlükəlidir. Məqalədə çox sayda statistik məlumatların, öz eksperimental və mədən tədqiqatlarımızın nəticələrinin ümumiləşdirilməsi əsasında mərkəzdənqaçma elektrik nasos qurğusunun tərkibində qaz separatorunun səmərəliliyinin proqnozlaşdırılması metodikası təsvir edilmişdir.

Açar sözlər: qaz separatoru; qazlılıq; mərkəzdənqaçma elektrik nasos qurğusu (MENQ); separasiya səmərəliliyi; neftin quyu ilə çıxarılması; separasiya əmsalı

Ədəbiyyat siyahısı

1. Дроздов, А. Н. (2008). Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
2. Лунев, Н. В. (2011). Опыт эксплуатации ВЭД, ЭЦН 5-й группы, фазопреобразователей и вихревых газосепараторов в условиях месторождений ТНК-ВР. Инженерная практика, 5, 12-23.
3. Герасимов, В. В. (2012). Высоконадежное оборудование для работы в осложненных условиях. Инженерная практика, (2), 18-25.
4. Drozdov, A. N., Verbitckiy, V. S., Dengaev, A. V., et al. (2008, October). Rotary gas separators in high GOR wells, field and lab tests comparison. SPE-117415-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
5. Губкин, А. Н., Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. (1994). Промысловые испытания газосепаратора МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 5, 60-62.
6. Игревский, В. И., Дроздов, А. Н., Ляпков, П. Д. (1987). Опыт внедрения газосепараторов к УЭЦН в ПО «Варьеганнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 12, 49-51.
7. Желтов, Ю. П., Мищенко, И. Т. (1986). Отчет по НИР «Разработка и усовершенствование технологических методов повышения нефтеотдачи пластов и технических средств интенсификации добычи нефти с использованием внутрипластовых и термохимических процессов. Приложение 3. Исследование и усовершенствование оборудования и технологии добычи и промышленного сбора нефти на месторождениях, разрабатываемых с применением термохимических методов воздействия на пласт (промежуточный)». Том IV. Москва: МИНГ имени И.М. Губкина.
8. Gadbrashitov, I. F., Sudeyev, I. V. (2006, OCtober). Generation of curves of effective gas separation at the ESP intake on the basis of processed real measurements collected in the Priobskoye oil field. SPE-102272-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
9. Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. (1994). Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МНГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 8, 44-48.
10. Сальманов, Р. Г. (1990) Разработка газосепараторов высокой пропускной способности для УЭЦН и определение области их эффективного применения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
11. Lea, J. F., Bearden, J. L. (1982). Gas separator performance for submersible pump operation. Journal of Petroleum Technology, 34(06), 1327-1333.
12. Сокорев, В. Н. (1992). Исследование процесса сепарации газа в условиях искусственной кавитации с целью создания газосепараторов к погружным центробежным насосам с учетом структуры нефтегазовых смесей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
13. Деньгаев, А. В. (2005). Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
14. Игревский, Л. В. (2002). Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
15. Маркелов, Д. В. (2007). Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приёмных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
16. Минченко, Д. А., Якимов, С. Б., Носков А. Б. и др. (2019). Проект внедрения газосепараторов электроцентробежных насосов с меньшей потребляемой мощностью: подготовка и начало реализации. Нефтяное хозяйство, 11, 64-67.
17. Alhanati, F. J. S., Doty, D. R. (1994, September). A simple model for the efficiency of rotary separators. SPE-28525-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Мусинский, А. Н. (2018). Сепарационная характеристика современных центробежных погружных газосепараторов. Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горношахтного и нефтепромыслового оборудования, 1, 282-287.
19. Harun, A. F., Prado, M. G., Doty, D. R. (2003, March). Design optimization of a rotary gas separator in ESP systems. SPE-80890-MS. In: SPE Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
20. Harun, A. F., Prado, M. G., Shirazi, S. A., Doty, D. R. (2000, October). An improved model for predicting separation efficiency of a rotary gas separator in ESP systems. SPE-63044-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
21. Волков, М. Г., Михайлов, В. Г., Петров, П. В. (2012). Исследование влияния структуры газожидкостной смеси на эффективность процесса сепарации газа в центробежном газосепараторе. Вестник УГАТУ, 16(5), 93-99.
22. Михайлов, В. Г., Петров, П. В. (2008). Математическая модель сепарации газа в рабочей камере роторного газосепаратора. Вестник УГАТУ, 10(1), 21-29.
23. Abbariki, G., Riasi, A., Rezghi, A. (2020). Surrogate-based optimization for the design of rotary gas separator in ESP systems. SPE Production & Operations, 35(03), 497-509.
24. Derakhshan, S., Riahi, F., Bashiri, M. (2018). Efficiency improvement of a rotary gas separator by parametric study and gas/liquid-flow analysis. SPE Production & Operations, 33(02), 320-335.
25. Мусинский, А. Н. (2021). Разработка и исследование вихревых газосепараторов для высокодебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет.
26. Ляпков, П. Д. (1987). Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Москва: МИНГ.
27. Ляпков, П. Д., Игревский, В. И., Дроздов, А. Н. (1989). Исследование работы газосепаратора 1МНГ5 к УЭЦН на вязких газожидкостных смесях. Нефтяное хозяйство, 4, 41-44.
28. Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. (1994). Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МНГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 8, 44-48.
29. Lackner, G., Doty, D. R., Shirazi, S. A., Schmidt, Z. (1999, March). Effect of viscosity on downhole gas separation in a rotary gas separator. SPE-52160-MS. In: SPE Mid-Continent Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
30. Shakirov, A. M. (2011, February). An accurate model to predict natural separation efficiency based on common data. MEALF-00098. In: Middle East Artificial Lift Forum, Bahrain.
31. Шакиров, А. М. (2011). Модель естественной сепарации свободного газа у приёма погружного оборудования. Нефть, газ и бизнес, 6, 27-30.
32. Márquez, R. (2004). Modeling downhole natural separation. PhD dissertation. Tulsa.
33. UNIFLOC VBA. https://github.com/unifloc/unifloc_vba

Məqalədə boru-beton elementlərinin gərginlik-deformasiya vəziyyətinin və sıxılma zamanı yük götürmə qabiliyyətinin tədqiqatlarının nəticələri təqdim olunur. Tədqiqatlar borunun içərisində sıxılmış beton özəyi üçün Avrokodda təklif olunan gərginlik və deformasiya arasındakı əlaqəni əks etdirən kəsir-rasional diaqramdan və elementin əyilmə qabliyyəti ilə sıxıcı qüvvənin ekssentrikliyinin ixtiyari qiymətində axımaya meyilliyinin məhdudlaşmış sahəsi üçün qurulan simmetrik iki xəttli diaqramdan istifadə etməklə aparılmışdır. Aparılmış tədqiqatlar əsasında sıxılmış boru-beton elementlərin gərginlikdeformasiya vəziyyətini və yük götürmə qabiliyyətini təyin etmək üçün effektiv ədədi texniki üsul işlənib hazırlanmışdır. Hesablama metodunu qurularkən, məsələnin həlli beton nüvənin sıxılmış üzünün ən çox gərginlikli hissəsində deformasiya səviyyəsi giymətləndirilir və bu bölmədə neytral oxun mövqeyi ilə bağlı qeyri-xətti cəbri tənliklər sisteminin həllinə gətirib çıxaır. Təklif olunan hesablama metodunun səmərəliliyi çoxsaylı ədədi təcrübələrlə təsdiq edilmişdir. Göstərilmiıdir ki, elementin axmaya meyilliyindən və sıxıcı qüvvənin ekssentrikliyindən asılı olaraq, yük götürmə qabiliyyətinin itirilməsi anında polad borunun işi həm elastik, həm də elastik-plastik xarakterli ola bilər və bu xarakterin təyini yalnız təklif olunan ümumi metoda uyğun hesablamalarla aparıla bilər.

Açar sözlər: beton; polad boru; «yük götürmə-əyilmə» qrafiki; deformasiya; gərginlik; əyilmə; gərginlikdeformasiya vəziyyəti; yük götürmə qabiliyyəti; ekssentriklik.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Санжаровский, Р. С., Веселов, А. А. (2002). Теория расчета строительных конструкций на устойчивость и современные нормы. Санкт-Петербург, Москва: АСВ.
2. Беглов, А. Д., Санжаровский, Р. С. (2006). Теория расчета железобетонных конструкций на прочность и устойчивость. Современные нормы и Евростандарты. Санкт-Петербург, Москва: АСВ.
3. Гаджиев, М. А. (2006). Несущая способность внецентренно сжатых железобетонных элементов кольцевого сечения. Вестник гражданских инженеров, 2(8), 33-38.
4. Шеховцев, В. А., Гусейнов, И. Г. (2003). Несущая способность морских стационарных платформ. Санкт- Петербург: ПГАСУ.
5. Карпенко, Н. И., Травуш, В. И., Карпенко, С. Н. и др. (2017). Статически неопределимые железобетонные конструкции. Диаграммные методы автоматизированного расчета и проектирования. Москва: МСЖКХ РФ.
6. Гасанов, Ф. К. (2020). Применения конструкции «стальная рубашка» при добыче нефти и газа. SOCAR Proceedings, 2, 105-111.
7. Кодыш, Э. Н., Никитин, И. Н., Трекин, Н. Н. (2011). Расчет железобетонных конструкций из тяжелого бетона по прочности, трещиностойкости и деформациям. Москва: АСВ.
8. Яковлев, С. К., Мысляева, Я. И. (2015). Расчет железобетонных конструкций по Еврокоду EN1992. Москва: МГУ.
9. Колмогоров, А. Г., Плевков, В. С. (2014). Расчет железобетонных конструкций по российским и зарубежным нормам. Москва: АСВ.

Məqalədə fövqəladə hallar şəraitində və ekstremal vəziyyətlərdə istismar olunan maşın və avadanlıqların etibarlılıq göstəricilərinin əsas xüsusiyyətləri təhlil edilir. Onların qiymətləndirilməsi üsulları ehtimal nəzəriyyəsinin və riyazi statistikanın müxtəlif üsullarından istifadə etməklə müzakirə olunur.

Açar sözlər: maşınlar; avadanlıq; etibarlılıq; qəza halları; ekstremal şərait; qiymətləndirmə; ehtimal nəzəriyyəsi; riyazi statistika.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Gafarov, A. M., Suleymanov, P. H., Gafarov, V. A. (2014). Prognostication and statistic evaluation of reliability of machine and equipment working in extreme conditions. Khimicheskoe i Neftegazovoe Mashinostroenie, 11, 15-17.
2. Gafarov, A. M., Suleymanov, P. H., Gafarov, V. A., et al. (2014). Technological aspects of machine parts durability improvements. Science and Applied Engineering Quarterly (SAEQ), 1-3, 24-31.
3. Nevzorov, V. N., Sugak, E. V. (1998). Reliability of machines and equipment. Krasnoyarsk: SGTU.
4. Gafarov, A. M., Suleymanov, P. G. (2015). Some aspects of improving the machines and equipment reliability of operated in extreme conditions. Collection of materials of the international scientific-practical conference «Emergency situations and safe life». Baku.
5. Gafarov, A. M., Suleymanov, V. A., Gafarov, V. А. (2015). Accuracy and reliability of statistical estimates in determining the fire and rescue vehicles and units reliability. Collection of materials of the international conference «Prevention, liquidation of consequences of emergency situations and rescue of people at the venues of mass sports events». Baku.
6. Gafarov, A. M., Sharifov, Z. Z., Khankishiyev, Y. A. (2020). Etibarliligin ve uzunomurluluyun esaslari. Baki: ADDA.

Məqalədə müxtəlif texnoloji amillərin fövqəladə hallar şəraitində və ekstremal vəziyyətlərdə istismar olunan maşın və avadanlıqların etibarlılığına təsiri ilə bağlı tədqiqatların nəticələri təqdim olunur. Əldə edilən qanunauyğunluqlar müzakirə olunur.

Açar sözlər: maşınlar; avadanlıq; texnoloji faktorlar; ekstremal şərait; etibarlılıq; qəza halları; işləmək qabiliyyəti.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Tamargazin, A. A., Variyukhno, V. V., Dovgal, A. G., Sidorenko, A. Y. (2019). Wear of composition coatings containing SIC–AL2O3 for piston skirt of internal combustion engines of aircraft ground support equipment. Journal of Friction and Wear, 40(4), 303-308.
2. Nevzorov, V. N., Sugak, E. V. (1998). Reliability of machines and equipment. Krasnoyarsk: SGTU.
3. Gafarov, A. M., Suleimanov, P. G., Kalbiev, F. M. (2013). Investigation of the parts wear influence, temperature deformations and vibrations on the machines and equipment reliability operating in extreme conditions. Theoretical and Applied Mechanics, 3-4, 112-116.
4. Gafarov, A. M. (1998). Technological ways to improve the wear resistance of machine parts. Baku: Elm.
5. Suleymanov, P. G. (2018). Improving the machines and equipment reliability operated in extreme conditions. Baku: Elm.
6. Tomashov, N. D. (1959). Theory of metals corrosion and protection. Moscow: USSR Academy of Sciences.

Məqalədə neft hasilatının səmərəliliyinin yüksəldilməsinin innovativ mexanişləri işlənilib hazırlanmışdır. Bu məqsədlə məqalədə neft sənayesində mövcud istehsal vasitələrindən səmərəli istifadənin innovativ alqoritmi işlənilib hazırlanmış, quyuların əsaslı təmirinin səmərəliliyinin yüksəldilməsinin innovativ üsulları və bu üsullara əsaslanan yeni metodiki yanaşma təklif edilir. Məqalənin sonunda isə net hasilatının səmərəliliyinin yüksəldilməsinin komplekst innovativ və iqtisadi mexanizmləri işlənilib hazırlanmışdır. Bununla yanaşı məqalənin sonunda təklif edilmiş yeni metodiki yanaşmanın net hasilatının səmərəliliyinin yüksəlməsində rolu həm nəzəri, həmdə praktiki tərəfləri elmi
cəhətdən əsaslandırılır.

Açar sözlər: hasilat; innovasiya; əsas fond; əsaslı təmir; səmərə; neftvermə.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
2. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. United States: Elsevier Inc., Gulf Professional Publishing.
3. Сулейманов, Г. С., Керимов, K. С., Исаев, K. Г. (2020). Экономические механизмы инновационного управления отраслями. Бaку.
4. Халилов, Г. A. (2023). Нефть и экономическое развитие: неблагополучная среда и выход из положения. Баку.
5. Салимов, С. М. (2009). Энергетическая безопасность как важнейшее условие стратегии устойчивого развития Азербайджанской Республики. Монография. Москва: МАКС Пресс.
6. Салимова, С. Г. (2016). Графическая интерпретация результатов исследования по проблеме детального анализа эффективности проведения капитального ремонта скважин. Известия НАН Азербайджана, Экономическая серия, 4, 85-90.
7. Салимова, С. Г. (2015). К проблеме детального анализа фондоотдачи по группам скважин. SOCAR Proceeding, 4, 61-66.
8. Андрейчиков, А. В., Андрейчикова, О. Н. (2013). Стратегический менеджмент в инновационных организациях: системный анализ и принятие решений. Москва: ИНФРА.
9. Сулейманов, Г. С., Салимова, С. Г., Кулиев, Д. К. (2020). Новый методический подход к общему анализу эффективности проведения капитального ремонта скважин нефтегазодобывающего предприятия. Известия НАН Азербайджана, Экономическая серия, 5, 87-92.
10. Сулейманов, Г. С., Салимова, С. Г., Кулиев, Д. К. (2020). Методический подход в решении проблемы эффективности использования основных фондов. SOCAR Proceeding, 3,
11. Сулейманов, Г. С., Исмаилова, Х. Г., Гасумов, Э. Р. (2022). Основные направления улучшения использования фонда скважин нефтегазовых месторождений. SOCAR Proceeding, 3, 61-65.
12. (2006). Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности /под ред. проф. Дунаева, В. Ф. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Məqalədə birbaşa xarişi investisiyaların Azərbaycanın neft-qaz sektoruna iqtisadi təsirləri tədqiq edilmişdir. Tədqiqat nəticəsində müəyyən edilmişdir ki, xarici investisiyaların yüksək əlavə dəyər yarada bilən sektorlara yönəldilməsi daha məqsədəuyğundur. Bu investisiyalar əsasən istehsal sənayesinə və emal sektoruna yönəldiyi üçün ixrac imkanları genişdir. Neft-qaz sektorunun iqtisadi inkişafı üçün birbaşa xarici investisiyaların keyfiyyət komponentinin yaxşılaşdırılması məqsədəuyğundur. Ümumilikdə neft-qaz sektorunda birbaşa xarici investisiya istiqamətləri artıq Azərbaycan Respublikasının maraqlarına uyğundur, bu isə o deməkdir ki, birbaşa xarici investisiyaların səmərəliliyinin artırılmasını təmin etmək lazımdır. Bu, investor şirkətləri səviyyəsində strateji və əməliyyat biznes proseslərinin optimallaşdırılması sayəsində mümkündür. Beləliklə, tədqiqatın nəticəsi olaraq deyə bilərik ki, neft-qaz sektoruna birbaşa xarici investisiyaların axını bütövlükdə ölkədə iqtisadi artıma müsbət təsir göstərmişdir.

Açar sözlər: neft-qaz sektoru; xarici investisiyalar; birbaşa xarıcı infestisiyalar; investisi mühitinin qiymətləndirilməsi; iqtisadi inkişaf.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Alikhanov, A. E. (2018). Factors influencing foreign direct investments in Azerbaijan. Scientific Review of Azerbaijan State University of Economics, 6, 129-137.
2. Alfaro, L. (2003). Foreign direct investment and growth: does the sector matter. Harvard Business School.
3. Атакишиев, М. С. (2012). Современная стратегия экономического развития Азербайджана: модернизация переходной экономики. Баку.
4. (2012). Большая экономическая энциклопедия. Том II / под ред. академика Зияда Самедзаде. Баку: Letterpres.
5. Гаджизаде, Э. М. (2013). Национальная нефтяная стратегия и новые цели развития. Научные новости университета «Тефеккюр», 2.
6. Гусейнов, А. Г., Алиев, М. (2016). Экономика и управление нефтегазовой отрасли. Баку.
7. Носова, О. В. (2016). Влияние притока прямых иностранных инвестиций на экономический рост. Вісник економічної науки України, 1, 201-207.
8. (2016). «Стратегическая дорожная карта развития нефтегазовой промышленности (включая химическую продукцию) Азербайджанской Республики». Утверждена Указом Президента Азербайджанской Республики № 1138 от 6 декабря 2016 года. Баку.
9. (2021). Азербайджан в цифрах. Статистический сборник. Баку: Госкомстат.
10. www.socar.az годовые отчеты SOCAR за 2000-2021 годы.
11. (2016). «Об утверждении основных направлений стратегической дорожной карты по народному хозяйству и основным отраслям экономики» и вытекающих из нее задач». https://president.az/articles/21953 13.

Klasterlər iqtisadiyyatın müxtəlif sahələrində sahibkarlıq subyektlərinin fəaliyyətini dəstəkləməklə, eyni zamanda, onların inkişafının sürətləndirilməsi, ölkə üzrə o cümlədən, regionların iqtisadi və sosial inkişafı, iqtisadiyyatın infrastruktur bazasının modernləşdirilməsi istiqamətində əhəmiyyətli dərəcədə ciddi önəm təşkil edir. Dünya ölkələrində gedən iqtisadi inkişaf proseslərinin müşahidəsi göstərir ki, yüksək iqtisadi inkişafa, rəqabətə davamlı milli iqtisadiyyat sektorlarına, böyük həcmdə ixracyönümlü məhsul istehsalını həyata keçirən müəssisələr sisteminə, davamlı iş yerlərini təmin etmək üçün iqtisadiyyatın hərtərəfli inkişafı olduqca mühümdür. Ümumiyyətlə, hal-hazırda dünya üzrə inkişaf etmiş ölkələrin bu səviyyəyə qədər qalxmasında optimal iqtisadi inkişaf modellərinin rolu böyükdür və məhz qeyd olunan proseslərdə klaster institutu da önəmli əhəmiyyət kəsb edir.

Açar sözlər: klasterləşmə; innovativ klasterlər modelləri; innovativ sənaye klasteri; yanacaq-enerji kompleksi; iqtisadiyyatın infrastrukturu.

Ədəbiyyat siyahısı

1. Porter, M. E. (2000). Location, competition and economic development: Local clusters in a global economy. Economic Development Quarterly, 14(1), 15-34.
2. Delgado, M., Porter, M. E., Stern, S. (2010). Clusters and entrepreneurship. Journal of Economic Geography, 10(4), 495-518.
3. Bəkirova, V. H. (2016). Yanacaq-enerji kompleksi sahələrində investisiya sinergiyasının idarə edilməsi mexanizminin təkmilləşdirilməsi yolları. İqtisadiyyat üzrə fəlsəfə doktoru elmi dərəcə almaq üçün dissertasiya avtoreferatı. Bakı.
4. Səməndərov, S. S. (2020). Azərbaycan iqtisaadi fikrincə klasterləşmə ideyasının genezisindən. AMEA-nın xəbərləri (İqtisadiyyat seriyası), 1.
5. Агарков, А. П., Голов, Р. С. (2017). Проектирование и формирование инновационных промышленных кластеров. Москва: «Дашков и К».
6. Фатеев, В. С. (2012). Кластеры, кластерный подход и его использование как инструмента регулирования развития национальной и региональной экономики. Веснiк Гродзенскага дзяржаўнага унiверсiтэта iмя Янкi Купалы. Серыя 5. Эканомiка. Сацыялогiя. Бiялогiя, 2(131), 40–50.
7. Ingstrup, M. B., Gamgaard, T. (2013). Cluster facilitation from a cluster life cycle perspective. European Planning Studies, 21, 556-574.
8. https://articlekz.com/article/8757
9. Əliyev, Т. (2019). Klasterlər: beynəlxalq təcrübə və innovativ inkişaf. Bakı: Elm və Bilik.
10. https://cyberleninka.ru/article/n/innovatsionnyy-klaster
11. Jerome, S. E. (2016). Global clusters of innovation: entrepreneurial engines of economic growth around the world. Edward Elgar Publishing.
12. https://studme.org/365741/ekonomika/metody_issledovaniya_innovatsiy