SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

Azərbaycan Respublikası Dövlət Neft Şirkətinin "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutunun rəsmi nəşri olan "SOCAR Proceedings" jurnalı 1930-cu ildən nəşr edilir və neft–qaz sənayesinin mütəxəssisləri, aspirantları və elmi işçiləri üçün nəzərdə tutulmuşdur.

Jurnal beynəlxalq sitatgətirmə sistemi Scopus, Rusiya Elmi Sitatgətirmə İndeksi və EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Chemical Abstracts, Inspec xülasələndirmə sistemlərinə daxildir.

2017-ci ildə beynəlxalq indekslədirmə və xülasələndirmə sistemi Emerging Sources Citation Index daxil olunub.

Haqqımızda Redaksiya Heyəti Xülasələndirmə və İndeksləşmə Nəşr etikası Cari Nömrə Xüsusi buraxılış Arxiv Müəlliflər üçün Məqalənin jurnala təqdim edilməsi
Journal Metrics
Source Normalized Impact per Paper (SNIP) 2020: 0.648
SCImago Journal Rank (SJR) 2020: 0.409
SCOPUS CiteScore 2020: 1.4
More about SCOPUS CiteScore
WoS Journal Citation Indicator (JCI) 2020: 0.29
ISSN
On-line ISSN: 2218-8622
Print ISSN: 2218-6867

Socar Proceedings
Buraxılış 3, 2021

Ü. C. Əliyeva

«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan

Gəncə neftli-qazlı rayonunda axtarış-kəşfiyyat işlərinin bəzi xüsusiyyətləri


Gəncə neftli-qazlı rayonunun (NQR) çoxsaylı strukturlarda Üst Təbaşir Maykop çöküntülərinin yüksək neft-qazlılıq perspektivləri aparılan uzunmüddətli axtarış-kəşfiyyat və quyu tədqiqat işləri vasitəsilə təsdiqlənmişdir. NQR-da aşkarlanmış strukturlar mürəkkəb quruluşa malikdirlər, həmçinin müxtəlif istiqamətli yarıqlarla mürəkkəbləşmişlər. Yatağın əmələgəlmə qanunauyğunluğunun müəyyənləşdirilməsinə baxmayaraq, hər blok üzrə aparılan axtarış-kəşfiyyat işlərinə fərdi yanaşma tələb olunur. Qazanbulaq-Çaylı və Naftalan-Gedəkboz yataqlarında son zamanlar aparılmış kompleks geofiziki tədqiqatların nəticələrini nəzərə alaraq, axtarış-kəşfiyyat işlərinin istiqamətini digər bloklar üzrə neft-qazlılıq təşkil edən geofiziki parametrlərin əldə edilməsinə yönəltmək lazımdır. Mövcud geofiziki məlumatların nəzərə alınması və antiklinal və qeyri-antiklinal tip quruluşlarda neft-qazlılğın proqnozlaşdırılmasına dair müvafiq geofiziki komplekslərin tətbiqi ilə onların sərhədlərinin və dərinliklərinin, tələ elementlərinin və stratiqrafik mənsubiyyətlərinin müəyyən edilməsi neft-qaz sahəsində gələcək axtarış-kəşfiyyat işləri üçün effektiv istiqamətlərdəndir.

Açar sözlər: seysmik kəşfiyyat; sınan dalğa; qravimaqnit kəşfiyyat; seysmik və qravimetrik anomaliya; tələ; neft və qaz yataqları; Üst Təbaşir Maykop.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Huseynov, B., Salmanov, A., Maharramov, B. (2019). Oil and gas geological zoning onshore Azerbaijan. Baku: Mars Print.
  2. Abbasov, A. B., Karimov, F. M., Ibrahimli, M. S. (2007). Study of the history of the geological development of the Ganja oil and gas region according to the regularity of the distribution of sediments in the area and geochronology stratification. Azerbaijan Oil Industry, 6, 31-33.
  3. Niyazov, T. X., Garayev, B. M. (2015). Revised geological model on the surface of the Cretaceous deposits of the Yevlakh-Aghjabadi depression using seismic data. Azerbaijan Oil Industry, 1, 6-10.
  4. Ganbarov, Y. H. (2009). About seismic exploration of the internal geological structure of the Mesozoic deposits in the Yevlakh-Aghjabadi depression. Azerbaijan Oil Industry, 12, 3-6.
  5. Ganbarov, Y. H., Abbasov, A. B., Karimov, F. M. (2009). Recently discovered prospects North Chayli and North Ziyadkhan in the Yevlakh- Aghjabadi depression. Geophysical Innovations in Azerbaijan, 1-2.
  6. Ganbarov, Y. H., Novruzov, A. G., Gadirov, V. G., et al. (2010). The results of integrated seismic and gravimetric works in the areas of Gazanbulag-Borsunlu-Ziyadkhan. Azerbaijan Oil Industry, 2, 3-7.
  7. Novruzov, A. G., Mammadova, U. J., Jamalova, Kh. Sh., Popova, N.,V. (2016). On the effectiveness of geophysical surveys at the Naftalan-Godakboz area. Azerbaijan Oil Industry, 12, 12-17.
  8. Garayev, B. M., Niyazov, T. Kh. (2013). On the internal geological structure of the Mesozoic deposits in the Naftalan-North Naftalan-Godakboz area. Azerbaijan Oil Industry, 9, 9-13.
  9. Novruzov, A. G., Gadirov, V. Q., Rashidov, A. M., et al. (2007). Method for direct search for oil and gas fields. Patent AZ I 2000181.


DOI: 10.5510/OGP20210300523

E-mail: ulvmammadova@gmail.com

V. Ş. Qurbanov1, S. V. Qalkin2, N. R. Nərimanov3, L.A.Sultanov3, G. G. Abbasova3

1AMEA-nın Neft və Qaz İnstitutu, Bakı, Azərbaycan; 2Perm Milli Tədqiqat Politexnik Universiteti, Perm, Rusiya; 3Azərbaycan Dövlət Neft və Sənaye Universiteti, Bakı, Azərbaycan

Böyük Qafqazın cənub-şərq çöküntüsünün Mezokaynozoy çöküntülərinin neft-qazlılğı ilə bağlı petrofiziki xassələri


Son illərdə Mezokaynozoy yataqlarının neft və qaz potensialının perspektivlərini öyrənmək məqsədilə Azərbaycanda xeyli sayda geoloji kəşfiyyat və geofiziki işlər aparılmışdır. Bu işlərin nəticələrinə əsasən sonrakı araşdırmalar üçün əsas olan meyarlar hazırlanmışdır. Bu çöküntü hövzəsinin əsasən Mezokaynozoy dövründə su altında qaldığı məlumdur. Nəticədə tədqiqatçılar tədqiqat sahəsinin mərkəzi hissəsində və böyük dərinliklərdə bu yataqların perspektivliyini şübut etmirlər, lakin problemin kəmiyyətcə həlli açıq qalır. Bu problemi həll etmək üçün, Qusar-Dəvəçi sahəsində Yalama, Xudat və Siyazan monoklinalının neft və qaz tərkibli süxurları, müxtəlif geoloji şəraitdə və dərinliklərdə araşdırdıq. Təhlilin rahatlığı üçün bütün aktual məlumatlar neft və qaz sahələrinin geoloji quruluşunda iştirak edən müxtəlif növ süxurların fiziki parametrlərini əks etdirən cədvəldə verilmişdir. Alınan nəticələri aydınlaşdırmaq dəyişikliklərin xarakterini öyrənilmək üçün müxtəlif petrofiziki metodlar tətbiq edilmişdir. Nəticədə, onların karbonatlığı, keçiriciliyi və ultrasəs dalğalarının yayılma sürətinin, sıxlığının dəyişməsində olan qanunauyğunluq aydınlaşdırılmışdır.

Açar sözlər: litofasiyalar; sıxlıq; məsaməlilik; keçiricilik; karbonatlıq; dalğalarin yayılma sürəti.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Юсифзаде, Х. Б. (2013). Применение современных технологий в области разведки и добычи нефтегазовых месторождений в Азербайджане. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 7-8, 3-13.
  2. Керимов, К. М., Рахманов, Р. Р., Хеиров, М. Б. (2001). Нефтегазоносность Южно-Каспийской мегавпадины. Баку: Издательство «Адилоглы».
  3. Хаин, В. Е. (1958). Тектоника нефтегазоносных областей Юго-Восточное погружение Большого Кавказа. Москва: Гостоптехиздат.
  4. (1988). Справочник по литологии /под ред. Н. Б. Вассоевича и др. Москва: Недра.
  5. (1988). Справочник по геологии нефти и газа. Москва: Недра.
  6. Али-заде, А. А., Ахмедов, Г. А., Ахмедов, А. М. и др. (1966). Геология нефтяных и газовых месторождений Азербайджана. Москва: Недра.
  7. Бабазаде, Б. Х., Путкарадзе, Л. А. (1961). О поисках залежей газа и нефти в прибрежной морской зоне Апшеронского полуостра и Бакинского архипелага. Геология нефти и газа, 10, 7-11.
  8. Соколов, Б. А. (1980). Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. Москва: Наука.
  9. Успенская, Н. Ю., Таусон, Н. Н. (1972). Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. Москва: Недра.
  10. Али-Заде, А. А., Салаев, С. Г., Алиев, А. И. (1985). Научная оценка перспектив нефтегазоносности Азербайджана и Южного Каспия и направление поисково-разведочных работ. Баку: Элм.
  11. (1976). Физические свойства горных пород и полезных ископаемых /под ред. Н. Б. Дортман. Москва: Недра.
  12. (1983). Landolt-Bornstein tables. Physical properties of rocks. Vol. V /ed. G. Argenheisen. New-York: JohnWilley& Sons.
  13. (1979). Theoretical and experimental investigations of physical properties of rocks and minerals under extreme p,T-conditions /ed. G. Argenheisen. Berlin: Academie Verlag.
  14. Afandiyeva, M. A., Guliyev, I. S. (2013). Maicop Group-shale hydrocarbon complex in Azerbaijan. In: 75 EAGE Conference & Exhibition.
  15. (2010). Составление каталога коллекторских свойств мезокайнозойских отложений месторождений нефти-газа и перспективных структур Азербайджана. Отчет НИИ Геофизики – 105-2009. Баку: Фонды Управления Геофизики и Геологии.
  16. Бабаев, М. С., Султанов, Л. А., Ганбарова, Ш. А., Алиева, Т. А. (2014). О результатах петрофизических исследований отложений продуктивной толщи нефтегазоносных площадей Бакинского архипелага. Известия ВТУЗ Азербайджана, 2, 7-12.
  17. Гурбанов, В. Ш., Султанов, Л. А., Аббасова, Г. Г. (2014). Литолого-петрографические и коллекторские свойства мезокайнозойских отложений Прикаспийско-Губинского нефтегазоносного района. Геофизические новости Азербайджана, 3-4, 10-13.
  18. Султанов, Л. А., Наджаф-Кулиева, В. М., Аббасова, Г. Г. (2013, ноябрь). О закономерности распределения скорости продольных волн и плотности осадочных пород Прикаспийско-Кубинской области и междуречья Куры и Габырры. Тезисы докладов ХХ Губкинские чтения. Москва.
  19. Гурбанов, В. Ш., Бабаев, М. С., Султанов, Л. А., Рустамова, Р. Э. (2012). Краткая геолого-геофизическая характеристика разреза земной коры района Саатлинской сверхглубокой скважины СГ-1. Геолог Азербайджана, 16, 31-37.
  20. (1985). Physical properties of the mineral system of the Earth’s interior. International monograph Project 3 CAPG. Praha.
  21. Lebedev, T. S. (1980). Model studies of physical properties of mineral matter in high pressure – temperature experiments. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 25, 292-303.
  22. Рахманов, Р. Р. (1985). Закономерности формирования и размещения зон нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Азербайджана. Баку: Элм.
  23. Кожевников, Д. А. (2001). Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. Геофизика, 4, 31-37.
  24. Рачинский, М. З., Чилингар, Дж. (2007). Результаты геолого-разведочных работ 1990-2005г.г., геологические аспекты перспектив и количественная оценка. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1, 32-48.
  25. Мехтиев, У. Ш., Хеиров, М. Б. (2007). Литолого-петрографические особенности и коллекторские свойства пород калинской и подкирмакинской свит Апшеронской нефтегазоносной области Азербайджана. Баку.
  26. Рахманов, Р. Р., Султанов, Л. А., Наджаф-Кулиева, В. М., Ганбарова, Ш. А. (2013, февраль). Оценка перспектив нефтегазоностиности ПТ нижнего плиоцена мелководной зоны Абшеронского полуострова и Бакинского архипелага по комплексным данным геолого-геофизическим исследований. Международный семинар «Рассохинские чтения». Ухта: УГТУ


DOI: 10.5510/OGP20210300524

E-mail: vagifqurbanov@mail.ru

R. M. Hüseynov

«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan

Qərbi Abşeronun Oliqosen-miosen çöküntülərində karbohidrogenlərin əmələgəlmə və toplanma şəraiti


Oliqosen-miosen çöküntüləri Azərbaycanda məhsuldar qatdan sonra ən çox araşdırılan obyektlərdən biridir. Bu çöküntü kompleksi neft əmələgətirən ana süxurlara aid edilib və stratiqrafik kəsilişə maykop, çokrak və diatom çöküntüləri uyğun gəlir. Ona görə də onların əlverişli çöküntütoplanma, təzyiq və temperatur mühitində karbohidrogenlərə çevrilmə şəraitlərin araşdırılması böyük əhəmiyyət kəsb edir. Karbohidrogenlərin generasiya zonalarının müəyyən edilməsi, oradan miqrasiya edərək tələlərdə toplanması üçün əlverişli paleotektonik və paleostruktur şəraitlərin mövcudluğunun da müəyyən edilməsi vacibdir. Bu məqsədlə maykop və orta-üst miosen çöküntülərinin qalınlıqlar xəritələri, bu çöküntülərin səthinin məhsuldar qat əsrin sonuna paleostruktur vəziyyətini əks etdirən xəritələri və paleotemperatur proqnoz modelləri qurulmuşdur. Nəticədə müəyyən edilmişdir ki, maykop və çokrak əsrlərində çöküntütoplanma zamanı mövcud olan kəskin bərpaedici və qələvi mühit üzvi maddələrin karbohidrogen generasiya etməsi üçün əlverişli olmuşdur.

Açar sözlər: Qərbi Abşeron; oliqosen-miosen çöküntüləri; neftana süxurlar; üzvi maddə; neft pəncərəsi; vitrinit; geokimyəvi şərait; generasiya ocağı; miqrasiya; tələ; paleostruktur.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Жабрев, Д. В., Мехтиев, Ш. Ф. (1959). К битуминологии третичного комплекса Юго-Востока Азербайджана. Москва: АН СССР.
  2. Мехтиев, Ш. Ф. (1956). Вопросы происхождения нефти и формирования нефтяных залежей Азербайджана. Баку: АН Азерб. ССР.
  3. Мехтиев, Ш. Ф., Дигурова, Т. М., Потапова, В. И. (1958). Органические компоненты осадочных пород Азербайджана. Баку: АН Азерб. ССР.
  4. Мехтиев, Ш. Ф. (1969). Проблемы генезиса нефти и формирования нефтегазовых залежей. Баку: АН Азерб. ССР.
  5. Мехтиев, Ш. Ф. (1985). Процессы формирования и преобразования состава нефти и газа природе. Баку: Элм.
  6. Али-Заде, А. А., Ахмедов, Г. А., Алиев, Г.-М. А. и др. (1975). Оценка нефтепроизводящих свойств мезокайнозойских отложений Азербайджана. Баку: Элм.
  7. Тагиев, М. Ф. (2009). Органическое вещество в палеоген-неогеновых отложениях ЮКВ: сравнительная геохимическая характеристика на основе пиролиза пород с естественных обнажений, грязевых вулканов и скважин. Геолог Азербайджана, 13, 98-30.
  8. Фейзуллаев, А. А., Тагиев, М. Ф., Исмайлова, Г. Г. (2000). Углеводородный потенциал майкопских отложений Шамахы-Гобустанского района. Геолог Азербайджана, 5, 110-119.
  9. Фейзуллаев, А. А., Тагиев, М. Ф. (2008). Формирование залежей нефти и газа в продуктивной толще ЮжноКаспийского бассейна: новые подходы и результаты. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 3, 7-18.
  10. Feyzullayev, A. A., Guliyev, I. S., Tagiyev, M. F. (2001). Source potential of the Mesozoic-Cenozoic rock sin the South Caspian Basin and their role in forming the oil accumulations in the Lower Pliocene reservoirs. Petroleum Geoscience, 7(4), 409-417.
  11. Miles, J. A. (1991). Illustrated glossary of petroleum geochemistry. Oxford: Clarendon Press.
  12. Lerche, I., Alizadeh, Ak. A., Guliyev, I. S., et al. (1997). South Caspian basin: stratigraphy, geochemistry and risk analysis. Baku: Nafta-Press.
  13. Aliyev, Ad. A., Abbasov, O. R., Ibadzade, A. J., Mammadova, A. N. (2018). Genesis and organic geochemical characteristics of oil shale in Eastern Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 3, 4–15.
  14. Корчагина, Е. П., Гулиев, И. С., Зейналова, К. С. (1988). Нефтегазоматеринский потенциал глубокопогруженных мезозойско-кайнозойских отложений Южно-Каспийской впадины. Проблемы нефтегазоносности Кавказа. Москва: Наука.
  15. Вассоевич, Н. Б. (1986). Геохимия органического вещества и происхождения нефти. Москва: Наука.
  16. Баженова, О. К., Бурлин, Ю. К., Соколов, Б. А., Хаин, В. Е. (2012). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: Издательство Московского Университета.
  17. Salmanov, Ə. M., Məhərrəmov, B. İ., Hüseynov, R. M. (2011). Qərbi Abşeronun oliqosen-miosen çöküntülərinin paleogeoloji tədqiqinə əsasən neft-qazlılıq perspektivliyinin qiymətləndirilməsi. Azərbaycan Neft Təsərrüfatı, 3, 3-11.
  18. Salmanov, Ə. M., Məhərrəmov, B. İ., Hüseynov, R. M., Ağazadə, B. Q. (2016). Struktur-tektonik təhlil əsasında Qərbi Abşeronun oliqosen-miosen çöküntülərinin neft-qazlılıq perspektivliklərinin qiymətləndirilməsi. Azərbaycanda geofizika yenilikləri, 1-2, 23-27


DOI: 10.5510/OGP20210300525

E-mail: rovshan.huseynov@socar.az

Ş. Z. İsmayılov1, V. C. Abdullayev2, E. Ş. Qaragözov3, İ. A. Qasımov1, Z. Z. İsmayilov1

1«SOCAR – AQŞ» MMC, Bakı, Azərbaycan; 2«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan; 3«Azneft» İB, SOCAR, Bakı, Azərbaycan

Yeni texnologiya və model əsasında çoxşaxəli quyunun qazılmasının Cənubi Xəzər akvatoriyasında tətbiqi


Məqalədə çoxşaxəli horizontal quyuların qazılması ilə bağlı məsələyə baxılmış, onun qısa inkişaf tarixi verilmişdir. Çoxşaxəli horizontal quyunun yerinin seçilməsi, əsas lülənin qazılması, kəmər endirmə dərinliklərinin təyini barədə məlumat təqdim edilmişdir. Həmçinin məqalədə yan lülənin açılma dərinliyinin seçilməsi, çoxşaxəli horizontal quyuların qazılmasının əhəmiyyəti və onların Cənubi Xəzər akvatoriyası, «Qərbi Abşeron» yatağı, 19 saylı quyuda tətbiqi təhlil edilir.

Açar sözlər: çoxşaxəli quyu; horizontal quyuların qazılması; petrofiziki modellər; əsas və yan lülənin qazılması.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Fraija, J., Ohmer, H., Pulick, T., et al. (2002). New aspects of multilateral well construction. Oilfields Review, 14(3), 52-69.
  2. Ehlig-Economides, C.A., Mowat, G. R., Corbett, C. (1996, April). Techniques for multibranch well trajectory design in the context of a three-dimensional reservoir model. SPE-35505-MS. In: SPE European 3-D Reservoir Modeling Conference.
  3. Sugiyama, H., Tochikawa, T., Peden, J.M., Nicoll, G. (1997, April). The optimal application of multilateral/multi-branch completions. SPE-38033-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference.
  4. Schlumberger Information Solutions. 23 January 2008.
  5. Technology Advancement for Multi-Laterals (TAML). https://neftegaz.ru/tech-library/burenie/142482- klassifikatsiya-taml/


DOI: 10.5510/OGP20210300526

E-mail: vugar.abdullayev@socar.az

B. Ə. Süleymanov1, S. C. Rzayeva1, Ü. T. Əhmədova2

1«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan; 2SOCAR Downstream Management LLC, Bakı, Azərbaycan

Neft hasilatının intensivləşdirilməsində qazlı biosistemlərin tətbiqinin nəzəri və təcrübi əsasları


Uzun müddət istismarda olan yataqlardan neftin daha tam çıxarılmasına imkan yaradan perspektivli laya təsir üsullarından biri də mikrobioloji təsir üsuludur. Mikrobioloji təsir üsulunun tətbiqi nəticəsində layda neft sıxışdırıcı agent yaranır, həmçinin əhəmiyyətli miqdarda qazlar əmələ gəlir ki, bunların da arasında karbon qazı üstünlük təşkil edir. Əvvəllər müəlliflər qazlı biosistemlərin hazırlanması xüsusiyyətlərini və lay şəraitində keçidqabağı faza vəziyyətində həyata keçirilməsi şərtlərini öyrənməyə nail olmamışdırdar. Müəyyən olunmuşdur ki, keçidqabağı faza vəziyyətində qazlı sistemlər qazsız sistemlərə nisbətən daha yaxşı neftsıxışdırma xassələrinə malikdirlər. Buna görə də, qeyri-bircins məsaməli mühitdə keçidqabağı faza vəziyyətində qazlı mayelərin filtrasiya profili, qazsızlaşdırılmış maye ilə müqayisədə daha hamar olmalıdır. Eksperimental tədqiqatlar əsasında qazsızlaşdırılmış biosistemlərlə müqayisədə qazlı biosistemlərlə sıxışdırmanın səmərəliliyi göstərilmişdir. Qazlı hibrid biopolimer sistemlərin səmərəli istifadəsinin mümkünlüyü aşkar edilmişdir.

Açar sözlər: qazlı; biosistem; mikrobioloji; keçidqabağı faza vəziyyəti; sürüşmə effekti; neftveriminin artırılması.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Багиров, О. Т., Исмайлова, С. Д., Исмайлов, А. Д. (2002). Интенсификация нефтеизвлечения на основе релаксационных свойств биореагентов. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 10, 14-18.
  2. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: ИКИ.
  3. Меликов, Г. Х., Азизов, М. Г. (1988). Экспериментальное исследование влияния релаксационных свойств газожидкостных систем на фильтрацию в неоднородных пористых средах. Известия ВУЗов СССР. Нефть и Газ, 10, 35–38.
  4. Вахитов, Г. Г., Мирзаджанзаде, А. Х., Рыжик, В. М. и др. (1977). Особенности вытеснения водой нефтей с вязкоупругими свойствами. Нефтяное хозяйство, 4, 38–41.
  5. Аметов, И. М., Хавкин, А. Я., Бученков, Л. Н. и др. (1997). Повышение нефтеотдачи – новые возможности. Нефтяное хозяйство, 1, 30–32.
  6. Сулейманов, Б. А. (2012). Механизм эффекта скольжения при течении газированных неньютоновских жидкостей. Коллоидный журнал, 74(6), 764–768.
  7. Намиот, А. Ю. (1991). Растворимость газов в воде. Москва: Недра.
  8. Мирзаджанзаде, А. Х., Аметов, И. М., Богопольский, А.О. (1998). Способ разработки нефтяной залежи. А.С. СССР 1822219.
  9. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. и др. (1998). Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Патент РФ 2114291.
  10. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. и др. (1998). Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Патент РФ 2114292.


DOI: 10.5510/OGP20210300527

E-mail: baghir.suleymanov@socar.az

Ə. A. Abbasov1, E. M. Abbasov2, Ş. Z. İsmaylov3, A. Ə. Süleymanov3

1SOCAR, Bakı, Azərbaycan; 2AMEA-nın Riyaziyyat və Mexanika İnstitutu, Bakı, Azərbaycan; 3Azərbaycan Dövlət Neft və Sənaye Universiteti, Bakı, Azərbaycan

Qeyri-xətti məhsuldarlıq əmsalı ilə olan həcmi-rezistiv modelə əsasən neft laylarına suvurma prosesinin səmərəliliyinin qiymətləndirilməsi


Məqalədə qeyri-bircins rezervuarlara suvurma prosesinin səmərəliliyinin qiymətləndirilməsi üçün məhsuldarlıq əmsalının qeyri-xəttiliyini nəzərə alan modifikasiya olunmuş həcmi-rezistiv model (CRM) təklif edilmişdir. Yığım və vurma arasındakı davamlılıq tənliyinə əsaslanan CRM modeli digər üsullarla müqayisədə bir sıra üstünlüklərə malikdir. Bu yanaşma geoloji modelin və hidrodinamik simulyatorların qurulmasını, uzun hesablama prosesini tələb etmir, yalnız hasilat və vurma dinamikasının məlumatlarına əsaslanır. Təklif olunan model hasilat prosesini adekvat təsvir edir və hasilat göstəricilərinin proqnozlaşdırılması və suvurma prosesinin monitorinqi üçün istifadə edilə bilər. Suvurmanın nəzərə alınması ilə hasilat prosesinin təsvir edilməsi üçün təklif olunan modelin tətbiq oluna bilməsi həm model, həm də real neftçıxarma nümunələrində sınaqdan keçirilmişdir. Real neft yataqları quyularının debitinin təklif olunan qeyri-xətti məhsuldarlıq əmsalına əsaslanan CRM və xətti məhsuldarlıq əmsalına əsaslanan ənənəvi CRM ilə modelləşdirilməsinin müqayisəli təhlili aparılmışdır.

Açar sözlər: suvurma; həcmi-rezistiv model; qeyri-xətti məhsuldarlıq əmsalı; səmərəlilik; monitorinq; proqnoz.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016, October). Screening evaluation of EOR methods based on fuzzy logic and Bayesian inference mechanisms. SPE-182044-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  2. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., & Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  3. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
  4. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. A., Велиев, Э. Ф. (2019). Применение умягченной воды для повышения нефтеотдачи пласта. SOCAR Proceedings, 1, 19-28.
  5. 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
  6. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
  7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Azizagha, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
  8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
  10. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86-88.
  11. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  12. Исмаилов, Р. Г., Велиев, Э. Ф. (2021). Эмульсирующий состав для повышения коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 22-28.
  13. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021) Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  14. Suleimanov, B. A., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016, October). Compressive strength of polymer nanogels used for enhanced oil recovery EOR. SPE-181960-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers
  15. Шахвердиев, А. Х. О., Панахов, Г. М. О., Сулейманов, Б. А. и др. (1999). Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ 2125154.
  16. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
  17. Сулейманов, Б. А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743-746.
  18. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем.
  19. Ahmed, T. H. (2001). Reservoir engineering handbook. Elsevier, Gulf Professional Publishing.
  20. Мирзаджанзаде, А. Х., Алиев, Н. А., Юсифзаде, Х. Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Элм.
  21. Al-Harrasi, A., Rathore, Y. S., Kumar, J., et al. (2011, September). Field development and waterflood management in complex clastic field in Oman - case study. SPE-145663-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  22. Kumar, A. (1977). Strength of water drive or fluid injection from transient well test data. Journal of Petroleum & Technology, 29(11), 1497-1508.
  23. Hearn, C. L. (1983). Method analyzes injection well pressure and rate data. Oil & Gas Journal, 117-120.
  24. Chan, K. S. (1995, October). Water control diagnostic plots. SPE-30775-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  25. Yortsos, Y. C., Choi, Y., Yang, Z., et al. (1999). Analysis and interpretation of water/oil ratio in waterfloods. SPE Journal, 4, 413-424.
  26. Lyons, W. C., Plisga, G. J. (2005). Standard handbook of petroleum & natural gas engineering. Elsevier, Gulf Professional Publishing.
  27. 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, Tulsa, Oklahoma. Society of Petroleum Engineers.
  28. Yousef, A. (2005). Investigating statistical techniques to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations. phd dissertation. University of Texas, Austin, Texas.
  29. Yousef, A. A., Gentil, P. H., Jensen, J. L., et al. (2006). A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 9(6), 630-646.
  30. 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.
  31. Laochamroonvorapongse, R. (2013). Advances in the development and application of a capacitance-resistance model. PhD dissertation. University of Texas, Austin, Texas.
  32. Aulisa, E., Ibragimov, A., Walton, J. R. (2009). A new method for evaluating the productivity index of nonlinear flows. SPE Journal, 14(4), 693-706.
  33. 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(08), 1241-1275.
  34. Arnold, W. F., Laub, A. J. (1984). Generalized eigenproblem algorithms and software for algebraic riccati equations. Proceedings IEEE, 72(12), 1746-1754.
  35. Navidi, W. C. (2011). Statistics for engineers and scientists. New-York: McGraw-Hill.
  36. Sayarpour, M. (2008). Development and application of capacitance-resistive models for water/CO2 flood. PhD dissertation. University of Texas, Austin, Texas


DOI: 10.5510/OGP20210300528

E-mail: petrotech@asoiu.az

İ. N. Ponomaryova, D. A. Martyuşev

Perm Milli Tədqiqat Politexnik Universiteti, Perm, Rusiya

Vurulan su həcmlərinin paylanmasının və vurucu və hasilat quyuları arasında qarşılıqlı əlaqələrin ehtimal statistik metodlar vasitəsilə qiymətləndirilməsi


Məqalədə süzülmə axınlarının hərəkət istiqamətlərinin müəyyənləşdirilməsi kimi aktual məsələnin həlli üçün ehtimal statistik metodların tətbiqi təsvir edilmişdir. Hal-hazırda neft-qaz sənayesi müəssisələri bu məqsədlər üçün hidrodinləmə üsulları və indikator tədqiqatlarından istifadə edirlər. Bu üsullar süzülmə axınlarının hərəkət istiqamətlərini daha dəqiq qiymətləndirməyə imkan verir, lakin bahalı və vaxt tələb edən olması səbəbindən Perm vilayətinin yataqlarında onlardan tez-tez istifadə olunmur. Məqalədə hasilat və vurucu quyuların işlərinin toplanmış xarakteristikalarının korrelyasiyası vasitəsilə onların arasındakı qarşılıqlı əlaqənin tədqiqi təklif olunur. Su vurma və maye hasilatının toplanmış qiymətləri arasındakı korrelyasiya əmsalının dinamikasının bu şəkildə təhlili işlənmə sisteminin nəzərdən keçirilən elementi daxilində suvurma sisteminin keyfiyyət göstəricilərini təyin etməyə imkan vermişdir. Suvurma sisteminin əldə edilmiş keyfiyyət göstəriciləri praktik tətbiqin yüksək etibarlılığını nümayiş etdirir ki, bu da Qaqarin yatağının karbonatlı kollektorlarında tətbiq edilmiş trasser tədqiqatların materialları ilə təsdiqlənmişdir.

Açar sözlər: trasser tədqiqatlar; neft hasilatı; su vurma; süzülmə axınları; korrelyasiya əmsalı; bucaq əmsalı; karbonatlı kollektor.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Стенькин, А. В., Котенев, Ю. А., Султанов, Ш. Х., Уметбаев, В. Г. (2019). Методическое обоснование повышения выработки запасов нефти месторождений, осложненных тектоническими нарушениями. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 330(1), 214-223.
  2. Alrashdi, Z., Sayyafzadeh, M. (2019). Evalution strategy algorithm in well placement, trajectory, control and joint optimization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, 1042-1058.
  3. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117-124.
  4. Сайфутдинов, М. А., Хакимзянов, И. Н., Петров, В. Н. и др. (2018). Исследования о наличии гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами на базе геолого-технологической модели участка месторождения. Георесурсы, 20(1), 2-8.
  5. Мухаметшин, В. В., Кулешова Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Proceedings, 2, 16-22.
  6. Jirjees, A. Y., Abdulaziz, M. (2019). Influences of uncertainty in well log petrophysics and fluid properties on well test interpretation: An application in West Al Qurna Oil Field, South Iraq. Egyptian Journal of Petroleum, 28(4), 383–392.
  7. Belhouchet, H. E., Benzagouta, M. S., Dobbi, A., et al. (2021). A new empirical model for enhancing well log permeability prediction, using nonlinear regression method: Case study from Hassi-Berkine oil field reservoir – Algeria. Journal of King Saud University - Engineering Sciences, 33(2), 136-145.
  8. Xie, W., Wang, X., Li, C., Zhou, Y. (2019). Quantitative well placement optimisation of five-spot patterns in an anisotropic oil reservoir. International Journal of Oil, Gas and Coal Technology, 21(3), 333-356.
  9. Li, Y.-F., Sun, W., Liu, X.-W., et al. (2018). Study of the relationship between fractures and highly productive shale gas zones, Longmaxi Formation, Jiaoshiba area in Eastern Sichuan. Petroleum Science, 15(3), 498-509.
  10. Пономарева, И. Н., Мартюшев, Д. А., Черный, К. А. (2021). Исследование взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами на основе построения многоуровневых моделей. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(2), 116–126.
  11. Song, M. (2020). Reservoir formation conditions and key technologies for exploration and development in Shengtuo oilfield in Bohai Bay Basin. Petroleum Research, 5(4), 289–303.
  12. Huang, C., Liu, G., Shi, K., et al. (2020). Hydrocarbon migration in fracture-cave systems of carbonate reservoirs under tectonic stresses: A mechanism study. Petroleum Research, 5(2), 124–130.
  13. Kassab, M. A., Abbas, A., Ghanima, A. (2020). Petrophysical evaluation of clastic Upper Safa Member using well logging and core data in the Obaiyed field in the Western Desert of Egypt. Egyptian Journal of Petroleum, 29(2), 141-153.
  14. Martyushev, D. A., Yurikov, A. (2021). Evaluation of opening of fractures in the Logovskoye carbonate reservoir, Perm Krai, Russia. Petroleum Research, 6(2), 137-143.
  15. Abbas, A. H., WanSulaiman, W. R., ZaidiJaafar, M., et al. (2020). Numerical study for continuous surfactant flooding considering adsorption in heterogeneous reservoir. Journal of King Saud University - Engineering Sciences, 32(1), 91-99.
  16. Fattah, K. A., Lashin, A. (2018). Improved oil formation volume factor (Bo) correlation for volatile oil reservoirs: An integrated non-linear regression and genetic programming approach. Journal of King Saud University - Engineering Sciences, 30(4), 398-404.
  17. ElGibaly, A., Osman, M. A. (2019). Perforation friction modeling in limited entry fracturing using artificial neural network. Egyptian Journal of Petroleum. 28(3), 297-305.
  18. Мартюшев, Д. А., Пономарева, И. Н., Галкин, В. И. (2021). Оценка достоверности определения фильтрационных параметров продуктивных пластов с применением многомерного регрессионного анализа. SOCAR Proceedings, Special Issue 1, 50-59.
  19. Silva, T. M. D., Bela, R. V., Pesco, S., Barreto Jr., A. (2021). ES-MDA applied to estimate skin zone properties from injectivity tests data in multilayer reservoirs. Computers & Geosciences, 146, 104635.
  20. Грачев, С. И., Коротенко, В. А., Кушакова, Н. П. (2020). Исследование влияния трансформации двухфазной фильтрации на формирование зон невыработанных запасов нефти. Записки Горного Института, 241, 68-82.
  21. Hu, W., Wei, Y., Bao, J. (2018). Development of the theory and technology for low permeability reservoirs in China. Petroleum Exploration and Development, 45(4), 685-697.


DOI: 10.5510/OGP20210300529

E-mail: martyushevd@inbox.ru

S. D. Məhərrəmova

AMEA-nın Neft və Qaz İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

Qazkondensat yataqlarında kondensatın çıxarılması prosesinin müxtəlif işlənilmə rejimlərində səmərəliliyinin artırılması


Riyazi modelləşdirmə əsasında qazkondensat yataqlarında kondensatın çıxarılması prosesinin müxtəlif işlənilmə rejimlərində səmərəliliyinin artırılmasının mümkünlüyü tədqiq edilmişdir. İşlənilmənin tükənmə rejimi ilə müqayisədə azot, habelə CO2 qazından istifadə etməklə lay təzyiqinin saxlanılması yolu ilə son kondensatvermə əmsalının əhəmiyyətli dərəcədə artması və onların nəticələrinin quru qazın vurulmasının uyğun nəticələri ilə müqayisə olunan olması müəyyən edilmişdir.

Açar sözlər: keçiricilik; məsaməlik; təzyiq; kondensatvermə əmsalı; azotun vurulması.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Закиров, С. Н. (1998). Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. Москва: Струна.
  2. Гуревич, Г. Р. (1985). Способы повышения конденсатоотдачи пластов. Ежегодник «Итоги науки и техники». Серия «Разработка нефтяных и газовых месторождений». Т. 16. Москва: ВИНИТИ. 3. Аббасов,
  3. Я. (1993). Методы расчета статического динамического забойного давления в газовых и газоконденсатных скважинах. Баку: Элм.
  4. Брусиловский, А. И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. Москва: Грааль.
  5. Фейзуллаев, Х. А., Кулиев, Е. А. (2017). Моделирование водного воздействия на газоконденсатный пласт. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 8, 31-37


DOI: 10.5510/OGP20210300530

E-mail: xasay.feyzullayev@socar.az

E. F. Vəliyev

«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan

Amfifil blok-bolimer sisteminin emulsiya ilə sıxışdırılma zamanı tətbiqi


Məqalədə stabil emulsiya yaratmaq məqsədilə işlənmiş amfifil blok – polimer tərkibi təqdim olunmuşdur. Sözügedən blok-polimer tərkibi həmçinin temperatur təsiri ilə geri çevrilə bilən gel əmələ gətirici xassəyə malikdir. Bu xüsusiyyət onun layda maye axınının istiqamətini dəyişmək məqsədilə istifadə oluna biləcəyini göstərir. Neft sənayesində istifadə olunan ənənəvi amfifil polimer sistemlər yüksək duzluluqlu mühitə davamlı olmur. Beləliklə, bu çatışmazlığı aradan qaldırmaq üçün blok-polimer tərkibi işlənmişdir. Məqalədə təqdim olunmuş blok polimer sisteminin duzlu mühitdə səthi gərilməyə təsiri araşdırılmış və nəticələr əks olunmuşdur. Tədqiqatda əldə olunan əsas nəticələr bunlardır: blok-polimerin qatılığının artması ilə emulsiyanın stabilliyinin artması; kritik aqqreqasiya qatılığının təyini (hansı ki, daha yüksək qatılıqlarda emulsiya makro halından mikro halına keçid edir); məsamə həcminin 0.25 hissəsi miqdarında emulsiya vurulması zamanı neftvermə əmsalının 37% artması.

Açar sözlər: neftvermə əmsalı; emulsiya ilə sıxışdırılma; blok-polimer; kritik aqreqasiya qatılığı.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Winnik, M. A., Yekta, A. (1997). Associative polymers in aqueous solution. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 2(4), 424-436.
  2. Bouchard, A. J., Hawkins, J. T. (1992). Reservoir-engineering implications of capillary-pressure and relative-permeability hysteresis. The Log Analyst, 33(04).
  3. Østebø Andersen, P. (2018, October). Capillary pressure effects on estimating the EOR potential during low salinity and smart water flooding. SPE-191974-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  4. Afzali, S., Ghamartale, A., Rezaei, N., Zendehboudi, S. (2020). Mathematical modeling and simulation of water-alternating-gas (WAG) process by incorporating capillary pressure and hysteresis effects. Fuel, 263, 116362.
  5. Khatib, Z. I., Hirasaki, G. J., Falls, A. H. (1988). Effects of capillary pressure on coalescence and phase mobilities in foams flowing through porous media. SPE Reservoir Engineering, 3(03), 919-926.
  6. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  7. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86-88.
  8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Azizagha, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
  9. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. A., Велиев, Э. Ф. (2019). Применение умягченной воды для повышения нефтеотдачи пласта. SOCAR Proceedings, 1, 19-28.
  10. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
  11. Kamal, M. S., Adewunmi, A. A., Sultan, A. S., et al. (2017). Recent advances in nanoparticles enhanced oil recovery: rheology, interfacial tension, oil recovery, and wettability alteration. Journal of Nanomaterials, 2017.
  12. Rosen, M. J., Wang, H., Shen, P., Zhu, Y. (2005). Ultralow interfacial tension for enhanced oil recovery at very low surfactant concentrations. Langmuir, 21(9), 3749-3756.
  13. Joonaki, E., Ghanaatian, S. J. P. S. (2014). The application of nanofluids for enhanced oil recovery: effects on interfacial tension and coreflooding process. Petroleum Science and Technology, 32(21), 2599-2607.
  14. Saha, R., Uppaluri, R. V., Tiwari, P. (2018). Effects of interfacial tension, oil layer break time, emulsification and wettability alteration on oil recovery for carbonate reservoirs. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 559, 92-103.
  15. 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.
  16. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
  17. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  18. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
  19. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  20. Исмаилов, Р. Г., Велиев, Э. Ф. (2021). Эмульсирующий состав для повышения коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 22-28.
  21. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021) Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  22. Suleimanov, B. A., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016, October). Compressive strength of polymer nanogels used for enhanced oil recovery EOR. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  23. Нагиева, Н. В. (2020). Коллоидно-дисперсные гели для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. SOCAR Proceedings, 2, 67-77.
  24. Zargartalebi, M., Kharrat, R., Barati, N. (2015). Enhancement of surfactant flooding performance by the use of silica nanoparticles. Fuel, 143, 21-27.
  25. Bryan, J. L., Kantzas, A. (2007, November). Enhanced heavy-oil recovery by alkali-surfactant flooding. SPE-110738-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  26. Hirasaki, G. J., Van Domselaar, H. R., Nelson, R. C. (1983). Evaluation of the salinity gradient concept in surfactant flooding. SPE Journal, 23(03), 486-500.
  27. Larson, R. G. (1978). Analysis of the physical mechanisms in surfactant flooding. SPE Journal, 18(01), 42-58.
  28. Liu, S., Zhang, D., Yan, W., et al. (2008). Favorable attributes of alkaline-surfactant-polymer flooding. SPE Journal, 13(01), 5-16.
  29. Chang, H. L., Zhang, Z. Q., Wang, Q. M., et al. (2006). Advances in polymer flooding and alkaline/ surfactant/polymer processes as developed and applied in the People's Republic of China. SPE Journal of Petroleum Technology, 58(02), 84-89.
  30. Vargo, J., Turner, J., Bob, V., et al. (2000). Alkaline-surfactant-polymer flooding of the Cambridge Minnelusa field. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 3(06), 552-558.
  31. Li, G. Z., Mu, J. H., Li, Y., Yuan, S. L. (2000). An experimental study on alkaline/surfactant/polymer flooding systems using nature mixed carboxylate. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 173(1-3), 219-229.
  32. Kon, W., Pitts, M. J., Surkalo, H. (2002, October). Mature waterfloods renew oil production by alkalinesurfactant-polymer flooding. SPE-78711-MS. In: SPE Eastern Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
  33. Guo, H., Li, Y., Kong, D., et al. (2017, May). Lessons learned from ASP flooding tests in China. SPE-186036- MS. In: SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  34. Kudaibergenov, S., Akhmedzhanov, T. K., Zhappasbayev, B., et al. (2015). Laboratory study of ASP flooding for viscous oil. International Journal of Chemical Sciences, 13, 2017-2025.
  35. Han, X., Kurnia, I., Chen, Z., et al. (2019). Effect of oil reactivity on salinity profile design during alkalinesurfactant-polymer flooding. Fuel, 254, 115738.
  36. Guo, H., Li, Y., Wang, F., Gu, Y. (2018). Comparison of strong-alkali and weak-alkali ASP-flooding field tests in Daqing oil field. SPE Production & Operations, 33(02), 353-362.
  37. Denney, D. (2013). Progress and effects of ASP flooding. SPE Journal of Petroleum Technology, 65(01), 77-81.
  38. Guillen, V. R., Carvalho, M. S., Alvarado, V. (2012). Pore scale and macroscopic displacement mechanisms in emulsion flooding. Transport in Porous Media, 94(1), 197-206.
  39. Demikhova, I. I., Likhanova, N. V., Perez, J. R. H., et al. (2016). Emulsion flooding for enhanced oil recovery: Filtration model and numerical simulation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 143, 235-244.
  40. Kumar, R., Dao, E., Mohanty, K. K. (2010, April). Emulsion flooding of heavy oil. SPE-129914-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  41. Ning, J., Wei, B., Mao, R., et al. (2018). Pore-level observations of an alkali-induced mild O/W emulsion flooding for economic enhanced oil recovery. Energy & Fuels, 32(10), 10595-10604.
  42. Pei, H., Shu, Z., Zhang, G., et al. (2018). Experimental study of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion flooding to enhance heavy oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 163, 476-483.
  43. Carvalho, M. S., Alvarado, V. (2014). Oil recovery modeling of macro-emulsion flooding at low capillary number. Journal of Petroleum Science and Engineering, 119, 112-122. 
  44. Pei, H., Zhang, G., Ge, J., et al. (2017). Study of polymer-enhanced emulsion flooding to improve viscous oil recovery in waterflooded heavy oil reservoirs. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 529, 409-416.
  45. Alizadeh, S., Suleymani, M. (2020). A mechanistic study of emulsion flooding for mobility control in the presence of fatty acids: effect of chain length. Fuel, 276, 118011.
  46. Wei, B., Ning, J., Shang, J., Pu, W. (2018, March). An experimental validation of a smart emulsion flooding for economic chemical EOR. SPE-190352-MS. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers.
  47. Zhou, Y., Yin, D., Chen, W., et al. (2019). A comprehensive review of emulsion and its field application for enhanced oil recovery. Energy Science & Engineering, 7(4), 1046-1058.
  48. Sharma, T., Suresh Kumar, G., Sangwai, J. S. (2014). Enhanced oil recovery using oil-in-water (o/w) emulsion stabilized by nanoparticle, surfactant and polymer in the presence of NaCl. Geosystem Engineering, 17(3), 195-205.
  49. Pei, H. H., Zhang, G. C., Ge, J. J., et al. (2015, June). Investigation of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion to enhance oil recovery in waterflooded heavy oil reservoirs. SPE-174488-MS. In: SPE Canada heavy oil technical conference. Society of Petroleum Engineers.


DOI: 10.5510/OGP20210300532

E-mail: elchinf.veliyev@socar.az

K. İ. Mətiyev1, A. M. Səmədov1, F. M. Əhmədov2

1«Neftqazelmitədqiqatlayihə» İnstitutu, SOCAR, Bakı, Azərbaycan; 2SOCAR Midstream Operations Limited, Bakı, Azərbaycan

Neft xammalının turşuluğunun və korroziya aktivliyinin azaldılması


Neft xammalının turşuluq miqdarının və korroziya aktivliyinin azaldılması üçün özündə IA qrup elementlərin hidroksid elementlərini, deemulqasiyaedici xassələrə malik maddələri, həmçinin əlavə köməkçi xassələr yaradan səthi aktiv maddələri birləşdirən yeni tərkib işlənmişdir. Turşuluq və korroziya aktivliyinin azaldılması üzrə işlənmiş tərkiblərin effektivliyi Dubandi sahəsindən götürülmüş müxtəlif növ neftlər üzərində tədqiq edilmişdir.

Açar sözlər: naften turşuları; turşuluq miqdarı; korroziya aktivliyi; səthi aktiv maddələr; neft xammalı.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Turnbull, A., Slavcheva, E., Shone, B. (1998). Factors controlling naphthenic acid corrosion. Corrosion, 54 (11), 922-930.
  2. Oliveira, E. C., Filho, P. J. S., Piatnicki, C. M. S., Caramão, E. B. (2006). Analysis of tertbutyldimethylsilyl derivatives in heavy gas oil from brazilian naphthenic acids by gas chromatography coupled to mass spectrometry with electron impact ionization. Journal of Chromatography A, 1105(1–2), 95-105.
  3. Philip R. Petersen, P. R., Robbins, F. P., Winston, W. G. (1990). Naphthenic acid corrosion inhibitors. US Patent 5182013.
  4. Edmondson, J. G. (1985). Method of inhibiting propionic acid corrosion in distillation units. US Patent 4647366.
  5. Verachtert, T. A. (2001). Trace acid removal in the pretreatment of petroleum distillate. US Patent 4199440.
  6. Сартори, Г., Сэвидж, Д. У., Горбэти, М. Л. и др. (1996). Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья. Патент РФ 2167909.
  7. Сулейманов, Б. А., Метиев, К. И., Самедов, А. М., Ахмедов, Ф. М. (2021). Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья. Заявка на получение Евразийского патента на изобретение № 2021/020(AZ).
  8. Najivana, P., Vaziri, A. (2015). Optimizatijn of demulsifer formulation for separation of water from crudе oil emulsions. Brazilian Journal of Chemical Engineering, 32, 107-118.


DOI: 10.5510/OGP20210300533

E-mail: kazim.metiyev@socar.az

V. A. Süleymanov1, N. A. Buznikov2

1İ.M.Qubkin adına Rusiya Dövlət Neft və Qaz Universiteti (MTU), Moskva, Rusiya; 2«Gazprom VNIIGAZ» MMC, Razvilka, Moskva vilayəti, Rusiya;

Dəniz boru kəmərində çoxfazalı axının fasiləsizliyinin təmin edilməsi: nəql olunan flüidin tərkibinin və boru kəmərinin istiqamət profilinin təsiri


Tərkibində maye fazası az olan qazın relyef istiqamət profilli dəniz boru kəməri ilə nəqli rejimləri araşdırılmışdır. Flüid axınının fasiləsizliyinin təmin edilməsi üçün boru kəmərindəki qaz sərfinin yolverilən minimum məhsuldarlıq adlanan müəyyən kritik qiymətlərdən artıq olması lazımdır. Göstərilmişdir ki, istiqamət profili mürəkkəb olan boru kəməri üçün ikifazalı flüidin (qaz və kondensat) nəqli fasiləsiz axının təmin edilməsi üçün daha etibarlıdır. Belə ki, axında hətta az miqdarda suyun və hidratəmələgəlmə inhibitorunun olması yolverilən minimum məhsuldarlığın nəzərəçarpacaq dərəcədə artmasına səbəb olur. Müəyyən edilmişdir ki, dəniz boru kəmərinin təhlükəsiz istismar diapazonunun genişləndirilməsi üçün hidratəmələgəlmə inhibitoru kimi metanolun istifadəsi glikollarla müqayisədə daha tərcih ediləndir. Aparılan hidravlik hesablamalar göstərmişdir ki, tikinti prosesində boru kəmərinin istiqamət profilinin
düzləşdirilməsi ikifazalı flüidin və tərkibində metanol sulu məhlulunun olduğu çoxfazalı flüidin nəqli üçün yolverilən minimum məhsuldarlığın azalmasına səbəb ola bilər.

Açar sözlər: dəniz boru kəməri; təbii qaz; qaz kondensatı; hidratəmələgəlmə inhibitoru; çoxfazalı flüid; maye yığılması; yolverilən minimum məhsuldarlıq.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Bai, Y. & Bai, Q. (2005). Subsea Pipelines and Risers. Amsterdam: Elsevier.
  2. Сулейманов, В.А. (2011). Трубопроводная транспортировка продукции морских платформ типа FPU. Газовая промышленность, 10, 90–94.
  3. Barrau, B. (2000). Profile indicator helps predict pipeline holdup, slugging. Oil & Gas Journal, 98 (8), 58–62.
  4. Soave, G. (1972). Equilibrium constants from a modified Redlich–Kwong equation of state. Chemical Engineering Science, 27 (6), 1197–1203.
  5. Péneloux, A., Rauzy, E., & Fréze, R. (1982). A consistent correlation for Redlich–Kwong–Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8 (1), 7–23.
  6. Bendiksen, K.H., Malnes, D., Moe, R., & Nuland, S. (1991). The dynamic two-fluid model OLGA: Theory and applications. SPE Production Engineering, 6 (2), 171–180.
  7. Taitel, Y., Barnea, D., & Brill, J.P. (1995). Stratified three phase flow in pipes. International Journal of Multiphase Flow, 21 (1), 53–60.
  8. Khor, S. H., Mendes-Tatsis, M. A., & Hewitt, G. F. (1997). One-dimensional modeling of phase holdups in three-phase stratified flow. International Journal of Multiphase Flow, 23 (5), 885–897.
  9. Бузников, Н. А., Сулейманов, В. А. (2014). Динамика накопления и выноса водного раствора ингибитора гидратообразования при начальном заполнении морского трубопровода. Газовая промышленность, 8, 34–37.


DOI: 10.5510/OGP20210300534

E-mail: suleymanov.v@gubkin.ru

Ə. A. Qasımov1, Q. B. Hacıyev2

1SOCAR, Bakı, Azərbaycan; 2Azərbaycan Dövlət İqtisad Universiteti, Bakı, Azərbaycan

Müasir iqtisadi şəraitdə neft-qaz sənayesi müəssisələrinin idarəedilməsinin qiymətləndirilməsi


Məqalədə ölkəmizdə neftçıxarmanın uzun tarixə malik olduğu göstərilmiş və onun bu günkü vəziyyətindən bəhs olunmuşdur. Azərbaycan Respublikası Dövlət Neft Şirkətinin (SOCAR) yaranmasından bu günədək xüsusilədə ölkəmizdə yeni neft strategiyasının başlanmasından sonra bir sıra uğurlara imza atılmışdır. Belə ki, müstəqillik illərində yeni neft və qaz yataqları kəşf olunmuş, müasir texnologiyalar mənimsənilmiş, beynəlxalq neft şirkətləri ilə yeni Sazişlər imzalanmış, bacarıqlı kadr potensialı hazırlanmış və sair nailiyyətlər əldə olunmuşdur. Neft-qaz sənayesi müəssisələrində beynəlxalq maliyyə hesabatlılığı və risklərin idarə edilməsi vəziyyəti qiymətləndirilmişdir. Məqalədə göstərilən təkmil işlərin və layihələrin tətbiqi SOCAR-ın beynəlxalq maliyyə bazarında da mövqelərinin möhkəmləndirilməsinə və yeni bank məhsullarından bəhrələnməyə imkan yaratdığı göstərilmişdir. Nəticədə beynəlxalq maliyyə hesabatlılığına malik neft-qaz sənayesi müəssisələrinin əlverişli investisiya mühitinə malik olduqları şəraitdə rəqabətqabiliyyətli istehsalın səmərəli üsullarla idarəedilməsinə şərait yarandığı qeyd olunmuşur.

Açar sözlər: neft-qaz sənayesi; müəssisə; inkişaf; idarəedilmə; maliyyə; hesabat; risklər.

Ədəbiyyat siyahısı

  1. Aliyev, I. G. (2003). Caspian oil of Azerbaijan. Moscow: Izvestia.
  2. Abdullaev, R., Gasimov, S. (2017). Practical guide to improving the operating activities efficiency of an oil and gas enterprise. Moscow: Nedra.
  3. Aliyev, N. A. (1994). The history of oil in Azerbaijan. Azerbaijan International, USA, 2, 22-23.
  4. SOCAR (2019). SOCAR Annual report – 2018. Sustainability report. Baku: SOCAR.
  5. Tagıyev, C. O. (2003). Azerbaijan oil and oil pipelines-endof XX century-beginning of XXI. Disseration of PhD. Baku.
  6. Annual report (2019). Annual report of Transparency Commission in Production Industry of Azerbaijan Republic. Baku.
  7. www.e-qanun.az
  8. www.president.az
  9. Jamal, M., Al-Mufarej, M., Al-Mutawa, M., et al. (2013, October). Effective well management in Sabriyah intelligent digital oilfield. SPE-167273-MS. In: SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference held in Mishref, Kuwait.
  10. Davidenko, L. M., Miller, A. Е. (2016). Technological integration of the industrial enterprises of old industrial regions. In: North-East Asia Academic Forum (Publication of scientific articles). China: Harbin University of Commerce, 1(11), 94 – 97.
  11. Davidenko, L. M., Miller, A. E., Miller, N. V. (2015). Formation of integrated industrial companies under current conditions. Asian Social Science, 11(19), 70-81.
  12. Karnauhov, A. A. (2014). Formirovanie effektivnogo mekhanizma realizacii investicionnyh proektov v neftegazovom stroitel'stve: Discertaciya na soiskanie uchenoj stepeni kandidata ekonomicheskih nauk. Moskva.
  13. Transparency report (2019). Summary report of Transparency Commission in Production Industry in Azerbaijan Republic. Baku, 2019, p. 34
  14. SOCAR (2019). SOCAR Annual report – 2018. Baku: SOCAR.
  15. SOCAR (2019). SOCAR Annual report – 2018.Financal statement. Baku: SOCAR.
  16. www.socar.az
  17. http://socar.az/socar/assets/documents/az/socar-financialreports/Maliyye.hesabat.2018.pdf
  18. Abdullaev, R., Gasimov, S. (2017). The history of SOCAR transformation. Baku.


DOI: 10.5510/OGP20210300535

E-mail: anver.qasimov@socar.az