Dissertation work was performed at “OilGasScientificResearchProject” Institute of State oil company of Azerbaijan Republic.

References

1. Abdullayev M.Q., Mahmudov Q.T., Qarayev R.Q. Hasilat quyularına su axınin təcrid olunması üçün yeni tərkib və texnoloqiyaların işlənməsi // Azərbaycan neft təsərrüfatı, - Bakı: 2016. № 4, - s. 34-38
2. Əhmədov M.İ. Qaz-maye sistemlərindən istifadə etməklə quyuların sulaşması ilə mubarizə məsələlərin tədqiqi // Azərbaycan neft təsərrüfatı, - 2019. №3, - s. 24-28.
3. Fətəliyev V.M. “Dərin qazkondensat yataqları şəraitində çoxkomponentli karbohidrogen sistemlərində baş verən faza çevrilmələrinin fiziki-termodinamiki əsasları” Baki-2018
4. Musayeva Ş.F. Neft yataqlarinda durğun zonalarin mənimsənilməsinin eksperimental tədqiqi: / Texnika üzrə fəlsəfə doktoru dis. / - Bakı, 2017. – 146 s.
5. Ramazanova E.E., Qasımlı A.M., Babayev R.C., Əliyev E.N. Sulaşmış laydan qalıq neftin yeni kompozisiya vasitəsilə sıxışdırılması // Azərbaycan neft təsərrüfatı, - Bakı: 2016. № 1, - s. 20-24.
6. Rzayeva F.M., Abbasov Ç.İ., Paşayeva T.U. Qurudakı neft yataqlarında mikrobioloji metodun rətbiqi // Azərbaycan neft təsərrüfatı, - Bakı: 2005. № 5, - s. 51-57.
7. Абасов М.Т., Стреков А.С., Эфендиев Г.М. Повышение эффективности ограничения водопритоков в нефтяных скважинах // Nafta press, - Баку: 2009. - 256 с.
8. Аметов И. М., Хавкин А. Я., Бученков Л. Н. [и др.] Повышение нефтеотдачи – новые возможности // Нефтяное хозяйство, - 1997. № 1, - c. – 30 – 32.
9. Ахмедова У.Т. Новый способ разработки неоднородного пласта // Азербайджанское нефтяное хозяйство, - 2022. № 8, - c.70-76.
10. Ахмедова У.Т. Обзор методов повышения нефтеотдачи пласта на основе использования пенных систем // SOCAR «Proceedings», - 2022. № 3, - с 76-84.
11. Бабаев Р.Д., Сулейманов А.А., Шахидуззаман М. Экспериментальное исследование влияния микрозародышеобразования газоконденсатных систем на фильтрационные характеристики пористой среды // АНХ, 1995, №11- 12, с. 21-25
12. Багиров О.Т., Исмайлова С.Д., Исмайлов А.Д. Интенсификация нефтеизвлечения на основе релаксационных свойств биореагентов //Азербайджанское нефтяное хозяйство, - 2002. №10, - с.14-18.
13. Басюк Б.Н., Бурко В.А., Ганькин Ю.А. [и др.]. Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта, Патент RU2615543 13С2, 2017.
14. Васильев В.К., Быкова Т.И., Маркин А.А. Устойчивость пены под давлением // Нефтепромысловое дело, - 1976. № 5, - с.27-28.
15. Вахитов Г.Г., Мирзаджанзаде А.Х., Рыжик В.М., Кисиленко Б.Е., Мехтизаде Р.Н.  Особенности вытеснения водой нефтей с вязкоупругими свойствами // Нефтяное хозяйство, – 1977. № 4. – c. 38–41.
16. Велиев Э. Ф. Разработка и применение наносистем для интенсификации добычи нефти и технологических операций в скважинах: / на соискание учёной степени доктора философии по техническим наукам, дис. / - Баку, 2017. – 150 с.
17. Вилория А., Кастилю Л., Гарсце Х.А., Биоморги Х. Ингибитор образование отложений на основе алоэ. Патент RU2374430 С2, Российская Федерация, 2009.
18. Докичев В.А., Коптяева Е.И., Ишмуратов Ф.Г. [и др.] Углеводы — новый класс «зеленых» ингибиторов солеотложений // Нефтяное хозяйство, - 2016. № 5, - с. 92-94.
19. Ентов В.М., Турецкая Ф.Д. Гидродинамическое моделирование разработки неоднородных нефтяных пластов // Механика жидкости и газа, - 1995. № 6, - с. 88-93.
20. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. Альметьевск: Фэн АН РТ, - 2010. - 325 с.
21. Исмаилов Н.М., Рзаева Ф.М. Биотехнология нефтедобычи. Принципы и применение. Баку: Элм, - 1998. -200 с.
22. Исмайлов Ф. С., Сулейманов Б. А., Велиев Э. Ф., Байрамова Ш. С., Исаев Р. Ж. Пенообразующий состав, Патент RU2531708, Российская Федерация, 2013.
23. Исмайлов Ф. С. Научные и практические основы разработки новых методов повышения производительности и подземного ремонта скважин на месторождениях находящихся в поздней стадии эксплуатации: / на соискание учёной степени доктора технических наук, дис. / - Баку, 2018. – 393 с.
24. Круглова Ю.И., Дума А.Е., Боровская Л.В: Химические методы интенсификации добычи нефти: [Электронный ресурс] / Форум Химические науки. – 2021. URL: https://scienceforum.ru/2021/article/2018026337
25. Мамалов Е.Н., Джалалов Г.И., Горшкова Е.В. [и др.] Интенсификация добычи нефти с применением водовоздушной смеси // SOCAR Proceedings, - Баку: - 2022. № 2, - с.
26. Мамед-заде А.М. Нанотехнологии в нефтедобыче. Баку: Uniprint, 2010. – 270 c.
27. Мамедъянов М.А., Исмаилов Н.М. Разработка и применение микробиологических методов повышения нефтеотдачи в Азербайджане // Нефтегазовые технологии, - Москва:2011. №11, - с.23-28.
28. Мамыкин А.А., Муллагалин И.З., Харисов Р.Я. Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, Патент RU2587203 11C1, Российская Федерация, 2016.
29. Мандрик И.Э., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х. Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. Москва: Нефтяное хозяйство, - 2010. -288 с.
30. Меликов Г. «Исследование влияния неравновесности на гидродинамические характеристики газожидкостных систем при давлениях выше давления насыщения» Баку, 1987.
31. Меликов Г. Х., Азизов М. Г. Экспериментальное исследование влияния релаксационных свойств газожидкостных систем на фильтрацию в неоднородных пористых средах // Изв.ВУЗов СССР. Нефть и Газ, – 1988, № 10. – с. 35–38.
32. Методы воздействия на пласт: [Электронный ресурс]. – Российская Федерация, 2023. URL: https://www.neftegaz-expo.ru/ru/articles/2016/metody-vozdejstviya-na-plast/
33. Методы повышения нефтеотдачи пластов: [Электронный ресурс]. – Российская Федерация, 2012. URL: https://neftegaz.ru/science/booty/332036-metody-povysheniya-nefteotdachi-plastov/
34. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И. М., Богопольский А.О. Способ разработки нефтяной залежи. Патент SU1822219 A1, 1998.
35. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И.М., Хасаев А.М., [и др.] Технология и техника добычи нефти. Москва: Недра, - 1986. - 382 с.
36. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, - 2005. - 280 с.
37. Михайлов Д.Н. Особенности процесса вытеснения нефти при наличии микропузырьков в фильтрационном потоке // - Москва: Прикладная механика и техническая физика - 2012. Т. 53, № 3, - с. 68-83
38. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН. Казань: Фэн" Академии наук РТ, - 2014.- 750 с.
39. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде: Справочное пособие. Москва: Недра, - 1991. - 167 с.
40. Петров Д. С., Заводовскии С. П., Прийменко С.В. Микробиологический метод увеличения нефтеотдачи заводненных пластов // «EuroasiaScience» XXI Международная научно-практическая конференция, - Москва, Россия: - Май, - 2019, - с.93-94.
41. Рзаева С. Д., Ахмедова У. Т. Глубинное выравнивание фронта вытеснения на основе использования пенных систем // Международная конференция «Нефтегазовая энергетика», - г. Ивано-Франковск:  - 21-24 сентября, -  2021, - с.74-75.
42. Рзаева С. Д., Ахмедова У. Т. Применение газированных биосистем для повышения нефтеотдачи пласта // Булатовские чтения: материалы VI Международной научно-практической конференции, - Краснодар: - 31 – марта, - 2022.  – c. 275-277.
43. Рзаева С.Д., Ахмедова У.Т. Повышение нефтеотдачи пласта  пенообразующими составами // Булатовские чтения: материалы V Международной научно-практической конференции, - Краснодар: - 31 – марта,  – 2021, -222-224.
44. Рзаева С.Д. Кязимов Ф.К., Акберова А.Ф., Ахмедова У.Т. Способ разработки неоднородного пласта. Евразийский патент № 042822,
45. Рзаева С.Д. Селективная изоляция водопритоков в скважину на основе использования отходов производства // SOCAR «Proceedings», - 2020. № 3, - c.118-126.
46. Рузин Л.М., Морозюк О.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). Ухта : УГТУ, - 2014. –127 с.
47. Сайфуллин, М.А. Микробиологический метод - один из эффективных воздействий для повышения нефтеотдачи. Тюмень: Научные исследования, - 2019. № 3 - с.8-9.
48. Сергеев А.С., Поляков Я.К. Термотропные неорганические гели для увеличения нефтеотдачи // Междисциплинарность науки как фактор инновационного развития Сборник статей Международной научно-практической конференции, - Таганрог: - Ноябрь, - 2019, - с.36-40.
49. Сулейманов Б. А. Механизм эффекта скольжения при течении газированных неньютоновских жидкостей // Коллоидный журнал, – 2012. № 6, - с. 764–768. (Suleimanov B. A. The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids // Colloid Journal. – 2012. - Vol. 74, - No. 6. - P. 726–730)
50. Сулейманов Б.А., Сулейманов А.А., Аббасов Э.М., Баспаев Е.Т. O влиянии докритического зародышеобразования на течение газоконденсатных систем в пористой среде // SOCAR Proceedings, – 2017. № 2. – с.34-48.
51. Сулейманов Б.А. Особенности фильтрации гетерогеных систем. Москва - Ижевск: ИКИ, - 2006. - 356 с.
52. Сулейманов Б.А., Сулейманов А.А., Самедов А.М., Рзаева С.Д., Казимов Ф.К. и др. Способ предотвращения солеотложений, Евразийский патент № 042065, 2023.
53. Сулейманов Б.А., Гасанов Ф.Г., Кязимов Ф.К., Рзаева С.Дж., Тулешева Г.Д. Способ изоляции водопритоков в скважине, Евразийский патент № 034715,
54. Сулейманов Б.А., Рзаева С.Д., Акберова А.Ф., Ахмедова У.T. Стратегия глубинного выравнивания фронта вытеснения при заводнении нефтяных пластов // SOCAR «Proceedings», - 2021. № 4, - с.33-43.
55. Сулейманов Б.А., Рзаева С.Дж., Ахмедова У.Т. Способ разработки нефтяной залежи, Евразийский патент № 041040, 2022.
56. Сулейманов Б.А., Рзаева С.Д., Ахмедова У.Т. Теоретические и практические основы применения газированных биосистем при интенсификации добычи нефти // SOCAR«Proceedings», - 2021. № 3, - c.36-45.
57. Сулейманов Б. А., Рзаева С.Дж., Кязымов Ф. К., Акберова А. Ф., Ахмедова У.Т. Способ разработки нефтяной залежи, Евразийский патент № 038892, 2021.
58. Сулейманов Б.A., Исмайлов Ш.З. Повышение эффективности физического воздействия на призабойную зону нефтедобывающих скважин: [Электронный ресурс] / Нефтегазовое дело, № 1 – Март 7, 2015. URL:
59. http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Suleymanov/Suleymanov_1.pdf
60. Сулейманов Б.А., Мамедов М.Р. Новый способ пенокислотной обработки призабойной зоны скважин // ANAS Transactions, - 2004. № 3, -с.78 – 83.
61. Сюзев О.Б., Валиуллин И.В., Максютин А.В. Способ обработки призабойной зоны пласта, Патент RU2352773 C1, Российская Федерация, 2009.
62. Таиров Н.Д. Нефтеотдача глубокозалегающих пластов. – Москва: Недра, - 1981. -130 с. 78-83.
63. Шахвердиев А. Х., Сулейманов Б. А., Панахов Г. М., Аббасов Э. М. Способ разработки нефтяной залежи, Патент RU2178067, 2002.
64. Шахвердиев А. Х., Панахов Г. М., Сулейманов Б. А., Аббасов Э. М., Ибрагимов Р. Г., Берман А. В. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, Патент РФ № 2114292, 1998.
65. Френкель Я. И. Кинетическая теория жидкостей. Ленинград: Наука, - 1975. – 594 с.
66. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. Л., Гостоптехиздат, 1963. — 351 с.
67. Abbaszadeh M., De-La Garza F.R., Villavicencio A.E.E. Design Studies in Naturally Fractured Reservoirs // SPE EOR Conference at Oil and Gas West, - Asia, Muscat, Oman: - 21 – March, - 2016. SPE-179842-MS.
68. AdetunjiA., Ben-Zvi A., Filstein A. Foam Formulation for High Temperature SAGD Applications //  SPE Thermal Well Integrity and Design Symposium,  - Banff, Alberta, Canada: - 17 - November, - 2019. SPE-198919-MS.
69. Al Yousef Z.A., Almobarky M.A., Schechter D.S. Surfactant and a mixture of surfactant and nanoparticles to stabilize CO₂/brine foam, control gas mobility, and enhance oil recovery // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. Volume 10, - 2020, – p. 439–445 (2020).
70. Anuka A., Falode O., Ogunshe A. [et al.]. An Overview of Microbial Enhanced Oil Recovery in Nigeria // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition,- Virtual : - August, - 2020. SPE-203765-MS.
71. Astuti D.I., Ariadji T., Aditiawati P [et al.]. A Comprehensive Preparation Study for Microbial Nutrient Injection of Microbial Enhanced Oil Recovery: Reservoir Screening and Laboratory Analysis – Case Study Bentayan Field // SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, - Jakarta, Indonesia: - October, - 2017. SPE-186249-MS.
72. Bahadori A. Fundamentals of Enhanced Oil and Gas Recovery from Conventional and Unconventional Reservoirs. Amsterdam, The Netherlands: Elsevier, - 2018. – p. 11.
73. Beckman J. W. Action of bacteria on mineral oil //Ind. Eng. Chem. November. – 1926. – Т. 10. – p. 3.
74. Bera A., Mandal A., Belhaj H., [et al.] Enhanced oil recovery by nonionic surfactants considering micellization, surface, and foaming properties // Petroleum Science, - 2017. Vol.14 (2), - p.362-371.
75. Boak L.S., Sorbie K.S. New Developments on the Analysis of Scale Inhibitors // SPE International Conference on Oilfield Scale, - Aberdeen, UK: -26-27 May, -2010. SPE-130401-MS.
76. Boeije C.S., Rossen W.R. SAG foam flooding in carbonate rocks // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2018. Vol. 171, - p.843-853.
77. Budiharjo H., Suhascaryo N., Nugroho H.A. [et al.]. Optimizing Oil Recovery through Microbial Injection to Support the Increasing Demand for Oil in Indonesia // SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, -Jakarta, Indonesia: - 17 – October, - 2017.SPE-186214-MS.
78. Chen H., Li Z., Fei W., [et al.] Experimental study on the enhanced oil recovery by in situ foam formulation // Energy Science and Engineering, - 2020. Vol.8 (17), - p.1092-1103.
79. Chen T., Chen P., Montgomerie H. [et al.]. Scale squeeze treatments in short perforation and high water production ESP wells— application of oilfield scale management toolbox // International petroleum technology conference, - Beijing,China: - 26 - 28 March, - 2013. IPTC-16844-MS
80. Coste J.P., Liu Y., Bai B. [et al.]. In-depth fluid diversion by pre-gelled particles. laboratory study and pilot testing // SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, - Tulsa, Oklahoma, U.S.A: - April, - 2000. SPE-59362-MS.
81. CoutoR., Gudiña E. J., Ferreira D [ et al.]. Characterization of a Biopolymer Produced by Arthrobacter Viscosus CECT 908 for Application in Microbial Enhanced Oil Recovery // SPE EOR Conference at Oil and Gas, - West Asia, Muscat, Oman: - March, - 2018. SPE-190460-MS.
82. Dhanarajan G., Rangarajan V., Bandi C., [et al.] Biosurfactant-biopolymer driven microbial enhanced oil recovery (MEOR) and its optimization by an ANN-GA hybrid technique // Journal of Biotechnology, - 2017. Vol. 256, - p.46-56.
83. Dong H., Zhang Z. Z., He Y. L., [et al.] Biostimulation of biogas producing microcosm for enhancing oil recovery in low-permeability oil reservoir // RSC Advances, - 2015. Volume 5, - p.91869-91877
84. Du Ch., Song Y., Yaho Z., [et al.] Developments in in-situ microbial enhanced oil recovery in Shengli oilfield // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects, - 2019. Volume 44(3), - p.1-11.
85. El-Dalatony M.M., Jeon B., Salama E., [et al.] Occurrence and Characterization of ParaffinWax Formed in Developing Wells and Pipelines Energies // Energies, - 2019. № 12, - p.1-12.
86. Ferno M. A., Gauteplass, Pancharoen M., [et al.] Experimental Study of Foam Generation, Sweep Efficiency, and Flow in a Fracture Network // SPE Journal, - 2014. Volume 21 (04), - p. 1140–1150.
87. Folomeev A.E., Magadiyev A.F., Khatmullin A.R. [et al.]. Acidizing Combined with Heat Generating System in Low-Temperature Dolomitized Wax Damaged Carbonates // SPE Russian Petroleum Technology Conference, - Virtual: - October, - 2020. SPE-202069-MS.
88. Gao C. Experiences of microbial enhanced oil recovery in Chinese oil fields // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2018. Vol.166, - p.55-62.
89. Gaol C., Wegner J., Ganzer L. [et al.]. Investigation of Pore-Scale Mechanisms of Microbial Enhanced Oil Recovery MEOR Using Microfluidics Application // SPE Europec featured at 81st EAGE Conference and Exhibition, - London, England, UK: - 3 – June, - 2019. SPE-195553-MS.
90. Gong J., Vincent-Bonnieu S., Kamarul Bahrim R.Z., [et al.] Injectivity of Multiple Slugs in Surfactant Alternating Gas Foam EOR: A CT Scan Study // SPE Journal, - 2020. Volume 25 (02), - p.895–906.
91. Guo , Li Y., Yiran Zh [et al.]. Progress of microbial enhanced oil recovery in China // SPE Asia Pacific Enhanced Oil Recovery Conference, - Kuala Lumpur, Malaysia: - 11 - 13 – August, - 2015. SPE 174697.
92. Hosseini-Nasab S.M., Zitha P.L.J. Investigation of chemical-foam design as a novel approach toward immiscible foam flooding for en­hanced oil recovery // Energy Fuels, - 2017. Vol.31(10), - p.10525-10534.
93. Hosseininoosheri, Lashgari H., Sepehrnoori K. Characterization of In-Situ Bio-Surfactant in Microbial Enhanced Oil Recovery // SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, - Port of Spain, Trinidad and Tobago: - June 2016. SPE-180877-MS.
94. Jafar Mazumder M.A. A Review of Green Scale Inhibitors: Process, Types, Mechanism and Properties // Coatings, - 2020. - № 10, - p.1-29.
95. Janssen M.T.G., Mutawa A.S., Pilus R.M., [et al.] Foam-Assisted Chemical Flooding for Enhanced Oil Recovery: Effects of Slug Salinity and Drive Foam Strength // Energy Fuels, - 2019.№33,- p.4951-4963.
96. Jiang H., Kang W., Li X., [et al.] Stabilization and performance of a novel viscoelastic N₂ foam for enhanced oil recovery // Journal of Molecular Liquids, - 2021.Vol.337, 116609.
97. Jinfang, Zhengmao W., Jun T [et al.]. An Evaluation of Microbial Flooding for Enhanced Oil Recovery, Fuyu Oilfield, China // SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition, - Baku, Azerbaijan: - November 2017. SPE-189001-MS.
98. Jones S.A., Laskaris G., Vincent-Bonnieu S., [et al.] Effect of surfactant concentration on foam: from coreflood experiments to implicit-texture foam-model parameters // Journal of Industrial and Engineering Chemistry, - 2016. Vol.37, - p.268-276.
99. Katiyar A., Patil P.D., Rohilla N. [et al.] Unconventional Reservoir Hydrocarbon-Gas Foam Enhanced-Oil-Recovery Pilot: Design, Implementation, and Performance Analysis // SPE Reservoir Evaluation & Enginerring, - 2021. Volume 24 (01), - p.194–204.
100. Khormali A., Petrakov D.G., Moghaddam R.N. Study of adsorption/desorption properties of a new scale inhibitor package to prevent calcium carbonate formation during water injection in ail reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2017. - №153, - p.257-267.
101. Kögler F., Mahlerb E., Dopffel N., [et al.] The Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) potential of Halanaerobiales under dynamic conditions in different porous media // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2021. - №1, - p.1-9.
102. Kong D., Li Y., Yu M. [et al.] Experimental investigation on block and transport characteristics of foam in porous media for enhanced oil recovery processes // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, - 2019. Vol. 570, -p.22-31.
103. Li D., Zhang L., Liu Y., [et al.] CO₂-triggered gelation for mobility control and channeling blocking during CO₂ flooding processes // Petroleum Science, - 2016. Vol.13, - p.247–258.
104. Macedo R.G., Marques N.N., Paulucci L.C., [et al.] Water-soluble carboxymethylchitosan as green scale inhibitor in oil wells // Carbohydrate Polymers, - 2019. - №7, - p.137-142.
105. Mady M.F., Kelland M.A. Overview of the Synthesis of Salts of Organophosphonic Acids and Their Application to the Management of Oilfield Scale // Energy & Fuels, - 2017. № (5), - p. 4603–4615.
106. Mahmoud M., Elkatatny S., Abdelgawad K.Z., [et al.] Using high- and low-salinity seawater injection to maintain the oil reservoir pressure without damage // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, - 201 Volume 7, - p. 589–596.
107. Maudgalya S. Microbial Enhanced-Oil_Recovery Technologies: A Review of the Past, Present, and Future // SPE Production and Operations Symposium. Oklahoma, USA, - 2007, - SPE-106978-MS
108. Mukkamala R., Banavali R.M. Compounds containing amide and carboxyl groups as asphaltane dispersants in crude oil, US 7122112 B2, 2006.
109. Nikolova C., Gutierez T. Use of Microorganisms in the Recovery of Oil From Recalcitrant Oil Reservoirs: Current State of Knowledge, Technological Advances and Future Perspectives // Frontiers in Microbiology, - 2020. Vol.10, - p.1-18.
110. Niu J., Liu Q., Lv J., [et al.] Review on microbial enhanced oil recovery: Mechanisms, modeling and field trials // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2020. Vol.192, - p.1-11.
111. Nmegbu G. J. Modeling the Diffusion Rate of Biogenic Gases Produced During Microbial Enhanced Oil Recovery // International Journal of Engineering and Advanced Technology, - 2014. Volume-3, Issue-5, - p. 2249 – 8958.
112. Ocampo A., Restrepo A., Clavijo J [et al.]. Successful Foams EOR Field Pilot in a Naturally Fractured Reservoir by the Injection of the Foaming Agent Dispersed in the Gas Stream // SPE Improved Oil Recovery Conference: - Virtual, August 2020. SPE-200377-MS.
113. Panahov G.M., Abbasov E.M., Jiang R. The novel technology for reservoir stimulation: in situ generation of carbon dioxide for the residual oil recovery // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, - Volume 11, - p.2009–2026.
114. Papadimitriou N., Romanos G.E., Charalambopoulou G.Ch. [et al.] Experimental investigation of asphaltene deposition mechanism during oil flow in core samples // Journal of Petroleum Science and Engineering, -2007. № 3-4, - p.281-293.
115. ParraE., Soto-Castruita E., Cerón-Camacho R [et a.]. Design and Evaluation of Multifunctional Foaming Agents for Production Enhancement in Oil Wells // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Virtual, October 2020. SPE-201603-MS.
116. Quraishi , Bhatia S.K., Pandit S., [et al.] Exploiting Microbes in the Petroleum Field: Analyzing the Credibility of Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) // Energies, - 2021. Volume 14, - p.1-30.
117. Raiders R.A., Knapp R.M., Mclnerney M.J. Microbial selective plugging and enhanced oil recovery // Journal of Industrial Microbiology, - 1989. Volume 4, - p. pages 215–229.
118. Raj I., Liang T., Qu M., [et al.] An experimental investigation of MoS₂ nanosheets stabilized foams for enhanced oil recovery application // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, - 2020. Vol.606, - p.1-7.
119. Reddy B.R., Ravi K.M., Griffith J.E., Zamora F., [et al.]. Methods of generating gas in well fluids, United States Patent 6715553, 2004.
120. Romero-Zeron Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR): a Practical Overview. London: IntechOpen, - 2016. – 202 p.
121. Salman M. A., Al-Nuwaibit G. Anti-scale magnetic method as a prevention method for calcium carbonate scaling // International Journal of Advances in Science Engineering and Technology, -2017. Volume 5, - p. 95-103.
122. Samin A.M., Manan M.A., Idris A.K. [et al.] Protein foam application for enhanced oil recovery // Journal of Dispersion Science and Technology, - 2017. Vol.38 (4), - p.604-609.
123. Sanders, Nguyen M. N., Ren G [et al.]. Development of Novel Foaming Agents for High Temperature Steam Applications // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, - Abu Dhabi, UAE: November 2017. SPE-188682-MS.
124. Santos T.N., Yokoyama L., Lage G.G. Evaluation of Scale Inhibitors To Prevent Calcium Sulfate In Sulfate Removal Units // American Journal of Engineering Research, - 2017, Volume 6, - p.-252-261.
125. She H., Kong D., Li Y., [et al.] Recent Advance of Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) in China // Geofluids and Energy for the XXI Century, - 2019. Volume 2019, - p.1-16.
126. Soto-Castruita E., Ramrez G., Martilnez C., [et al.] Effect of the temperature on the non-newtonian behavior of heavy oils // Energy and Fuels, – 2015. Volume 29 (5), – p. 2883–2889.
127. Sousa A. L., Matos H. A. & Guerreiro L. P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, - 2019. Volume 9, - p.2091–2107.
128. Suleimanov B. A., Rzayeva S. J., Akberova A. F., Akhmedova U. T. Self-foamed biosystem for Deep Reservoir Conformance Control // Petroleum Science and Technology, - 2022. Volume 40, - p.2450-2467.
129. Suleimanov B. A., Rzayeva S. J., Akhmedova U. T. Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery // International journal of modern physics, - 2021. Volume 35, №27, - 215027.
130. Suleimanov B. A., Rzayeva S. J., Akhmedova U. T. Application of Hybrid Biosystems for Stimulation of Oil Production // SPE Annual Caspian Technical Conference, - Virtual: - 5 - October, - 2021. SPE-207061-MS
131. Suleimanov B. A., Veliyev E. F. Nanogels for deep reservoir conformance control. SPE-182534-MS. Presented the SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition held in Astana, Kazakhstan.
132. Suleimanov B. A., Veliyev E. F., Dyshin O. A. Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR) // Petroleum Science and Technology, -2015, -Vol. 33, No. 10, p.1133–1140.
133. Sun L., Wei P., Pu W., [et al.] The oil recovery enhancement by nitrogen foam in high-temperature and high-salinity environments // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2016. Vol.146, - p.485-494.
134. Sylvester, Onyekonwu M., Okpokwasili G. Isolation and Screening of Hydrocarbon Utilizing Bacteria for Biosurfactant Production: Application for Enhanced Oil Recovery // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, - Lagos, Nigeria: - August 2019. SPE-198784-MS.
135. Vershinin V., Fedorov K., Lishckuk A. Mechanisms of Thermal-Pressure Induced Impact of Binary Mixture Reaction Near Wellbore // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, - Moscow, Russia: - October 24-26, - 2016. SPE-182048-RU.
136. Vishnyakov V., Suleimanov B., Salmanov A., Zeynalov E. Primer on Enhanced Oil Recovery. 1st Edition. Amsterdam, The Netherlands: Elsevier Inc., Gulf Professional Publishing, - 2019. – 222 p.
137. Wang F., Chen H., Alzobaidi S. [et al.] Application and Mechanisms of Self-Generated Heat Foam for Enhanced Oil Recovery // Energy Fuels, - 2018. Vol.32 (9), - p.9093–9105.
138. Wang H., Guo W., Zheng C. [et al.] Effect of Temperature on Foaming Ability and Foam Stability of Typical Surfactants Used for Foaming Agent // Journal of Surfactants and Detergents, - 2016. Vol.20(5), - p.1-8.
139. Wang, Hu J., Yang Z. [et al.] The study of a highly efficient and environment-friendly scaleinhibitor for calcium carbonate scale in oil fields // Petroleum, - 2021. - № 1, - p.1-14.
140. Wang, Chen C., Shiau B. [et al.] In-situ CO₂ generation for EOR by using urea as a gas generation agent // Fuel, -2018.Volume 217, - p.499-507.
141. Wang S., Yuan Q., Kadhum M. [et al.]. In Situ Carbon Dioxide Generation for Improved Recovery: Part II. Concentrated Urea Solutions // SPE Improved Oil Recovery Conference, - Tulsa, Oklahoma, USA: - 14 - April, - 2018. SPE-190192-MS.
142. Wang Sh., Kadhum M.J., Chen Ch. [et al.] Development of in Situ C0₂ Generation Formulations for Enhanced Oil Recovery // Energy & Fuels, - 2017. Volume 31 (12), - p.13475-13486.
143. Wang Y., Hou J., Tang Y. In-situ CO₂ generation huff-n-puff for enhanced oil recovery: Laboratory experiments and numerical simulations // Journal of Petroleum Science and Engineering, - 2016. Volume 145, - p. 183-193.
144. Wei P., Pu W., Sun L. [et al.] Role of water-soluble polymer on foam-injection process for enhancing oil recovery // Journal of Industrial and Engineering Chemistry, - 2018. Vol.65, - p.280-289.
145. White M., Pierce K., Acharya T. A Review of Wax-Formation/Mitigation Technologies in the Petroleum Industry // SPE Productions & Operations, - 2018. № 3, - p.476–485.
146. Wood D.A. Microbial improved and enhanced oil recovery (Mieor): Review of a set of technologies diversifying their applications // Advances in Geo-Energy Research, - 2019. Volume 3, № 2, - p.122-140.
147. Xia W., Shen W., Yu L. [et al.] Conversion of petroleum to methane by the indigenous methanogenic consortia for oil recovery in heavy oil reservoir // Applied Energy, - 2016. Volume 171, - p. 646-655.
148. Zhang Z., Gao H., Xue Q. Potential applications of microbial enhanced oil recovery to heavy oil // Critical Reviews in Biotechnology, - 2020. Volume 40, - p.459-474.
149. Zheng W., Tan X., Jiang W., Xie H., [et al.] Investigation of nanoclay-surfactant-stabilized foam for improving oil recovery of steam flooding in offshore heavy oil reservoirs // ACS Omega, - 2021. 6(35). – p 22709–22716.
150. Zhou X., Gayubov A.T., Le Sh. [et al.]. Selection Method of Activator for Indigenous Energized Microorganisms in Daqing Oilfield with Low Permeability Reservoirs // SPE Russian Petroleum Technology Conference, -Virtual: - 26 –October, - 2020. SPE-201835-MS.
151. Zhu, Zhao J., Han H. [et al.] High-pressure microscopic investigation on oil recovery mechanism by in situ biogases in petroleum reservoirs // Energy Fuels, - 2015. Volume 29(12), - p.7866–7874.