Продолжительными поисково-разведочными и скважинными исследованиями подтверждена высокая перспективность нефтегазоносности отложений верхнего мел-майкопа в многочисленных структурах в Гянджинском нефтегазоносном районе. Структуры, выявленные в НГР, имеют сложное строение и также осложнены разнонаправленными разломами. Хотя закономерность формирования месторождений была выяснена, необходим индивидуальный подход к поисково-разведочным работам на каждом блоке. Учитывая результаты недавних комплексных геофизических исследований на месторождениях Газанбулак-Чайлы и Нафталан-Гедекбоз, необходимо направить поисково-разведочные работы на получение прямых геофизических параметров, представляющих нефтегазоносность по другим блокам. С учетом имеющихся геофизических данных и с применением соответствующих геофизических комплексов прогнозирования нефтегазоносности в строениях антиклинального и не антиклинального типа, определение их границ и глубин, элементов ловушек и стратиграфической принадлежности является эффективным направлением для дальнейших поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Ключевые слова: сейсморазведка; преломленная волна; гравимагнитная разведка; сейсмическая и гравиметрическая аномалия; ловушка; нефтяные и газовые месторождения; верхний мел-майкоп.

Литература

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.

В целях оценки перспектив нефтегазоносности изучены коллекторские свойства мезо-кайнозойских отложений, сформировавшихся в различных геологических условиях структур Ялама, Худат и Сиязанской моноклинали. Результаты анализа сведены в таблицы, отражающие физические и фильтрационно-емкостные свойства различных типов пород. На основе петрофизического анализа для коллекторов различных литологических типов установлены закономерности в изменениях плотности, карбонатности, пористости и проницаемости пород, а также скорости распространения ультразвуковых волн. Установлено, что изменения коллекторских свойств пород по площади связаны в основном с условиями литогенеза, с неоднородностью литологического состава осадочных комплексов, с глубинами залегания пород, а также с особенностью развитии локальных поднятий. При прогнозировании нефтегазоносности в глубокозалегающих толщах рассматриваемой территории, наряду с разведочно-геофизическими методами, рекомендуется использовать также результаты изменения фильтрационно-объемных характеристик пород, а также характер изменения скорости распространения сейсмических волн с глубиной.

Ключевые слова: литофации; плотность; пористость; проницаемость; карбонатность; скорость продольных волн.

Литература

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

Олигоцен-миоценовые отложения, вслед за основной нефтегазоносной свитой Азербайджана – продуктивной толщей, относимой к нижнему плиоцену, являются одними из наиболее изучаемых объектов. Этот комплекс отнесен в разряд нефтеобразующих пород и согласно стратиграфической шкале связывается с майкопскими, чокракскими и диатомовыми отложениями. Поэтому исследования превращения органических веществ в углеводороды в благоприятных условиях осадконакопления и термобарической среде имеют большое значение. Кроме того, определение зон генераций углеводородов, наличие соответствующих палеотектонических и палеоструктурных условий для их дальнейшей миграции и скопления в ловушках также являются важными задачами, требующими своего разъяснения. С этой целью были построены карты мощностей майкопских и средне- и верхнемиоценовых отложений, модели отражающие их палеоструктурное положение к концу века продуктивной толщи, а на схемах указаны прогнозные палеотемпературы. В результате было выяснено, что восстановительно-щелочная среда, существующая во время осадконакопления в майкопском и чокракском веках, являлась благоприятной для превращения органических веществ в углеводороды.

Ключевые слова: Западный Абшерон; олигоцен-миоценовые отложения; нефтематеринская порода; органическое вещество; нефтяное окно; витринит; геохимическое условие; очаг генерации; миграция; ловушки; палеоструктура.

Литература

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.

В статье рассматривается вопрос бурения многоствольных горизонтальных скважин и приводится краткая история его развития. Была предоставлена информация о выборе места расположения многоствольной горизонтальной скважины, бурении основного ствола скважины и определении глубины для спуска колонн. В статье также анализируется выбор глубины вскрытия бокового ствола, важность бурения многоствольных горизонтальных скважин и их применение впервые в акватории Южном Каспия, на месторождении «Западный Абшерон», скважина №19.

Ключевые слова: многоствольные скважины; бурение горизонтальных скважин; петрофизические модели; бурение основных и боковых стволов.

Литература

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/

Одним из перспективных методов воздействия на пласт, способствующим более полному извлечению нефти из месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, является микробиологическое воздействие. В результате применения микробиологического метода воздействия в пласте образуются нефтевытесняющие агенты, а также генерируется значительное количество газов, доминирующее место среди которых занимает углекислый газ. Ранее авторам не удалось изучить особенности приготовления газированных биосистем и условия реализации в предпереходном фазовом состоянии (ППФС) в пластовых условиях. Установлено, что газированные системы в ППФС обладают лучшими нефтевытесняющими свойствами, чем негазированные системы. Поэтому, в неоднородной пористой среде профиль фильтрации газированных жидкостей в ППФС должен быть более равномерным, чем для дегазированной жидкости. На основе экспериментальных исследований показана эффективность вытеснения газированными биосистемами по сравнению с дегазированными. Выявлена возможность эффективного применения газированных гибридных биополимерных систем.

Ключевые слова: газированные; биосистема; микробиологический; предпереходное фазовое состояние; эффект проскальзывания; увеличение нефтеотдачи.

Литература

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.

В статье, для оценки эффективности процесса заводнения неоднородных резервуаров предложена модифицированная емкостно-резистивная модель (CRM), учитывающая нелинейность коэффициента продуктивности. CRM-модель, основанная на уравнении неразрывности между отбором и закачкой, имеет ряд преимуществ по сравнению с другими методами. Данный подход не требует построения геологической модели и гидродинамических симуляторов, длительного вычислительного процесса и базируется только на данных динамики добычи и закачки. Предложенная модель адекватно описывает процесс добычи и может быть использована при прогнозировании показателей добычи и для мониторинга процесса заводнения. Применимость предложенной модели для описания процесса добычи резервуара с учетом заводнения апробирована как на модельных, так и на реальных примерах нефтедобычи. Проведен сравнительный анализ моделирования дебита скважин реальных нефтяных месторождений на основе предложенной CRM на основе нелинейного коэффициента продуктивности c традиционной CRM с линейным коэффициентом продуктивности.

Ключевые слова: заводнение; емкостно-резистивная модель; нелинейный коэффициент продуктивности; эффективность; мониторинг; прогноз.

Литература

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

статье описано применение вероятностно-статистических методов для решения актуальной задачи, связанной с определением направления движения фильтрационных потоков. На сегодняшний день предприятия нефтегазовой промышленности для этих целей применяют методы гидропрослушивания и индикаторных исследований. Данные методы могут наиболее точно оценить направления движения фильтрационных потоков, но ввиду дороговизны и длительности проведения данных исследований на месторождениях Пермского края проводятся нечасто. В данной работе предлагается исследовать взаимодействие между добывающей и нагнетательной скважинами посредством корреляции накопленных характеристик их работы. Выполненный таким образом анализ динамики коэффициента корреляции между накопленными значениями закачки воды и добычи жидкости позволил установить качественные показатели работы системы заводнения в пределах рассматриваемого элемента системы разработки. Полученные качественные показатели работы системы заводнения демонстрируют высокую достоверность практического применения, что подтверждено материалами трассерных исследований, применительно к карбонатной залежи Гагаринского месторождения.

Ключевые слова: трассерные исследования; добыча нефти; закачка воды; фильтрационные потоки; коэффициент корреляции; угловой коэффициент; карбонатный коллектор.

Литература

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.

На основании математического моделирования исследованы возможности повышения коэффициента извлечения конденсата на газоконденсатных месторождениях при различных режимах разработки. Установлено, что конечный коэффициент извлечения конденсата существенно увеличивается по сравнению с режимом разработки на истощение путем поддержания пластового давления с использованием азота, также углекислого газа, и их результаты сопоставимы с соответствующими результатами закачки сухого газа.

Ключевые слова: проницаемость; пористость; давление; коэффициент конденсатоотдачи; закачка азота.

Литература

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, З. 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

Одной из эффективных технологий удаления накопленной на забое газовых скважин жидкости и восстановления свободного движения газа является введение на забой твердых поверхностно-активных веществ (ПАВ) в шарообразной или цилиндрической форме (химических шашек), способствующих вспениванию газожидкостной смеси на забое скважины и ее поднятию на дневную поверхность. Образование пены снижает гидростатическое давление на пласт, повышая продуктивность скважины. В работе приводятся результаты исследований нового состава твердого ПАВ для удаления жидкости с забоя газовых скважин. На основе проведённых исследований можно сделать вывод, что рассмотренный состав обладает высокой поверхностной активностью, смачивающей и многофункциональной защитной способностью. Предложен способ доставки твердого ПАВ (химической шашки) на забой наклонной скважины.

Ключевые слова: газовые скважины; удаление жидкости; твердый ПАВ; химические шашки; вспенивание газожидкостной смеси; наклонная скважина.

Литература

1. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
2. Сулейманов, Б. А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743-746.
3. Шахвердиев, А. Х. О., Панахов, Г. М. О., Сулейманов, Б. А. и др. (1999). Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ 2125154.
4. Сулейманов, Б. А., Азизов, Х. Ф. (1995). Об особенностях течения газированной жидкости в пористом теле. Коллоидный журнал, 57(6), 862-867.
5. Suleimanov, B. A., Azizov, F., Abbasov, E. M. (1998). Specific features of the gas-liquid mixture filtration. Acta mechanica, 130(1), 121-133.
6. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
7. 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.
8. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
9. 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.
10. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
12. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
13. Коловертнов, Г. Ю., Краснов, А. Н., Кузнецов, Ю. С. и др. (2015). Автоматизация процесса удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов. Территория «НЕФТЕГАЗ», 9, 70-76.
14. Паникаровский, Е. В.,Паникаровский, В. В., Ваганов, Ю. В. (2019). Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин. Известия ВУЗ «Нефть и газ», 3, 54-63.
15. фон Пионски, К., Сейдел, Ш., Веуто, Д. К., Веуто, Д. (2003). Устройство для автоматического ввода брусков мыла обеспечивает увеличение добычи газа. Нефть мира, 1, 45-46.
16. Maximize production by continuously dropping soap sticks throughout the day and night. https://jandjsolutionsllc.com/products/automatic-soap-stick-launcher/
17. Кондрат, Р. М., Билецкий, М. М. (1980). Совершенствование методов эксплуатации обводнившихся газовых скважин. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 9, 56.
18. Soap Sticks. https://jandjsolutionsllc. com/products/soap-sticks/
19. Soft Soap Sticks. http://fisher-stevens. com/index.html
20. Soapsticks. https://foamtechinc. com/products/soapsticks/
21. Закиров, Н. Н., Кротов, П. С., Юшков, А. Ю. и др. (2007). Выбор конструкции забоя сеноманских горизонтальных скважин. Бурение и нефть, 5, 30–31.

В статье представлен разработанный состав амфифильного блок-полимера, формирующего устойчивую эмульсионную систему. Представленный состав блок-полимера обладает также реверсивно-термальными гелеобразующими свойствами, что позволяет рассматривать его как эффективный рабочий агент в операциях по изменению фильтрационных потоков в глубинных зонах пласта. Традиционно применяемые в нефтяной индустрии амфифильные полимерные системы слабо устойчивы в условиях высокой минерализации, с этой целью был разработан состав блок-полимера лишенный данного недостатка. В работе представлены результаты исследований, влияние блок-полимера на значения поверхностного натяжения в условиях минерализованной среды. Основными результатами представленной работы являются: увеличение стабильности эмульсий с увеличением концентрации блок-полимера применяемого в качестве эмульгатора, определение критической концентрации агрегации при превышении которой происходит переход от макро к микро эмульсиям и увеличение КИН на 37% при закачке оторочки эмульсии в количестве 0.25 от порового объема образца.

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти; эмульсионное заводнение; блок-полимер; критическая концентрация агрегации.

Литература

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

Разработан новый состав для снижения кислотного числа и коррозионной активности нефтяного сырья, который включает в себя гидроксиды элементов 1А группы, вещества с деэмульгирующими свойствами, а также поверхностно-активные вещества, создающие дополнительные вспомогательные свойства. Активность разработанных составов по снижению кислотности и коррозионной активности исследована на различных видах нефтей взятых с участка Дюбенди.

Ключевые слова: нафтеновые кислоты; кислотное число; коррозионная активность; поверхностно-активное вещество; нефтяное сырье.

Литература

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.

Исследованы режимы транспорта газа с малым содержанием жидкой фазы по протяженному морскому трубопроводу с рельефным профилем трассы. Для обеспечения бесперебойности потока флюида необходимо, чтобы расход газа в трубопроводе превышал некоторое критическое значение, называемое минимальной допустимой производительностью. Показано, что для трубопровода со сложным профилем трассы более надежным для обеспечения бесперебойности потока является транспорт двухфазного углеводородного флюида (газ и конденсат), так как присутствие в по токе даже небольшого количества воды и ингибитора гидратообразования приводит к заметному увеличению минимальной допустимой производительности. Установлено, что для расширения диапазона безопасной эксплуатации морского трубопровода использование метанола в качестве ингибитора гидратообразования является предпочтительным по сравнению с гликолями. Проведенные гидравлические расчеты показали, что выравнивание трассы трубопровода в процессе строительства может приводить к снижению минимальной допустимой производительности для транспорта двухфазного флюида и многофазного флюида, содержащего водный раствор метанола.

Ключевые слова: морской трубопровод; природный газ; газовый конденсат; ингибитор гидратообразования; многофазный флюид; накопление жидкости; минимальная допустимая производительность.

Литература

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.

В статье показано, что добыча нефти в Азербайджане имеет давнюю историю и обсуждается ее текущее состояние. Со времени создания Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики (SOCAR) до сегодняшнего дня был достигнут ряд успехов, особенно после запуска новой нефтяной стратегии в нашей стране. Таким образом, за годы независимости были открыты новые месторождения нефти и газа, освоены современные технологии, подписаны новые соглашения с международными нефтяными компаниями, подготовлены квалифицированные кадры и достигнуты другие достижения. Была проведена оценка состояния международной финансовой отчетности и управления рисками в нефтегазовой отрасли. Отмечается, что в результате работ по улучшению и реализации проектов, упомянутых в статье, SOCAR удалось укрепить свои позиции на международном финансовом рынке и получить выгоду от новых банковских продуктов. В результате было отмечено, что предприятия нефтегазовой отрасли с международной финансовой отчетностью имея условия благоприятного инвестиционного климата созданы условия для эффективного управления конкурентоспособным производством.

Ключевые слова: нефтегазовая отрасль; предприятие; развитие; управление; финансы, отчетность, риски.

Литература

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.