Методика «общей контурной точки» (ОКТ) для поиска залежи нефти и газа основана на выявлении простых локальных минимумов на графиках амплитуды и энергии сейсмических волн, проходящих через залежь. Простые локальные минимумы по методике ОКТ обеспечиваются идентификацией сейсмоприемников поперечного профиля, стабильностью критического угла преломленной волны, незначительными изменениями геометрического расхождения сейсмических волн и расстояния источник-приемник. Другие аномалии, вызванные локальными неоднородностями геологической среды, преодолеваются на основе корреляции динамических параметров волн, регистрируемых с разных направлений в поперечном профиле. В статье экспериментально демонстрируется получение простых минимумов путем устранения искажающего влияния локальной неоднородности верхней части разреза, определения соответствующих характерных точек минимумов, а также контура и глубины прогнозируемой залежи. 

Ключевые слова: залежь нефти и газа, прямой поиск, амплитуда сейсмических волн, локальная аномалия, методика «общей контурной точки.

Литература

1. Мустафаев, К. А., Новрузов, А. Г. (1987). Способ прямого поиска залежей нефти и газа. Авторское свидетельство СССР № 1340374. 
2. Novruzov, Ə. Q., Qədirov, V. Q., Rəşidov, Ə. M. və b. (2000). Neft və qaz yataqlarının birbaşa aхtarışı üsulu. Azərbaycan Respublikasının Patenti İ 2000181. 
3. Новрузов, А. Г. (1990). Развитие методики прямых поисков залежей нефти и газа сейсморазведкой преломленными волнами. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Баку. 
4. Кондратев, О. К. (1986). Сейсмические волны в поглощающих средах. Москва: Недра.

В статье приводится обзор состояния изучения связи распределения месторождений нефти и газа с тектоническими факторами. Особый акцент делается на показатель амплитуды неотектонических движений. Выполнено детальное изучение особенностей строения Ферганской депрессии и нефтегазоносности мезозойских и кайнозойских отложений. Количественный анализ показал, что распределение месторождений существенно зависит от вида новейшего структурно-тектонического элемента: максимальное количество приурочено к ступенчатым зонам (31%) и моноклиналям (22%). В разломных зонах и прибортовом склоне – 10-15 %, в антиклинальных зонах, поднятиях и флексурах сосредоточено не более 5-7% от общего количества месторождений. На основе дисперсионного анализа установлено, что сила влияния амплитуды неотектонических движений на формирование эффективных объёмов нефтяных и нефтегазовых залежей составляет около 40-50% от общей суммы влияющих факторов. Отмечено два самостоятельных интервала значений амплитуд новейших движений, которые отличаются характером зависимости.

Ключевые слова: неотектоника; месторождения; нефть и газ; количественный анализ; дисперсионный анализ; влияние; распределение; эффективный объём.

Литература

1. Bordenave, M. L., Hegre, J. A. (2005).The influence of tectonics on the entrapment of oil in the dezful embayment, Zagros Foldbelt, Iran. Journal of Petroleum Geology, 28(4), 339-368. 
2. Zecheng, W., Wenzhi, Z., Suyun, H., et al. (2017). Control of tectonic differentiation on the formation of large oil and gas fields in craton basins: A case study of SinianeTriassic of the Sichuan Basin. Natural Gas Industry B, 4(2), 141-155. 
3. Асланов, Б. С., Бабаев, Н. И. (2018). О возможном влиянии неотектонических процессов на формирование нефтегазоконденсатных залежей Азербайджана. SOCAR Proceedings, 1, 37-43. 
4. Дмитриевская, Т. В. (1997). Перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы по неотектоническим данным. Геология нефти и газа, 6, 16-21. 
5. Панина, Л. В., Зайцев, В. А. (2016). Новейшая геодинамика Скифской плиты. Альманах Пространство и Время. Система планета земля, 11(1). 
6. Тимурзиев, А. И. (2006). Новейшая тектоника и нефтегазоносность запада Туранской плиты. Геология нефти и газа, 1, 32-44. 
7. Нугманов, И. И. (2013). Влияние неотектонических движений на размещение и сохранность залежей нефти и газа (на примере Татарского свода и склонов прилегающих впадин). Автореферат дисс… канд. геол.-мин. наук. Казань: Институт геологии и нефтегазовых технологий, «Казанский (Приволжский) федеральный университет». 
8. Акрамходжаев, А. М., Сайдалиева, М. С. (1971). Ферганский нефтегазоносный бассейн. Москва: Недра. 
9. (1977). Структурно-тектонические предпосылки перспектив нефтегазоносности Узбекистана. Ташкент: Фан. 
10. Ситдиков, Б. Б. (1985). Неотектоника Западного Тянь-Шаня. Ташкент: Фан. 
11. Ситдиков, Б. Б. (2009). Геодинамика и нефтегазоносность Центральной Ферганы. Узбекский журнал нефти и газа, 3, 14-15. 
12. Сидикходжаев, К. Р. (2004). Роль разрывных нарушений в формировании нефтяных и газовых месторождений Ферганской нефтегазоносной области. Узбекский журнал нефти и газа, 2, 7-9. 
13. Бикеева, Л. Р. (2018). Неотектонические особенности строения северо-западной части Бухаро-Хивинского региона по данным космогеологических исследований. Узбекский журнал нефти и газа, 4, 24-29. 
14. Quirk, D. G., Ruthrauff, R. (2006). Analysis of reserves discovered in petroleum exploration. Journal of Petroleum Geology, 29(2), 125-146. 
15. Quirk, D. G., Howe, M. J., Archer, S. G. (2017). A combined deterministic-probabilistic method of estimating undiscovered hydrocarbon resources. Journal of Petroleum Geology, 40(3), 217-248. 
16. Абидов, А. А., Педдер, Ю. Г., Ахмедов, Ш. А. и др. (1999). Палеогеографические и палеотектонические условия развития Ферганской впадины в неоген-антропогене. Узбекский журнал нефти и газа, 3, 6-9. 
17. Гадоев, А. И. (2010). Палеоструктурные условия формирования Ханкызской структуры Южной Ферганы. Узбекский журнал нефти и газа, 2, 7-9. 
18. Нурматов, М. Р., Холисматов, И. Х., Ян Мао Юань, Байкобилов, И. Т. (2016). Литостратиграфическая унификация промысловых горизонтов неогеновых отложений Центрального грабена Ферганского нефтегазоносного региона. Узбекский геологический журнал, 2, 26-29.
19. Акрамова, Н. М., Ахмеджанова, Л. С., Утабова, Х. Т. и др. (2019). Оценка нефтегазоносности мезозойских отложений Ферганского региона по геолого-геохимическим данным. Узбекский журнал нефти и газа, 2, 14-18. 
20. Усманов, П. М. (2005). Прогноз нефтеносности по неотектоническим признакам. Узбекский журнал нефти и газа, 4, 6-7. 
21. Ким, А. И. (2007). Атлас ископаемой фауны и фло ры фанерозоя Узбекистана. Toм II. Ташкент: Государственный комитет Республики Узбекистан по геологии и минеральным ресурсам. 
22. Таль-Вирский, Б. Б. (1973). Глубинное геологическое строение Ферганской межгорной впадины и его изучение геофизическими методами. Ташкент: Фан. 
23. Гмурман, В. Е. (1972). Теория вероятностей и математическая статистика. Москва: Высшая школа. 
24. Плохинский, Н. А. (1970). Биометрия. Москва: МГУ.

В статье рассмотрена задача по определению момента инерции изогнутого вращающегося участка бурильной колонны. Задачи такого плана имеют первоочередное значение для динамического анализа бурильных колонн при роторном и роторно-турбинном способах бурения. Представлены точная и приближенные аналитические зависимости для определения момента инерции изогнутого участка бурильной колонны, в зависимости от геометрических параметров его изгиба. Учитывая научный и практический интерес к применению труб из нетрадиционных материалов, рассчитаны моменты инерции для изогнутых участков из стальных, титановых, алюминиевых и стеклопластиковых бурильных труб. Установлен характер изменения момента инерции участков бурильных труб разных диаметров в зависимости от длины полуволны и величины максимального изгиба.

Ключевые слова: бурильная колонна; стержень; момент инерции; стрела изгиба; длина полуволны изгиба.

Литература

1. Голосков, Е. Г., Филиппов, А. П. (1977). Нестационарные колебания деформируемых систем. Киев: Наукова думка. 
2. Pukach, P. Ya. (2012). On the unboundedness of a solution of the mixed problem for nonlinear evolution equation at a finite time. Nonlinear Oscillations, 14(3), 369-378. 
3. Сесюнин, Н. А. (1983). Об изгибе весомого стержня в наклонной цилиндрической полости. Известия вузов. Серия «Нефть и газ», 9, 22-25. 
4. Ройзман, В. П. (2015). О возможности создания безрезонансных конструкций, безкритических роторов и стержней, не теряющих устойчивости при сжатии. Вибрации в технике и технологиях, 3(79), 38-43. 
5. Орыняк, И. В., Радченко, С. А., Батура, А. С. (2007). Расчет собственных и вынужденных колебаний трубопроводной системы. Сообщение 1. Анализ колебаний пространственной стержневой системы. Проблемы прочности, 1, 79-93. 
6. Yoon, S. Y., Lin, Z., Allaire, P. E. (2013). Introduction to rotor dynamics. In: Control of surge in centrifugal compressors by active magnetic bearings. Advances in industrial control. London: Springer. 
7. Tadeo, A. T., Cavalca, K. L. (2003). A comparison of flexible coupling models for updating in rotating machinery response. Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering, 25(3), 235-246. 
8. Velichkovich, A. S., Popadyuk, I. I., Shopa, V. M. (2011). Experimental study of shell flexible component for drilling vibration damping devices. Chemical and Petroleum Engineering, 46(9-10), 518–524. 
9. Shats’kyi, I. P., Lyskanych, O. M., Kornuta, V. A. (2016). Combined deformation conditions for fatigue damage indicator and well-drilling tool joint. Strength of Materials, 48(3), 469–472. 
10. Vlasiy, O., Mazurenko, V., Ropyak, L., Rogal, O. (2017). Improving the aluminum drill pipes stability by optimizing the shape of protector thickening. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 7(85), 25–31. 
11. Сароян, А. Е. (1990). Теория и практика работы бурильной колонны. Москва: Недра. 
12. Фаворин, М. В. (1970). Моменты инерции тел. Справочник. Москва: Машиностроение.

Целью данной работы является разработка композиций для блокирования высокопроницаемых участков на основе использования дешевых, классических реагентов и определения зависимости положения блокирующего экрана от степени обводнения залежи для достижения максимального коэффициента вытеснения. При этом предлагается использовать генерируемую в пластовых условиях пенную систему. На основе доступных классических реагентов и биосистем разработана технология генерирования устойчивой пенной системы, с регулируемыми реологическими свойствами, обеспечивающая глубинное выравнивание фронта вытеснения. В работе определена необходимая глубина проникновения разработанной пенной системы для достижения максимального эффекта при различной обводненности, изучено влияние давления на устойчивость генерируемой в результате разложения биореагента пенной системы, определено существенное влияние газонасыщенности на реологию генерируемой пенной системы. Показано, что при высокой обводненности продукции (более 90%) наиболее эффективна изоляция в реагирующих добывающих скважинах. При обводненности продукции 50% глубинное отклонение закачиваемой жидкости дает хорошие результаты, а применение изоляции вблизи линии нагнетания сразу после прорыва воды в добывающих скважинах дает наилучшие результаты.

Ключевые слова: пенная система; генерации газа; устойчивость; кратность; дисперсность; реология; модель пласта; коэффициент вытеснения; обводненность; глубина проникновения.

Литература

1. Bai, B., Huang, F., Liu, Y., Seright, R.S., Wang, Y. (2008, April). Case study on preformed particle gel for in-depth fluid diversion. SPE-113997-MS. In: SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers. 
2. Sharifpour, E., Riazi, M., Ayatollahi, S. (2015). Smart technique in water shutoff treatment for a layered reservoir through an engineered injection/production scheme. Industrial & Engineering Chemistry Research, 54(44), 11236-11246. 
3. Fielding, R. C. Jr., Gibbons, D. H., Legrand, F. P. (1994, April). In-depth drive fluid diversion using an evolution of colloidal dispersion gels and new bulk gels: an operational case history of North Rainbow Ranch Unit. SPE-27773-MS. In: SPE/DOE Ninth Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. 
4. Mack, J. C., Smith, J. E. (1994, April). In-depth colloidal dispersion gels improve oil recovery efficiency.
   SPE-27780-MS. In: SPE/DOE Ninth Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. 
5. Coste, J. P., Liu, Y., Bai, B., et al. (2000, April). In-depth fluid diversion by pre-gelled particles. Laboratory study and pilot testing. SPE-59362-MS. In: SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers. 
6. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2020). Primer on enhanced oil recovery. Elsevier. 
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016, November). Nanogels for deep reservoir conformance control. SPE-182534-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 
8. Entov, V. M., Turetskaya, F. D. (1995). Hydrodynamical modeling of the development of nonhomogeneous oil reservoirs. Fluid Dynamics, 30(6), 877-882. 
9. Шахвердиев, А. Х., Сулейманов, Б. А., Панахов, Г.М. и др. (2000). Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ 2178067. 
10. Намиот, А. Ю. (1991). Растворимость газов в воде: Справочное пособие. Москва: Недра. 
11. Aarra, M. G., Skauge, A., Solbakken, J., Ormehaug, P.A. (2014). Properties of N2- and CO₂- foams as a function of pressure. Journal of Petroleum Science and Engineering, 116, 72-80. 
12. Holt, T., Vassenden, F., Svorstol, I. (1996, April). Effects of pressure on foam stability; implications for foam screening. SPE-35398-MS. In: SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers. 
13. Norouzi, H., Madhi, M., Seyyedi, M.,Rezaee, M. (2018). Foam propagation and oil recovery potential at largedistances from an injection well. Chemical Engineering Research and Design, 135, 67-77. 
14. Сулейманов, Б. А., Мамедов, М. Р. (2004). Новый способ пенокислотной обработки призабойной зоны скважин. ANAS Transactions, 3, 78 – 83. 
15. Liu, Q., Liu, Sh., Luo, D., Peng, B. (2019). Ultra-low interfacial tension foam system for enhanced oil recovery. Applied Sciences, 9(10), 2155. 
16. Ahmed, S., Elraies, K. A., Tan, I. M., Hashmet, M. R. (2017). Experimental investigation of associative polymer performance for CO₂, foam enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 157, 971–979. 
17. Talebian, S. H., Masoudi, R., Tan, I. M., Zitha, P. L. J. (2014). Foam assisted CO₂ - EOR: A review of concept, challenges, and future prospects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 120, 202–215 
18. Awan, A.R., Teigland, R., Kleppe, J. (2008). A survey of North Sea enhanced-oil-recovery projects initiated during the years 1975 to 2005. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 11, 497–512. 
19. Jones, S. A., Van Der Bent, V., Farajzadeh, R., et al. (2016). Surfactant screening for foam EOR: correlation between bulk and core-flood experiments. Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects, 500, 166–176. 
20. Guo, H., Faber, M. J., Buijse, M. A., Zitha, P. L. (2011, July). A novel alkaline-surfactant-foam EOR process. SPE-145043-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers. 
21. Ocampo, A., Restrepo, A., Cifuentes, H., et al. (2013). Successful foam EOR pilot in a mature volatile oil reservoir under miscible gas injection. SPE JPT, 65, 117–119. 
22. Druetta, P., Raa, P., Picchioni, F. (2018). Plenty of room at the bottom: nanotechnology as solution to an old issue in enhanced oil recovery. Applied Sciences, 8(12), 2596. 
23. Talebian, S. H., Masoudi, R., Tan, I. M., Zitha, P. L. (2013, July). Foam assisted CO₂ - EOR; concepts, challenges and applications. SPE-165280-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers. 
24. Ahmed, S., Elraies, K.A., Tan, I.M., Mumtaz, M. (2017). A review on CO₂ foam for mobility control: enhanced oil recovery. Singapore: Springer. 
25. Васильев, В. К., Быкова, Т. И., Маркин, А. А. (1976). Устойчивость пены под давлением. Нефтепромысловое дело, 5, 27-28. 
26. Сулейманов, Б. А., (2007). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований.

В статье представлены результаты и интерпретация компонентного и изотопного анализа углерода в 14 пробах газа из шести месторождений и структур (Лиман, Восточный Макат, Северный Котыртас, Жоламанов, С. Нуржанов и Западная Прорва) Южной части прикаспийского бассейна. По результатам исследований было установлено, что все газы имеют термогенный источник и их органическое вещество (ОВ) осаждалось в морской среде, что также хорошо согласуется с результатами биомаркерного анализа нефти этих исследованных месторождений. Резкое утяжеление изотопного состава углерода пропана на фоне их гомологов для газа из скважины №55 Восточного Макат указывает на его биодеградацию, что также подтверждается по результатам газохроматографического анализа нефти данной скважины. Была построена звездная диаграмма газов по нормализации значений изотопного состава углерода С₁-С₅, по результатам которой исследованные пробы можно разделить на 5 генетически разных групп. Выделенные группы на основе данного исследования газа также подтверждаются по результатам «фингерпринтинга» нефти этих месторождений. 

Ключевые слова: компонентный состав газа; изотопный состав углерода газа; фракционирование Релэя; диаграмма Бернарда; диаграмма Клэйтона; график Лоранта; диаграмма Чанга; обогащение тяжелым изотопом. 

Литература

1. Seitkhaziyev, Y. Sh, Uteyev, R. N, Sarsenbekov, N. D. Tassemenov, Y. R. (2020). Integrating biomarker analysis with carbon stable isotope signatures for genetic classification and tracing possible migration pathways of hydrocarbon of Pre-Caspian Basin. SPE-202514-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers. 
2. Сейтхазиев, Е. Ш., Утеев, Р. Н., Сарсенбеков, Н. Д. и др. (2020). Геохимический атлас по «фингер-принтингу» нефти месторождений АО «Эмбамунайгаз». Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 3, 61-70. 
3. Gaspar, J., Davis, D., Camacho, C., Alvares, J. (2016). Biogenic vs thermogenic H₂S source determination in bakken wells: considerations for biocide application. In: 2016 American Chemical Society. Environmental Science Technical Letter, 3, 127-132. 
4. Matyasik, I., Spunda, K., Kania, M., Wencel, K. (2018). Genesis of hydrogen sulfide in carbonate reservoirs. Journal «Nafta-gas», 9, 627-635. 
5. Zhongying, M., Jianfa, C., Jing, W., Guannan, W. (2012). Application of butane geochemistry of natural gas in hydrocarbon exploration. Petroleum Science, 9, 455-462. 
6. Дахнова, М. В., Баженова, Т. К., Лебедев, В. С., Киселев, С. М. (2011). Изотопные критерии прогноза фазового состава углеводородов в рифейских и венд-кембрийских отложениях лено-тунгусской нефтегазоносной провинции. Геология и геофизика, 52(8), 1199-1209.

В статье приведены результаты экспериментальных исследований изменения плотности газоконденсатной системы при давлениях выше давления начала конденсации в свободном объеме и в пористой среде. На основе проведенных экспериментальных исследований установлен эффект уменьшения плотности газоконденсатной смеси при давлениях выше давления начала конденсации, связанный с процессом формирования зародышей новой фазы. Полученные результаты дают возможность уточнить механизм формирования и развития микрозародышей новой фазы в газоконденсатных системах при давлениях выше давления начала конденсации.

Ключевые слова: газоконденсатная система; нуклеация; давление начала конденсации; плотность; пористая среда.

Литература

1. Буевич, Ю. А. (1987). О докритическом образовании зародышей в жидкостях с поверхностно-активным веществом (ПАВ). Инженерно-физический журнал, 52(3), 394-402. 
2. Davies, S. R. (2006). Nucleation theory. USA, Colorado School of Mines: Golden. 
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем. 
4. Болотов, А. А., Мирзаджанзаде, А. Х., Нестеров, И. И. (1988). Реологические свойства растворов газа в жидкости в области давления насыщения. Механика жидкости и газа, 1, 172-175. 
5. Меликов, Г. Х. (1987). Исследование влияния неравновесности на гидродинамические характеристики газожидкостных систем при давлениях выше давления насыщения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: АзИНЕФТЕХИМ. 
6. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований. 
7. Bauget, F., Lenormand, R. (2002, September). Mechanisms of bubble formation by pressure decline in porous media: a critical review. SPE-77457-MS. In: SPE Annual Technical Conference. San Antonio, USA. Society of Petroleum Engineers. 
8. Turta, A., Fisher, D. B., Goldman, J., et al. (2002, June). Experimental investigation of gas release
   and pressure response in foamy-oil depletion tests. PETSOC-2002-186. In: Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Canada. 
9. Alshmakhy, A., Maini, B. B. (2011, November). Foaminess and viscosity effects in heavy oil flow. SPE145231-MS. In: Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference. Calgary, Canada. Society of Petroleum Engineers. 
10. Busahmin, B. S., Maini, B. B. (2010, October). Effect of solution-gas-oil-ratio on performance of solution gas drive in foamy heavy oil systems. SPE-137866-MS. In: Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference. Calgary, Canada. Society of Petroleum Engineers. 
11. Meyer, V., Pilliez, J., Creux, P., et al. (2007, November). Gas bubble nucleation of extra-heavy oils in porous media: a new computerized tomography technique and physical approach. SPE-110468_MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 
12. Сулейманов, А. А. (1989). Экспериментальные исследования фильтрации газоконденсатных систем для разработки способов повышения производительности скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: АзИНЕФТЕХИМ. 
13. Бабаев, Р. Д., Сулейманов, А. А. (1988). Процессы зародышеобразования в газожидкостных системах /в сборнике научных трудов «Геофизические проблемы нефтегазопромысловой механики». Баку: АзИНЕФТЕХИМ. 
14. Абдель Монейм, М. А. (1992). Экспериментальное исследование процесса зародышео-бразования в газоконденсатных системах. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: АзИНЕФТЕХИМ. 
15. Шахидуззаман, М. (1994). Экспepимeнтaльныe исследования влияния процесса зародышеобразования на истощение газоконденсатных систем. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку: АзИНЕФТЕХИМ. 
16. Babaev, R. D., Suleymanov, A. A., Shahiduzzaman, M. (1997). Experimental study of unsteady state filtration of gas condensate system at the pressure above the dew point. Energy Sources, 19(3), 245-248. 
17. Al-Meshari, A., Kokal, S., Al-Muhainy, A., et al. (2007, November). Measurement of gas condensate, near-critical and volatile oil densities, and viscosities at reservoir conditions. SPE-108434-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 
18. Suleimanov, B. A., Suleymanov, A. A., Abbasov, E. M., Baspayev, E. T. (2018). A mechanism for generating the gas slippage effect near the dewpoint pressure in a porous media gas condensate flow. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 237-248. 
19. Visintin, A. (1998). Introduction to the models of phase transitions. Bollettino dell’Unione Matematica Italiana, Serie 8, 1-B(1), p. 1–47. 
20. Suleimanov, B. A., Azizov, Kh. F., Abbasov, E. M. (1998). Specific features of the gas-liquid mixture filtration. Acta Mechanica, 130(1-2), 121-133. 
21. Overbeek, J. T. G. (1952). Electrochemistry of the double layer. Colloid Science, Irreversible Systems. Amsterdam: Elsevier. 
22. Jouniaux, L., Zyserman, F. (2016). A review on electrokinetically induced seismo-electrics, electro-seismics, and seismo-magnetics for Earth sciences. Solid Earth, 7, 249-284. 
23. Ландау, Л. Д., Ахиезер, А. И., Лифшиц, Е. М. (1969). Механика и молекулярная физика. Москва: Наука. 
24. Матвеев, А. Н. (1981). Молекулярная физика. Москва: Высшая школа. 
25. Butt, H.-J., Graf, K., Kappl, M. (2006). Physics and chemistry of interfaces. Weinheim: Wiley-VCH. 
26. Асхабов, А. М. (2006). Кластерный (кватаронный) механизм образования жидкой воды. Записки Российского минералогического общества, 135(1), 123-129. 
27. Bunkin, N. F., Bunkin, F. V. (1992). Bubbstons: stable microscopic gas bubbles in very dilute electrolytic solutions. Journal of Experimental and Theoretical Physics, 101, 512-527.

На основе двухфазной двумерной математической модели исследован процесс разработки газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками. Предложен технологический подход, согласно которому извлеченный из газовой шапки газ после сепарации возвращается в нефтяную часть с помощью нагнетательных скважин, пробуренных в водонефтяных контактах. Установлено, что закачка сепарированного газа в водонефтяной контакт снижает значение остаточной нефтенасыщенности в промытой газом зоне, так как испаряется не только подвижная нефть, но и капиллярно-связанная, увеличивая коэффициент вытеснения, и, в конечном счете, обеспечивается
эффективность разработки залежи.

Ключевые слова: газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками; закачка сепарированного газа; коэффициент нефтеотдачи; потенциальное конденсатосодержание; добыча стабильной и испаренной нефти.

Литература

1. Косачук, Г. П., Билалов, Ф. Р. (2009). Оценка коэффициента извлечения нефти нефтегазовых месторождений с нефтяной оторочкой. Газовая промышленность, Специцальный выпуск, 19-22. 
2. Панфилов, Н. Б. (1994). Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений /обзорная информация, серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». Москва: ИРЦ Газпром. 
3. Люгай, Д. В. (2010). Особенности освоения и проектирования разработки Чаяндинского НГКМ. Газовая промышленность, 1, 56-58. 
4. Ибрагимов, И. И. (2009). Обоснование рациональных технологических параметров разработки горизонтальными скважинами нефтяных оторочек газоконденсатных залежей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУНГ. 
5. (2000). Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа /под ред. Закирова С.Н. Москва: Грааль. 
6. Желтов, Ю. П., Рыжик, В. М., Мартос, В. Н. (1969). Разработка нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления закачкой воды. Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Москва: Недра. 
7. Закиров, С. Н. (1998). Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Москва: Струна. 
8. Афанасьева, Ф. И., Зиновьева, Л. А. (1980). Анализ разработки нефтегазовых залежей. Москва: Недра. 
9. Буракова, С. В., Изюмченко, Д. В., Минаков, И. И. и др. (2013). Проблемы освоения тонких нефтяных оторочек газоконденсатных залежей Восточной Сибири (на примере ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ). Научно-технический сборник «Вести газовой науки», 5(16), 124-133. 
10. Амелин, Н. Д. (1980). Особенности разработки нефтегазовых залежей. Москва: Недра. 
11. Фейзуллаев, Х. А. (2011). Совершенствование моделирования гидрогазодинамических основ разработки глубокозалегающих газоконденсатных месторождений. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку. 
12. Митлин, В. С. (1986). Новые методы расчета во здействия обогащенного газа на газо конденсатный пласт. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: ВНИИГАЗ. 
13. Брусиловский, А. И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. Москва: Грааль. 
14. Аббасов, З. Я. (1993). Методы расчета статического динамического забойного давления в газовых и газоконденсатных скважинах. Баку: Элм.

Статья посвящена разработке наноструктурированного состава, способного предотвращать солевые отложения высокоминерализированных пластовых вод в технологических процессах добычи нефти. Исследовано защитное действие против солеотложений наноструктурных соединений, образующихся поверхностно-активными веществами (ПАВ) и их композициями вместе с графеном, таунитом, фуллереновыми наночастицами, и установлена их высокая активность против кристаллов солей в пластовых водах и увеличения индукционного цикла осаждения соли. 

Ключевые слова: солеотложение; наночастица; графен; таунит; фуллерен; поверхностно-активное вещество; полимер; ингибитор.

Литература

1. Кащавцев, В. Е. (2004). Роль пластовых вод в процессе осадкообразования солей при добыче нефти. Нефть. Газ. Бизнес, 1, 42-45. 
2. Кащавцев, В. Е., Мищенко, И. Т. (2001). Прогнозирование и контроль солеосаждения при добыче нефти. Москва: Нефть и газ. 
3. Кащавцев, В. Е., Мищенко, И. Т. (2004). Солеобразование при добыче нефти. Москва: Орбита-М. 
4. Рустамов, Ч. Ф., Гордеев, Я. И., Шихиева, Л. А., Багиров, О. Т. (2009). К вопросу реализации технологии новой композиционной системы для борьбы с солеосаждениями. Нефтегазовое дело, 1, 1-11. 
5. (2000). Состав для предотвращения карбонатных, сульфатных, железоокисных отложений. Патент РФ 2146232. 
6. Перекупка, А. Г., Зараева, Ю. С., Машошина, А. А. (2008). Состав для защиты оборудования от коррозии и неорганических солеотложений. Патент РФ 2324005. 
7. Калюкова, Е. Н. (2008). Титриметрические методы анализа. Ульяновск: УлГТУ. 
8. Ткачев, А. Г. (2007). Углеродный наноматериал «Таунит» - структура, свойства, производство и применение. Перспективные материалы, 3, 5-9. 
9. Ткачев, А. Г., Мищенко, С. В., Негров, В. Л. и др. (2006). Углеродные наноматериалы «Таунит» исследование, производство, применение. Нанотехника, 2, 17-21. 
10. Булатова, И. М. (2011). Графен: свойства, получение, перспективы применения в нанотехнологии и нанокомпозитах. Вестник КТУ, 10, 45-48. 
11. Елецкий, А. В., Смирнов, Б. М. (1993). Фуллерены. Успехи физических наук, 2, 33-58. 
12. Елецкий, А. В., Смирнов, Б. М. (1995). Фуллерены и структуры углерода. Успехи физических наук, 165(9), 977-1009. 
13. Шахбазов, Э. К, Кязимов, Э. А., Джаббарова, К. Ш. (2019). Комплексное решение борьбы с пескопроявлением на основе нанокаркасной технологии. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1, 47-49. 
14. http://nanotc.ru/ 
15. http://www.akkolab.ru 
16. http://www.neotechproduct.ru/ 
17. http://karbokam.ru/

В статье предлагается методика интерпретации результатов гидродинамических исследований летучих и нелетучих нефтяных скважин при двух установившихся режимах с целью определения начального значения и коэффициента изменения эффективной проницаемости пласта. Он разработан на основе бинарной модели фильтрации летучих нефтей, в которой углеводородная система представлена как состоящая из двух псевдокомпонентов и двух фаз, между которыми происходит массоперенос углеводородов. Предлагаемая методология требует измерения дебитов скважины при двух различных установившихся режимах скважины для двух разных пластовых давлений и термодинамических данных углеводородной системы в пластовых условиях. Методология была проверена на примерах гипотетических коллекторов летучей и нелетучей нефтей при различных коэффициентах деформации пород и для недеформируемых коллекторов. Она также была протестирована и в условиях измерения на разных этапах разработки. Для этого было проведено компьютерное моделирование процесса истощения нефтяного пласта, результаты которого были использованы как данные ГДИС. Установлена удовлетворительная точность и надежность изложенного подхода. Так как отклонения расчетных значений требуемых параметров от фактических не превышали 8%.

Ключевые слова: проницаемость; деформация пласта; интерпретация данных; ГДИС; коэффициент изменения проницаемости; летучая нефть.

Литература

1. Dubrule, O., Haldorsen, H. H. (1986). Geostatistics for permeability estimation /in «Reservoir Characterization», eds. Lake, L. W. and Caroll, H. B., Jr. New York: Academic Press. 
2. Guo, J. (2015, October). Estimation of permeability and viscoelastic properties of shale by threepoint bending test. In: 2015 SEG Annual Meeting, New Orleans, Louisiana. 
3. Wendt, W. A., Sakurai, S., Nelson, P. H. (1986). Permeability prediction from well logs using multiple regression /in «Reservoir Characterization», eds. Lake, L. W. and Caroll, H. B., Jr. New York: Academic Press. 
4. Yuan, Y., Rahman, S., Wang, J., Gholizadeh Doonechaly, N. (2015, November). An innovative technique for estimation of permeability of shale gas reservoirs. SPE-176971-MS. In: SPE Asia Pacific Unconventional Resources Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 
5. Jamalbayov, M., Hasanov, I., Valiyev, N., Ibrahimov, K. (2020, August). Mathematical modeling of the depletion of a compacting gas-condensate reservoir with creeping effects. In: COIA-2020. Proceedings of the 7th International Conference on Control and Optimization with Industrial Applications. 
6. Gorbunov, А. Т. (1981). Development of abnormal oil fields. Moscow: Nedra. 
7. Hasanov, М. М., Spivak, S. I., Yulmuhametov, D. R. (2005). Permeability determination from log data as an incorrectly set problem. Oil and Gas Business, 3(1), 155-166. 
8. Shor, Ya. B. (1962). Statistical methods of analysis and control of quality and reliability. Moscow: Gosenergoizdat. 
9. Valiyev, N. A. (2020, August). An algorithm to predict indicators of the light oil-water displacement process in relaxation-deformable formations. In: COIA-2020. Proceedings of the 7th International Conference on Control and Optimization with Industrial Applications. 
10. Jamalbayov, М. A., Valiyev, N. A., Mahamat Zene, M. T. (2021). Imitation modelling of pumpwell-reservoir systems equipped with submersible rod-free pumps. Automation, Telemechanization and Communication in Oil Industry, 2(571), 49-54. 
11. Salavatov, T. Sh., Hasanov, I. R. (2020). Determining hydraulic resistance with the binomial law of filtration of hydrocarbons in a porous medium with allowance for the influence of the initial gradient. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 93(6), 1387-1393. 
12. Hasanov, I. R. (2020, August). An approximate method for solving the problem of elastic mode theory for one-dimensional translational fluid motion taking into account the limiting pressure gradient. In: COIA-2020.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений широко распространено применение глубинных штанговых насосов. В связи падением пластового давления и других причин уменьшается приток жидкости в скважину. Насосы работают с откачкой, цилиндр насоса не заполняется. Для устранения этих препятствий разработан новый насос с приемным клапаном открытие и закрытие которого производится с движением балансирной головки. На обводнённых и пескопроявляющихся скважинах песок выводит из строя рабочие части насоса, в основном его плунжерно-цилиндрную пару, увеличивает зазор между ними, приводит к утечке, снижению производительности и вывода из строя насоса. Разработанная конструкция насоса превращая часть продукции в эмульсию создает возможности решения проблемы. Работа насоса математически обосновано.

Ключевые слова: скважина; забой; жидкость; песок; насос; глубина подвески; прием насоса; плунжер-цилиндр; утечка; эмульсия.

Литература

1. İsmayılov, F. S., Həsənov, F. Q., Bayramov, S. B. (2019). Kombinə edilmiş quyu nasos qurğusu. Azərbaycan Respublikasının Patenti İ 20190093. 
2. Шашкин, М. А. (2010). Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО. Инженерная практика, 2, 26-30. 
3. Gizatullin, F. A., Khakimyanov, M. I., Khusainov, F. F. (2017). Features of electric drive sucker rod pumps for oil production. Journal of Physics: Conference Series, 944, 012039. 
4. Пяльченков, Д. В. (2016). Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы штанговых насосных установок. Интернет-журнал «Науковедение», 8(2), 1-10. 
5. Бахтизин, Р. Н., Уразаков, К. Р., Латыпов, Б. М., Ишмухаметов, Б. Х. (2016). Утечки жидкости в штанговом насосе с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера. Нефтегазовое дело, 14(4), 33-39. 
6. Гурбанов, Р. С., Мамедова, М. А, Гурбанова, Т. Г. (2015). Разработка способа уплотнения зазора насоса продукцией скважины. Восточно-европейский журнал передовых технологий, 5/1(77), 59-62. 
7. Молчанов, А. Г. (2014). Пути дальнейшего совершенствоваания штанговых глубинных насосных установок. Москва: ООО «Бурнефть». 
8. Эксплуатация скважин штанговыми насосами http://leksia.comx4258.html 
9. Cкважинные штанговые насосы http://info-neft.ru/php?action=full_article&id=80 
10. Улучшение эксплуатации скважины штанговыми насосами http://www.megadomoz.ru/article1158/274 
11. Штанговые скважинные насосы http://glavteh.ru/files/InPraktika_1_2010_15_Anufriev.pdf 
12. Елгин, А. С., Максимова, Ю. А. (2016). Усовершенствование процесса эксплуатации скважин установками штангового глубинного насоса. Томск: Томский политехнический университет.

В данной статье дана сравнительно новая интерпретация характерного явления «инверсии фаз» в водонефтяных эмульсиях, созданных на основе неньютоновских нефтей месторождений Азербайджана. Анализ полученных результатов показал, что увеличение порога обводненности в этих эмульсиях оказывает сильное влияние на их реологические характеристики и приводит к заметным микроструктурным изменениям. 

Ключевые слова: неньютоновские нефти; обводнение пластов; водонефтяная эмульсия; относительная вязкость; инверсия фаз; дисперсия.

Литература

1. Мирзаджанзаде, А. Х., Алиев, Н. А., Юсифзаде, Х. Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Эльм». 
2. Антипин, Ю. В., Валеев, М. Д., Сыртланов, А. Ш. (1987). Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа. 
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Ковалев, А. Г., Зайцев, Ю. В. (1972). Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. Москва: Недра. 
4. Oliveira, R. C. G., Goncalves, M. A. L. (2005, Mat). Emulsion rheology-theory vs. field observation. OCT-17386. In: Offshore Technology Conference. 
5. Orr, R. (2009). Phase inversion in heavy crude oil production. (2009, May). Proceedings of Teknas Conference on Heavy Oil Technology for Offshore Applications, Stavanger, Norway. 
6. Фролов, Ю. Г. (1982). Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. Москва: Химия. 
7. Киреев, В. А. (1978). Краткий курс физической химии. Москва: Химия. 
8. Tadros, T. F. (2009). Emulsion science and technology. Weinheim, Germany: WILEY-VCH Verlag GmbH and Co. KGaA. 
9. Сафиева, Р. З., Магадова, Л. А., Климова, Л. З., Борисова, О. А. (2001). Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем. Москва: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина. 
10. Alwadani, M. S. (2009). Characterization and rheology of water-in-oil emulsion from deep water fields. PhD  thesis. Houston TX: Rice University. 
11. Lee, H. M., Lee, J. W., Park, O. O. (1997). Rheology and dynamics of water-in-oil emulsions under steady and dynamic shear flow. Journal Colloid Iinterface Science, 85, 297-305. 
12. Бабак, В. Г. (2002). Эмульсии – гели, или двужидкостные пены. Получение, свойства, применение.  Общемосковский семинар «Новейшие достижения в области науки о полимерах». Москва: ИНЭОС РАН. 
13. Исмайылов, Ф. С., Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. и др. (2004). Метод транспортировки высоковязких нефтей по трубопроводу. Патент Азербайджанской Республики I 2004 0032. 
14. Abdul Manan, M., Mat, H. B., Ling, L. J. (1997, October). Rheological properties of crude oil emulsion. Proceedings of Regional Symposium on Chemical Engineering, Hyatt Regency, Johor Bahru, Johor, Malaysia. 
15. Ахметов, А., Телин, А., Корнилов, А. (2004). Дисперсионные и реологические характеристики обратных водонефтяных эмульсий на основе нефтей Приобского и Мамонтовского месторождений.  Научно-технический вестник ЮКОС, 9, 43-50. 
16. Binks, B. P. (1998). Modern aspects of emulsion science. Cambridge: Royal Society of Chemistry. 
17. Evdokimov, I. N., Losev, A. P. (2011). Thixotropy in native petroleum emulsions. Journal of Dispersion Science and Technology, 3, 20. 
18. Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М., Нурмамедова, Р. Г., Алиев, С. Т. (2013). О возможности применения фрактального анализа для исследования структурных изменений и свойств водонефтяных эмульсий. Известия НАНА. Серия наук о Земле, 1, 76-83. 
19. Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. (2013, Ноябрь). О перспективах применения реотехнологий в процессах нефтегазодобычи на базе «эмульсий Мирзаджанзаде». Материалы международной научной конференции, посвященной 85-летнему юбилею академика А.Х.Мирзаджанзаде.

Для торможения протекания коррозии и эрозии в системе промысловых трубопроводов, а также снижения вязкости нефти разработан многофункциональный реагент, изготовленный на основе технического фосфатида и моноэтаноламина. Лабораторные исследования показали, что при оптимальной концентрации ингибитора 500 мг/л защитный эффект от коррозии составляет 94%, а степень подавления сульфатредуцирующих бактерий составляет 98%. Исследования показали, что такая же концентрация реагента предотвращает процесс отложения парафина и снижает вязкость нефти. Результаты промысловых испытаний показали, что при использовании реагента скорость коррозии снизилась в среднем с 0.6726 г/м² · час до 0.0631 г/м² · час, при этом защитный эффект составил 91%. Кроме того, данный реагент за счет снижения вязкости нефти и уменьшения гидравлических потерь понижает давление потока с 0.14 до 0.1 МПа, что способствует повышению КПД и целостности транспортной системы. 

Ключевые слова: окружающая среда; реагент; агрессивная среда; коррозия; вязкость; отложение парафина.

Литература

1. Мамедов, К. А., Алиев, C. T., Алиев, Ш. Г. (2011). Мероприятия для борьбы с коррозионно-механическим износом подземных оборудований в глубинно-насосных скважинах. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 10, 41-44. 
2. Сулейманов, Б. А., Керимов, М. З., Салманлы, В. А. и др. (2005). Битумно-полимерная композиция. Патент РФ 23007139. 
3. Bodude, M. A., Obidiegwu, E. O., Onovo, H. O., et al. (2012). Experimental studies on the use of sacrificial anode in oil and gas pipeline corrosion protection. International Journal of Mechanical Computational and Manufacturing Research, 1(3), 87-96. 
4. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Искендеров, Д. А. и др. (2012). Композиция для защитного покрытия. Патент Азербайджанской Республики İ 20120169. 
5. Сулейманов, Б. А., Керимов, М. З., Салманлы, В. А. и др. (2006).Способ отливки протекторов. Патент РФ 2275983. 
6. Abbasov, V. M., Mursalov, N. İ., Guliyev, A. A.(2015) Synthesis of imidazoline derivatives on the basis of triethylenetetramine and naphthenic acids and research of imidazoline derivatives as corrosion inhibitor. International Journal of Engineering and Innovative Technology, 5, 21-23. 
7. Гамидова, Н. С., Азимов, Н. А., Ахмедова, А. В. (2013). Защита нефтепромыслового оборудования от микробиологической коррозии реагентами серии «Нефтегаз». SOCAR Proceedings, 2, 71-75. 
8. Mammedov, K. A., Hamidova, N. S., Aliyev, T. S. (2019). Development of a new multifunctional inhibitor for the protection of oilfield equipment. Chemical and Petroleum Engineering, 55(3), 340-346. 
9. Mammedov, K. A., Hamidova, N. S., Aliyev, T. S. (2020). Development of a multifunctional corrosion inhibitor, possessing the properties of a microemulsion. News of the NAS of the Republic of Kazakhstan. Series of Geology and Technical Sciences, 1(439), 64-72. 
10. Askari, M., Aliofkhazraei, M., Ghaffari, S., et al. (2018). Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines – a technical review. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 58(10), 92-114. 
11. Enning, D., Garrelfs, J. (2014). Corrosion of Iron by sulfate-reducing bacteria: new views of an old problem. Applied and Environmental Microbiology, 80(4), 1226–1236. 
12. Исмаилов, О. Д., Шабанова, З. А., Султанов, Э. Ф., Велиев, Ф. Г. (2019). Разработка и защитные свойства ингибитора-бактерицида сероводородной и микробиологической коррозии стали на основе азотсодержащих соединений. SOCAR Proceedings, 3, 29-33.

Статья посвящена разработке экономико-математического инструментария для оценки уровня инвестиционной привлекательности нефтяных компаний. Отмечено, нефтяная индустрия является драйвером экономического развития любой страны. Распространение пандемии COVID-19 вызвало значительную проблему нестабильности в Российском нефтяном секторе. Данная проблема носить стратегический характер и её решение требует активизации инвестирования предприятий нефтяного комплекса и, как следствие, разрабо тки и использования модельного инструментария для оценки уровня инвестиционной привлекательности объектов инвестирования. Предложенная в настоящей статье экономико-математическая модель построена на основе применения математического аппарата нечёткой логики и позволяет давать количественную оценку инвестиционного климата нефтяных компаний при оперировании качественно определёнными характеристиками (мультипликаторами). 

Ключевые слова: нефтяные компании; инвестиционная привлекательность; математическая модель; мягкие вычисления; нечёткая логика. 

Литература

1. Gorodnova N.V., Skipin D.L., Peshkova A.A. (2019). Research of the digital potential of innovative projects of Russian companies. Economic Relations, 9(3), 2229-2248. 
2. Yakovleva E.A., Platonov V.V., Karlik E.M., Sharich E.E., Yakovleva D.D. (2019). An empirical model for the systematization of financial indicators by management functions as the basis for establishing the innovative potential of an organization. Leadership and Management, 6(2), 73-90. 
3. Mokina L.S., Sumkina O.V., Shadurskaya M.M. (2018). Analysis of the Application of Investment Tax Credit as a Tool for Financing the Innovative Economy in Russian Practice. Creative Economy. 12(1), 59-72. 
4. Shomakhova M.A. (2016). Improving the efficiency of strategic factors in the development of investment activities of the agro-industrial complex of the region. Economics, entrepreneurship and law. 6(4), 397-408. 
5. Karpova V.B., Zaitsev A.V. (2016). The influence of globalization on the formation of factors for the development of the competitive environment of enterprises in high-tech industries. Russian Journal of Entrepreneurship. 17(18), 2257-2270. 
6. Karpova V.B. (2015). Features of financing investment projects in the field of innovation. Issues of innovative economics. 3(2), 33-40. 
7. Lukyanchik A.A. (2015). Mechanisms used by host states for legal failure to fulfill obligations under international investment treaties. Economics, Entrepreneurship and Law. 5(4), 181-190. 
8. Sansyzbayev, A. (2019). Influence of social partnership to the development of enterprise (on the example of oil industry), Entrepreneurship and Sustainability Issues, 7(2), 1613-1627. http://doi. org/10.9770/jesi.2019.7.2(57). 
9. Shitao Gong, С Xin Gao, Zhou Li, Linyan Chen. (2021). Developing a Dynamic Supervision Mechanism to Improve Construction Safety Investment Supervision Efficiency in China: Theoretical Simulation of Evolutionary Game Process. International Journal of Environmental Research and Public Health, 18(7), 3594. 
10. Cong Wang, Zongbao Zou, Shidao Geng. (2021). Green Technology Investment in a Decentralized Supply Chain under Demand Uncertainty. Sustainability, 13(7), 3752. 
11. Rachel Shields, Samer Ajour El Zein, Neus Vila Brunet. (2021). An Analysis on the NASDAQ’s Potential for Sustainable Investment Practices during the Financial Shock from COVID-19. Sustainability, 13(7), 3748. 
12. Henrieta Pavolová, Tomáš Bakalár, Alexander Tokarčík, Ľubica Kozáková, Tomáš Pastyrčák. (2021). An Economic Analysis of Brownfield and Greenfield Industrial Parks Investment Projects: A Case Study of Eastern Slovakia. International Journal of Environmental Research and Public Health, 18(7), 3472. 
13. Dimitris Damigos, Christina Kaliampakou, Anastasios Balaskas, Lefkothea Papada. (2021). Does Energy Poverty Affect Energy Efficiency Investment Decisions? Energies, 14(6), 1698. 
14. Vasconcelos, V.V. (2021). Social justice and sustainable regional development: reflections on discourse and practice in public policies and public budget. Insights into Regional Development, 3(1), 10-28. https://doi.org/10.9770/IRD.2021.3.1(1). 
15. Masood, O., Tvaronavičienė, M., Javaria, K. (2019). Impact of oil prices on stock return: evidence from G7 countries, Insights into Regional Development, 1(2), 129-137. https://doi.org/10.9770/ird.2019.1.2(4). 
16. Fumin Deng, Yanan Jin, Meng Ye, Shuangyi Zheng. (2019). New Fixed Assets Investment Project Environmental Performance and Influencing Factors—An Empirical Analysis in China’s Optics Valley. International Journal of Environmental Research and Public Health, 16(24), 4891. 
17. Giamporcaro S., Leslie D. (2018). Responsible investment at Old Mutual: a case of institutional entrepreneurship. Emerald Emerging Markets Case Studies, https://www.emerald.com/insight/content/doi/10.1108/EEMCS-02-2018-0025/full/html 
18. Harry Hummels, Marieke de Led. (2014). The emergence of impact investments: The case of microfinance. Emerald Group Holdings Limited (EmeraldGroup). Vol. 7, 91-115. 
19. Mc Donald, M. B., DeGennaro, R.P. (2016). A review of angel investing research: analysis of data and returns in the US and abroad. Studies in Economics and Finance. 33(4), 716-734. 
20. Pogodina, T.V., Aleksakhina, V.G., Burenin, V.A, Polianova, T.N., Yunusov, L.A. 2019. Towards the innovation-focused industry development in a climate of digitalization: the case of Russia, Entrepreneurship and Sustainability Issues, 6(4): 1897-1906. http://doi.org/10.9770/jesi.2019.6.4(25). 
21. Roundy, P. T. (2019). Regional differences in impact investment: a theory of impact investing ecosystems. Social Responsibility Journal. 16(4), 467-485. 
22. Najafabadi Z. M., Bijari M., Khashei M. (2019). Making investment decisions in stock markets using a forecasting-Markowitz based decision-making approaches. Journal of Modelling in Management. 15(2), 647-659. 
23. Li W. C., Wu Y., Ojiako U. (2014). Using portfolio optimisation models to enhance decision making and prediction. Journal of Modelling in Management. 9(1), 36-57. 
24. Cardin M., Eisenberg B., Tibiletti L. (2013). Mean‐extended Gini portfolios personalized to the investor's profile. Journal of Modelling in Management. 8(1), 54-64. 
25. Clara Calvo, Carlos Ivorra , Vicente Liern and Blanca Pérez-Gladish. (2021). Grading Investment Diversification Options in Presence of Non-Historical Financial Information. Mathematics. 9(6), 692. 
26. Oesterreich T. D., Teuteberg F. (2019). Integrating system dynamics and VoFI for the dynamic visualization of financial implications arising from IT and IS investments. Journal of Modelling in Management. 15(1), 232-256. 
27. Qureshi M. A.(2007). System dynamics modelling of firm value. Journal of Modelling in Management. 2(1), 2-39. 
28. Basilio M. P., Freitas J.G, Milton G. F., Ricardo B. R. (2018). Investment portfolio formation via multicriteria decision aid: a Brazilian stock market study. Journal of Modelling in Management. 13(2), 394-417. 
29. Hilmola O. P., Henttu V. (2016). Transportation costs do matter: Simulation study from hospital investment decision. Journal of Modelling in Management. 11(2), 560-584. 
30. Jothimani D., Shankar R., Yadav S. S. (2017). A PCA-DEA framework for stock selection in Indian stock market. Journal of Modelling in Management. 12(3), 386-403. 
31. Tavakoli M. M., Shirouyehzad H., Dabestani R. (2016). Proposing a hybrid method based on DEA and ANP for ranking organizational units and prioritizing human capital management drivers. Journal of Modelling in Management. 11(1), 213-239. 
32. Ruth Rios‐Morales, Dragan Gamberger, Ian Jenkins, Tom Smuc. (2011). Modelling investment in the tourism industry using the World Bank's good governance indicators. Journal of Modelling in Management. 6(3), 279-296. 
33. Kaur J. (2018). Investors’ probable solutions to their problems: a study of Punjab. International Journal of Law and Management. 60(2), 355-372. 
34. Kuo-Chih Cheng, Mu-Jung Huang, Cheng-Kai Fu , Kuo-Hua Wang , Huo-Ming Wang and Lan-Hui Lin. (2011). Establishing a Multiple-Criteria Decision-Making Model for Stock Investment Decisions Using Data Mining Techniques. Sustainability, 13(6), 3100. 
35. Shihong Zeng, and Ya Zhou. (2021). Foreign Direct Investment’s Impact on China’s Economic Growth, Technological Innovation and Pollution. International Journal of Environmental Research and Public Health, 18(6), 2839. 
36. Tomiwa Sunday Adebayo, Sema Yılmaz Genç, Rui Alexandre Castanho, and Dervis Kirikkaleli. (2021). Do Public–Private Partnership Investment in Energy and Technological Innovation Matter for Environmental Sustainability in the East Asia and Pacific Region? An Application of a Frequency Domain Causality Test. Sustainability, 13(6), 3039. 
37. Wu C. R., Chang H. Y., Wu L. S. (2008). A framework of assessable mutual fund Performance. Journal of Modeling in Management. 3(2), 125-139. 
38. Bhadani A. K., Shankar R., Rao D. V. (2016). Modeling the factors and their inter-dependencies for investment decision in Indian mobile service sector. Journal of Modelling in Management. 11(1), 189-212. 
39. Schniederjans M. J., Hamaker J. L. (2003). A new strategic information technology investment model. Management Decision. 41(1), pp. 8-17. 
40. Pramanik D., Mondal S. C., Haldar A. (2020). Resilient supplier selection to mitigate uncertainty: Soft-computing approach. Journal of Modelling in Management. 15(4), 1339-1361. 
41. Agrawal S., Singh R. K., Murtaza Q. (2016). Disposition decisions in reverse logistics by using AHP-fuzzy TOPSIS approach. Journal of Modelling in Management. 11(4), 932-948. 
42. Tanaka H., Okuda T., Asai K. (1976). A formulation of fuzzy decision problems and its application to an investment problem. Kybernetes. 1976, 5(1), 25-30. 
43. Ziyadin, S., Streltsova, E., Borodin, A., Yakovenko, I., Baimukhanbetova, E. (2019). Assessment of investment attractiveness of projects on the basis of environmental factors. Sustainability, 11(9), 2544. 
44. Ziyadin, S., Borodin, A., Streltsova, E., Suieubayeva, S., Pshembayeva, D. (2019). Fuzzy logic approach in the modeling of sustainable tourism development management. Polish Journal of Management Studies, 19(1), 492–504. 
45. Zadeh L. A. (1975). The concept of a linguistic variable and its application to approximate reasoning. Information Science. 8(1), 199-249.

Рассматривается колебательная система с жидкими демпферами, где дробная производная (p/q) входит как в само уравнение движения, так и соответствующее нелокальное граничное условие с шагом правильной дроби (1/q). Исходя из сдвинутой функции Миттага-Леффлера строится независимое фундаментальное решение однородного уравнения и на основе этого приводится формула решения соответствующей граничной задачи. Результаты иллюстрируются на примере периодических граничных задач. 

Ключевые слова: колебательные системы; жидкий демпфер; нелокальные граничные условия; дробная производная; фундаментальные матрицы.

Литература

1. Bonilla, B., Rivero, M., Trujillo, J. J. (2007). On systems of linear fractional differential equations with constant coefficients. Applied and Computational Mathematics, 187, 68-78.
2. Harikrishnan, S., Kanagarajan, K., Elsayed, E. M. (2019). Existence and stability results for differentialequations with complex order involving Hilfer fractional derivative. TWMS Journal of Pure and Applied Mathematics, 10(1), 94-101. 
3. Miller, K. S., Ross, B. (1993). An introduction to the fractional calculus and fractional differential equations. New York: John Wiley & Sons, Inc. 
4. Monje, C. A., Chen, Y. Q., Vinagre, B. M, et al. (2010). Fractional–order systems and controls fundamentals and applications. London: Springer. 
5. Abbas, S., Benchohra, M., Hamidi, N., Nieto, J. J. (2019). Hilfer and Hadamard fractional differential equations in Frechet spaces. TWMS Journal of Pure and Applied Mathematics, 10(1), 102-116. 
6. Odibat, Z. (2020). Fractional power series solutions of fractional differential equations by using generalized Taylor series. Applied and Computational Mathematics, 19(1), 47-58. 
7. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Safarova, N. A. (2019). Transformation of the Mittag-Leffler function to an exponential function and some of its applications to problems with a fractional derivative. Applied and Computational Mathematics, 18(3), 316-325. 
8. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Mutallimov, M. M., Namazov, A. A. (2008). Identification method for determining the order of the fractional derivative of an oscillatory system. Proceedings of IAM, 8(1), 3-13. 
9. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Safarova, N. A., et al. (2020). Parameterization to solve the problem of analytical construction of the optimal regulator of oscillatory systems with liquid dampers. Journal of Applied and Computational Mechanics, 6(SI), 1426-1430. 
10. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Safarova, N. A., et al. (2017). Analytical construction of regulators for systems with fractional derivatives. Proceedings of the Institute of Applied Mathematics, 6(2), 252-265. 
11. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Safarova, N. A., Velieva, N. I. (2020). Algorithm for solving the Cauchy problem for stationary systems of fractional order linear ordinary differential equations. Computational Methods for Differential Equations, 8(1), 212-221. 
12. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Velieva, N. I., Gasimova, K. G. (2020). The method of discretization of fractional order linear systems of ordinary differential equations with constant coefficients. Nonlinear Oscillations, 23(1), 3-10. 
13. Petrovsky, I. G. (1952). Lectures on the theory of ordinary equations. Moscow: Gostekhizdat. 
14. Zabreiko, P. P., Kiselev, A. N., Krasnoselsky, M. A., et al. (1968). Integral equations. Moscow: Nauka. 
15. Aliev, F. A., Aliev, N. A., Mutallimov, M. M., Namazov, A. A. (2020). Algorithm for solving the identification problem for determining the fractional-order derivative of an oscillatory system. Applied and Computational Mathematics, 19(3), 415-422. 
16. Samko, S., Marichev, O., Kilbas, A. (1987). Fractional integrals and derivatives and some of their applications. Minsk: Science and Technica.

Разработан эффективный метод синтеза, основанный на трехкомпонентной конденсации различных альдегидов, метиленовых активных соединений и фенилтиомочевины (мочевины) в присутствии фтористоводородной кислоты и проведены некоторые их превращения. Разработан эффективный метод синтеза некоторых производных тетрагидропиримидин-5-карбоксилатов на основе трёхкомпонентной конденсации различных альдегидов и β-дикетонов с тиокарбамидом. Антиоксидантные свойства синтезированных соединений исследованы в модельных реакциях кинетическим методом. 

Ключевые слова: метилен активные соединения; мочевина; фтористоводородная кислота, тиомочевина, антиоксодант, уксусная кислота.

Литература

1. Магеррамов, А. М., Курбанов, А. М., Хрусталёв, В. Н. и др. (2010). Кристаллическая структура этил-9-метил-10-фенил-11-тиоксо-8-окса-10,12-диазатрицикло [7.3.102.7] тридека-2(7), 3,5-триен-13-карбоксилата. Журнал структурной химии, 51(5), 999-1002. 
2. Brginelli, P. G. (1893). Syntheis of some thiocarbamides. Gazzetta Chimica Italiana, 23, 360-416. 
3. Фарзалиев, В. М., Аллахвердиев, М. А., Шамхалова, С. А., Рзаева, И.А. (2004). Синтез и антиокислительная активность s-замещенных 2-меркапто-1,4-дигидроксибензолов. Журнал прикладной химии, 77(5), 787-790. 
4. Məhərrəmov, A. M., Qocayeva, S. S., Zamanova, A. V., və b. (2006). 3,4-Dihidropirimidin-2(1H)-on(tion)ların sintezi və onların bəzi çevril¬mələri. Kimya problemləri jurnalı, 2, 306-309. 
5. Cappe, C. O. (2000). Pyrimidme and its derivatives in heteroclic compounds. Accounts of Chemical Research, 33, 879.