В статье рассмотрены закономерности размещения скоплений углеводородов в мезо-кайнозойском комплексе Черноморско-Каспийского региона связанные с эволюцией генерационно-аккумуляционных систем, развитых в плитном чехле региона. Плитный чехол, а также элементы мезозойских генерационно-аккумуляционных систем начали формироваться в структуре альпийских структурно-геодинамических систем. Анализ площадного распространения структурно-геодинамических систем показывает, что максимальное развитие осадочных бассейнов соотносится с трансгрессивным меловым периодом, которых характеризуется расширением площадей ранее существовавших бассейнов и появлением новых депоцентров. При этом выделяются две группы бассейнов. Первая включает бассейны Каркинитский, Большекавказский, Западно-Кубанский, Центрально- и Терско-Каспийский. Вторая группа включает депоцентры Индольский, Восточно-Кубанский, Бердянский, Северо-Азовский, Западно-Ставропольский, Гудиловский, Устюртсткий. Наиболее значительные события, определившие особенности эволюции генерационно-аккумуляционных систем соотносятся с новейшим временем.

Ключевые слова: Черноморско-Каспийский регион; развитие осадочных бассейнов; структурно-геодинамическая система; тектонические условия; признаки нефтегазоносности.

Литература

1. Сенин, Б. В., Керимов, В. Ю., Богоявленский, В. И. и др. (2020). Нефтегазоносные провинции морей России и сопредельных акваторий. Москва: Недра.
2. Хаин, В. Е., Богданов, Н. А. (2003). Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. М 1:2500000. Москва: ПКО Картография.
3. Леонов, Ю. Г., Волож, Ю. А., Антипов, М. П. и др. (2010). Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования. Москва: ГЕОС.
4. Афанасенков, А. П., Никишин, А. М., Обухов, А. Н. (2007). Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва: Научный мир.
5. Сенин, Б. В., Хаин, В. Е., Попков, В. И. (2009). Черное море /в кн. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М-б 1:2 500 000)». Краснодар: КУБГУ.
6. Клавдиева, Н. В. (2007). Тектоническое погружение Предкавказских краевых прогибов в кайнозое. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва.
7. Сенин, Б. В., Леончик, М. И., Ошерова, Н. А. (2018). Основные итоги геологоразведочных работ и перспективы развития сырьевой базы углеводородов в акваториях Черноморско-Каспийского региона. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 7.
8. Афанасенков, А. П., Скворцов, М. Б., Никишин, А. М. и др. (2008). Геологическая история и нефтяные системы Северного Каспия. Вестник Московского Университета. Серия геология, 3, 3-9.
9. Адамс, Т. (2000). Каспийские углеводороды, политизация региональных трубопроводов и дестабилизация Кавказа. Кавказские региональные исследования, 5(1,2).
10. Багир-заде, Ф. М., Нариманов, А. А. (1988). Геолого-геохимические особенности месторождений Каспийского моря. Москва: Недра.
11. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр».
12. Гулиев, И. С., Федоров, Д. Л., Кулаков, С. И. (2009). Нефтегазоносность Каспийского региона. Баку: Nafta-Press.
13. Дмитриева, Т. П., Парпарова, Г. М. (1981). Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества палеоген-неогеновых отложений Азербайджана. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 24-28.
14. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in Alpine Mobile Belt Basins. Doklady Earth Sciences, 476(2), 209-212.
15. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
16. Mustaev, R. N., Lavrenova, E. A., Kerimov, V. Y., Mamedov, R. A. (2021). Peculiarities of Tertiary petroleum systems evolution under prograding shelf environment on the continental margin of the East Siberian Sea. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11(10), 3617–3626.
17. Pepper, A. S., Corvi, P. J. (1995). Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen. Marine and Petroleum Geology, 12(3), 291-319.
18. Mangino, S., Priestley, K. (1998). The crustal structure of the Southern Caspian Region. Geophisical Journal International. Royal Astronomical Society, UK, 133(3), 630‒648.
19. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
20. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
21. Zonenshain, L. P., le Pichon, X. (1986). Deep basins of the Black Sea and Caspian Sea as remnants of Mesozoic back - arc basins. Tectonophysics, 123, 181–211.
22. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
23. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
24. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.
25. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
26. Kuznetsov, N. B., Kerimov, V. Yu., Osipov, A. V., Monakova, A. S. (2018). Geodynamics of the Ural Foredeep and geomechanical modeling of the origin of hydrocarbon accumulations. Geotectonics, 52(3), 297-311.
27. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.
28. Kerimov, V. Y., Bondarev, A. V., Mustaev, R. N. (2017). Estimation of geological risks in searching and exploration of hydrocarbon deposits. Oil Industry, 8, 36–41.
29. Mustaev, R. N. (2017). Geochemical environment of oil and gas occurrences in the South-Caspian basin based on the results of the study of Mud Volcano Ejecta. Oriental Journal of Chemistry, 33(4), 2036–2044.
30. Kerimov, V., Osipov, A. V., Mustaev, R. N., et al. (2019). Conditions of formation and development of the void space at great depths. Oil Industry, 4, 22–27.
31. Yandarbiyev, N. S., Kozlova, E. V., Mustaev, R., Odintsova, K. Y. (2015). Geochemistry of organic matter formation rocks of Khadum western Caucasus - source non-traditional accumulations. In: Geomodel 2015 - 17th Scientific - Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
32. Mustaev, R. N., Zakharchenko, M. V., Kerimova, L. I., Salihova, I. M. (2018). Chemical structure of kerogen of shale formations (by the example of the shale formations of the East European Platform). Oriental Journal of Chemistry, 34(5), 2317–2324.
33. Zaicev, V. A., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Dmitrievskij, S. S. (2017). Geomechanical modeling of low permeability shale strata of the maikop series Ciscaucasia. In: EAGE/SPE Joint Workshop on Shale Science 2017: Prospecting and Development.
34. Mustaev, R. N., Serov, S. G., Serikova, U. S., et al. (2017). Assessment of the oil and gas potential of the maikop series ciscaucasia based on the results of hydrocarbon systems modeling. In: Geomodel 2017 - 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
35. Leonov, M. G., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Hai, V. N. (2020). The origin and mechanism of formation of hydrocarbon deposits of the Vietnamese shelf. Russian Journal of Pacific Geology, 14(5), 387–398.
36. Kerimov, V. Yu., Leonov, M. G., Mustaev, R. N., Guryanov, S. A. (2020). Postmagmatic tectonics of basement granites of the far eastern seas of Russia. Eurasian Mining, 2, 3–6.
37. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Etirmishli, G. D., Yusubov, N. P. (2021). Influence of modern geodynamics on the structure and tectonics of the Black sea - Caspian region. Eurasian Mining, 35(1), 3–8.
38. Tibaldi, A., Oppizzi, P., Gierke, J., et al. (2019). Landslides near Enguri dam (Caucasus, Georgia) and possible seismotectonic effects. Natural Hazards and Earth System Sciences, 19(1), 71–91.
39. Ziegler, P. (1989). Evolution of Laurussia: a study in Late Paleozoic Plate Tectonics. Dordrecht, Netherlands: Kluver Acad. Publ.

Статья посвящена исследованию процессов миграции и аккумуляции углеводородов УВ в мезо-кайнозойском комплексе Черноморско-Каспийского региона. Результаты моделирования, позволили изучить и смоделировать процессы миграции и аккумуляции углеводородов в углеводородных системах в мезо-кайнозойском комплексе Черноморско-Каспийского региона. Для всех моделируемых систем характерна миграция из основного резервуара, залегающего непосредственно над моделируемой нефтегазоматеринской толщей, в вышележащие. Это обусловлено особенностями формирования осадочных образований в условиях чередующихся регрессий и трансгрессий. Фактором, стимулирующим миграцию, является активный тектонический режим изучаемых осадочных бассейнов. Сделанный по результатам моделирования вывод о широком развитии процессов перетока УВ согласуется с наличием многопластовых залежей. Установлено, что для областей прогибания типична растянутая катагенетическая зональность, что обусловлено высокими скоростями осадконакопления и прогибания, а, соответственно, большой мощностью нефтематеринских отложений в очаге нефтеобразования.

Ключевые слова: Черноморско-Каспийский регион; моделирование, процессы миграция; аккумуляция; нефтегазоматеринская толща; залежь; отложения; органическое вещество.

Литература

1. Леонов, Ю. Г., Волож, Ю. А., Антипов, М. П. и др. (2010). Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования. Москва: ГЕОС.
2. Клавдиева, Н. В. (2007). Тектоническое погружение Предкавказских краевых прогибов в кайнозое. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва.
3. Сенин, Б. В., Керимов, В. Ю., Богоявленский, В. И. и др. (2020). Нефтегазоносные провинции морей России и сопредельных акваторий. Москва: Недра.
4. Хаин, В. Е., Богданов, Н. А. (2003). Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. М 1:2500000. Москва: ПКО Картография.
5. Афанасенков, А. П., Никишин, А. М., Обухов, А. Н. (2007). Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва: Научный мир.
6. Сенин, Б. В., Хаин, В. Е., Попков, В. И. (2009). Черное море /в кн. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М-б 1:2 500 000)». Краснодар: КУБГУ.
7. Сенин, Б. В., Леончик, М. И., Ошерова, Н. А. (2018). Основные итоги геологоразведочных работ и перспективы развития сырьевой базы углеводородов в акваториях Черноморско-Каспийского региона. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 7.
8. Афанасенков, А. П., Скворцов, М. Б., Никишин, А. М. и др. (2008). Геологическая история и нефтяные системы Северного Каспия. Вестник Московского Университета. Серия геология, 3, 3-9.
9. Багир-заде, Ф. М., Нариманов, А. А. (1988). Геолого-геохимические особенности месторождений Каспийского моря. Москва: Недра.
10. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр».
11. Гулиев, И. С., Федоров, Д. Л., Кулаков, С. И. (2009). Нефтегазоносность Каспийского региона. Баку: Nafta-Press.
12. Дмитриева, Т. П., Парпарова, Г. М. (1981). Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества палеоген-неогеновых отложений Азербайджана. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 24-28.
13. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in Alpine Mobile Belt Basins. Doklady Earth Sciences, 476(2), 209-212.
14. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
15. Mustaev, R. N., Lavrenova, E. A., Kerimov, V. Y., Mamedov, R. A. (2021). Peculiarities of Tertiary petroleum systems evolution under prograding shelf environment on the continental margin of the East Siberian Sea. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11(10), 3617–3626.
16. Pepper, A. S., Corvi, P. J. (1995). Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen. Marine and Petroleum Geology, 12(3), 291-319.
17. Mangino, S., Priestley, K. (1998). The crustal structure of the Southern Caspian Region. Geophisical Journal International. Royal Astronomical Society, UK, 133(3), 630‒648.
18. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
19. Zonenshain, L. P., le Pichon, X. (1986). Deep basins of the Black Sea and Caspian Sea as remnants of Mesozoic back - arc basins. Tectonophysics, 123, 181–211.
20. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
21. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
22. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.
23. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
24. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.
25. Kerimov, V. Y., Bondarev, A. V., Mustaev, R. N. (2017). Estimation of geological risks in searching and exploration of hydrocarbon deposits. Oil Industry, 8, 36–41.
26. Mustaev, R. N. (2017). Geochemical environment of oil and gas occurrences in the South-Caspian basin based on the results of the study of Mud Volcano Ejecta. Oriental Journal of Chemistry, 33(4), 2036–2044.
27. Kerimov, V., Osipov, A. V., Mustaev, R. N., et al. (2019). Conditions of formation and development of the void space at great depths. Oil Industry, 4, 22–27.
28. Yandarbiyev, N. S., Kozlova, E. V., Mustaev, R., Odintsova, K. Y. (2015). Geochemistry of organic matter formation rocks of Khadum western Caucasus - source non-traditional accumulations. In: Geomodel 2015 - 17th Scientific - Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
29. Mustaev, R. N., Zakharchenko, M. V., Kerimova, L. I., Salihova, I. M. (2018). Chemical structure of kerogen of shale formations (by the example of the shale formations of the East European Platform). Oriental Journal of Chemistry, 34(5), 2317–2324.
30. Zaicev, V. A., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Dmitrievskij, S. S. (2017). Geomechanical modeling of low permeability shale strata of the maikop series Ciscaucasia. In: EAGE/SPE Joint Workshop on Shale Science 2017: Prospecting and Development.
31. Mustaev, R. N., Serov, S. G., Serikova, U. S., et al. (2017). Assessment of the oil and gas potential of the maikop series ciscaucasia based on the results of hydrocarbon systems modeling. In: Geomodel 2017 - 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
32. Leonov, M. G., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Hai, V. N. (2020). The origin and mechanism of formation of hydrocarbon deposits of the Vietnamese shelf. Russian Journal of Pacific Geology, 14(5), 387–398.
33. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Etirmishli, G. D., Yusubov, N. P. (2021). Influence of modern geodynamics on the structure and tectonics of the Black sea - Caspian region. Eurasian Mining, 35(1), 3–8.
34. Tibaldi, A., Oppizzi, P., Gierke, J., et al. (2019). Landslides near Enguri dam (Caucasus, Georgia) and possible seismotectonic effects. Natural Hazards and Earth System Sciences, 19(1), 71–91.
35. Ziegler, P. (1989). Evolution of Laurussia: a study in Late Paleozoic Plate Tectonics. Dordrecht, Netherlands: Kluver Acad. Publ.
36. Thomas, J. C., Grasso, J. R., Bossu, R., et al. (1999). Recent deformation in the Turan and South Kazakh platforms, western central Asia, and its relation to Arabia–Asia and India–Asia collisions. Tectonics, 18, 201–214.

В рамках проведенного анализа было установлено, что в мезозое изучаемые бассейны частично входили в состав Черноморско-Южно-Каспийской бассейновой системы, а на поздних этапах эволюции часть из них была вовлечена в тектонические дислокации и с точки зрения современного тектонического районирования отчасти входит в состав альпийской складчатой зоны. Выполненный анализ позволил установить основные этапы формирования осадочного разреза выделить депоцентры осадконакопления на каждом из них и реконструировать его эволюцию. В результате проведенных исследований в пределах изучаемой территории выделены четыре области устойчивого погружения (бассейна) в течение всего периода формирования плитного чехла: Каркинитский, Индоло-Кубанский, Восточно-Кубанский и Терско-Каспийский. Каждый из бассейнов характеризуется уникальной эволюцией, которая проявляется в различиях тектонического режима, скоростей осадконакопления. Это определило особенности геологического строения бассейнов – различия в соотношении мощностей основных осадочных комплексов.

Ключевые слова: анализ развития осадочных бассейнов; Скифско-Туранская бассейновая система; нефтегазопоисковые тренды; прогибы; отложения; регрессия; осадконакопление; график погружения.

Литература

1. Борков, Ф. П., Головачев, Э. М., Семендуев, М. М., Щербаков, В. В. (1994). Геологическое строение и нефтегазоносность Азовского моря (по геофизическим данным) /под ред. Маловицкого, Я. П. Москва: ИГиРГИ.
2. (1989). Альбом структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины. М-б. 1:1 500 000. Москва: ГУГК СМ СССР.
3. Хаин, В. Е., Богданов, Н. А. (2003). Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. М 1:2500000. Москва: ПКО Картография.
4. Леонов, Ю. Г., Волож, Ю. А., Антипов, М. П. и др. (2010). Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования. Москва: ГЕОС.
5. Афанасенков, А. П., Никишин, А. М., Обухов, А. Н. (2007). Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва: Научный мир.
6. Сенин, Б. В., Хаин, В. Е., Попков, В. И. (2009). Черное море /в кн. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М-б 1:2 500 000)». Краснодар: КУБГУ.
7. Клавдиева, Н. В. (2007). Тектоническое погружение Предкавказских краевых прогибов в кайнозое. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва.
8. Сенин, Б. В., Леончик, М. И., Ошерова, Н. А. (2018). Основные итоги геологоразведочных работ и перспективы развития сырьевой базы углеводородов в акваториях Черноморско-Каспийского региона. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 7.
9. Адамс, Т. (2000). Каспийские углеводороды, политизация региональных трубопроводов и дестабилизация Кавказа. Кавказские региональные исследования, 5(1,2).
10. Багир-заде, Ф. М., Нариманов, А. А. (1988). Геолого-геохимические особенности месторождений
    Каспийского моря. Москва: Недра.
11. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр».
12. Гулиев, И. С., Федоров, Д. Л., Кулаков, С. И. (2009). Нефтегазоносность Каспийского региона. Баку: Nafta-Press.
13. Дмитриева, Т. П., Парпарова, Г. М. (1981). Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества палеоген-неогеновых отложений Азербайджана. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 24-28.
14. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in Alpine Mobile Belt Basins. Doklady Earth Sciences, 476(2), 209-212.
15. Mustaev, R. N., Lavrenova, E. A., Kerimov, V. Y., Mamedov, R. A. (2021). Peculiarities of Tertiary petroleum systems evolution under prograding shelf environment on the continental margin of the East Siberian Sea. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11(10), 3617–3626.
16. Pepper, A. S., Corvi, P. J. (1995). Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen. Marine and Petroleum Geology, 12(3), 291-319.
17. Mangino, S., Priestley, K. (1998). The crustal structure of the Southern Caspian Region. Geophisical Journal International. Royal Astronomical Society, UK, 133(3), 630‒648.
18. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
19. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
20. Zonenshain, L. P., le Pichon, X. (1986). Deep basins of the Black Sea and Caspian Sea as remnants of Mesozoic back - arc basins. Tectonophysics, 123, 181–211.
21. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
22. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.
23. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
24. Kuznetsov, N. B., Kerimov, V. Yu., Osipov, A. V., Monakova, A. S. (2018). Geodynamics of the Ural Foredeep and geomechanical modeling of the origin of hydrocarbon accumulations. Geotectonics, 52(3), 297-311.
25. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.
26. Kerimov, V. Y., Bondarev, A. V., Mustaev, R. N. (2017). Estimation of geological risks in searching and exploration of hydrocarbon deposits. Oil Industry, 8, 36–41.
27. Mustaev, R. N. (2017). Geochemical environment of oil and gas occurrences in the South-Caspian basin based on the results of the study of Mud Volcano Ejecta. Oriental Journal of Chemistry, 33(4), 2036–2044.
28. Kerimov, V., Osipov, A. V., Mustaev, R. N., et al. (2019). Conditions of formation and development of the void space at great depths. Oil Industry, 4, 22–27.
29. Yandarbiyev, N. S., Kozlova, E. V., Mustaev, R., Odintsova, K. Y. (2015). Geochemistry of organic matter formation rocks of Khadum western Caucasus - source non-traditional accumulations. In: Geomodel 2015 - 17th Scientific - Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
30. Mustaev, R. N., Zakharchenko, M. V., Kerimova, L. I., Salihova, I. M. (2018). Chemical structure of kerogen of shale formations (by the example of the shale formations of the East European Platform). Oriental Journal of Chemistry, 34(5), 2317–2324.
31. Zaicev, V. A., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Dmitrievskij, S. S. (2017). Geomechanical modeling of low permeability shale strata of the maikop series Ciscaucasia. In: EAGE/SPE Joint Workshop on Shale Science 2017: Prospecting and Development.
32. Mustaev, R. N., Serov, S. G., Serikova, U. S., et al. (2017). Assessment of the oil and gas potential of the maikop series ciscaucasia based on the results of hydrocarbon systems modeling. In: Geomodel 2017 - 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
33. Leonov, M. G., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Hai, V. N. (2020). The origin and mechanism of formation of hydrocarbon deposits of the Vietnamese shelf. Russian Journal of Pacific Geology, 14(5), 387–398.
34. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Etirmishli, G. D., Yusubov, N. P. (2021). Influence of modern geodynamics on the structure and tectonics of the Black sea - Caspian region. Eurasian Mining, 35(1), 3–8.
35. Tibaldi, A., Oppizzi, P., Gierke, J., et al. (2019). Landslides near Enguri dam (Caucasus, Georgia) and possible seismotectonic effects. Natural Hazards and Earth System Sciences, 19(1), 71–91.
36. Odonne, F., Imbert, P., Remy, D., et al. (2021). Surface structure, activity and microgravimetry modeling delineate contrasted mud chamber types below flat and conical mud volcanoes from Azerbaijan. Marine and Petroleum Geology, 134, 105315.

В рамках оценки перспектив нефтегазоносности изучаемой территории выполнено численное моделирование генерационно-аккумуляционных систем, в результате которого выделены очаги генерации углеводородов располагающийся в пределах осадочных бассейнов. На основании уровней современной зрелости и преобразованности ОВ установленных и предполагаемых нефтегазоматеринских пород, а также полученных оценок удельных плотностей эмиграции УВ на 5 стратиграфических уровнях выделены самостоятельные очаги генерации: среднеюрские, нижнемеловые, эоценовые, майкопские и миоценовые. Вариации скоростей погружения бассейнов на разных этапах их развития оказали критическое влияние на реализацию нефтегазоматеринскими толщами их генерационного потенциала. В результате одновозрастные НГМТ бассейнов преодолевали критический момент в разное время и к настоящему времени в разной степени реализовали потенциал. В бассейнах с низкими скоростями погружения наблюдается запаздывание процесса эмиграции по отношению к генерации, что не характерно для бассейнов с высокими скоростями. Основным перспективным комплексом в пределах изучаемой территории являются меловые отложения, углеводородонасыщение которых обеспечивается как за счет собственной НГМТ, так и за счет перетоков из более глубоких горизонтов осадочного чехла. Вторым по значимости являются палеогеновый комплекс.

Ключевые слова: Черноморско-Каспийский регион; мезозой-кайнозойский комплекс; катагенетическая зональность; современная зрелость отложений; степень преобразованности органического вещества; генерация; эмиграция; критический момент.

Литература

1. Туголесов, Д. А., Горшков, А. С., Мейснер, Л. Б. и др. (1985). Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины. Москва: Недра.
2. Brunet, M.-F., Granath, J. W., Wilmsen, M. (2009). South Caspian to Central Iran basins: introduction. Geological Society, London, Special Publication, 312, 1–6.
3. Леонов, Ю. Г., Волож, Ю. А., Антипов, М. П. и др. (2010). Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования. Москва: ГЕОС.
4. Сенин, Б. В., Хаин, В. Е., Попков, В. И. (2009). Черное море /в кн. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М-б 1:2500000)». Краснодар: КУБГУ.
5. Афанасенков, А. П., Никишин, А. М., Обухов, А. Н. (2007). Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва: Научный мир.
6. Клавдиева, Н. В. (2007). Тектоническое погружение Предкавказских краевых прогибов в кайнозое. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва.
7. Сенин, Б. В., Леончик, М. И., Ошерова, Н. А. (2018). Основные итоги геологоразведочных работ и перспективы развития сырьевой базы углеводородов в акваториях Черноморско-Каспийского региона. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 7.
8. Афанасенков, А. П., Скворцов, М. Б., Никишин, А. М. и др. (2008). Геологическая история и нефтяные системы Северного Каспия. Вестник Московского Университета. Серия геология, 3, 3-9.
9. Адамс, Т. (2000). Каспийские углеводороды, политизация региональных трубопроводов и дестабилизация Кавказа. Кавказские региональные исследования, 5(1,2).
10. Багир-заде, Ф. М., Нариманов, А. А. (1988). Геолого-геохимические особенности месторождений
    Каспийского моря. Москва: Недра.
11. Pepper, A. S., Corvi, P. J. (1995). Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen. Marine and Petroleum Geology, 12(3), 291-319.
12. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр».
13. Гулиев, И. С., Федоров, Д. Л., Кулаков, С. И. (2009). Нефтегазоносность Каспийского региона. Баку: Nafta-Press.
14. Дмитриева, Т. П., Парпарова, Г. М. (1981). Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества палеоген-неогеновых отложений Азербайджана. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 24-28.
15. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
16. Mustaev, R. N., Lavrenova, E. A., Kerimov, V. Y., Mamedov, R. A. (2021). Peculiarities of Tertiary petroleum systems evolution under prograding shelf environment on the continental margin of the East Siberian Sea. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11(10), 3617–3626.
17. Mangino, S., Priestley, K. (1998). The crustal structure of the Southern Caspian Region. Geophisical Journal International. Royal Astronomical Society, UK, 133(3), 630‒648.
18. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
19. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
20. Zonenshain, L. P., le Pichon, X. (1986). Deep basins of the Black Sea and Caspian Sea as remnants of Mesozoic back - arc basins. Tectonophysics, 123, 181–211.
21. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
22. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
23. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
24. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.
25. Kerimov, V. Y., Bondarev, A. V., Mustaev, R. N. (2017). Estimation of geological risks in searching and exploration of hydrocarbon deposits. Oil Industry, 8, 36–41.
26. Mustaev, R. N. (2017). Geochemical environment of oil and gas occurrences in the South-Caspian basin based on the results of the study of Mud Volcano Ejecta. Oriental Journal of Chemistry, 33(4), 2036–2044.
27. Kerimov, V., Osipov, A. V., Mustaev, R. N., et al. (2019). Conditions of formation and development of the void space at great depths. Oil Industry, 4, 22–27.
28. Yandarbiyev, N. S., Kozlova, E. V., Mustaev, R., Odintsova, K. Y. (2015). Geochemistry of organic matter formation rocks of Khadum western Caucasus - source non-traditional accumulations. In: Geomodel 2015 - 17th Scientific - Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
29. Mustaev, R. N., Zakharchenko, M. V., Kerimova, L. I., Salihova, I. M. (2018). Chemical structure of kerogen of shale formations (by the example of the shale formations of the East European Platform). Oriental Journal of Chemistry, 34(5), 2317–2324.
30. Zaicev, V. A., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Dmitrievskij, S. S. (2017). Geomechanical modeling of low permeability shale strata of the maikop series Ciscaucasia. In: EAGE/SPE Joint Workshop on Shale Science 2017: Prospecting and Development.
31. Mustaev, R. N., Serov, S. G., Serikova, U. S., et al. (2017). Assessment of the oil and gas potential of the maikop series ciscaucasia based on the results of hydrocarbon systems modeling. In: Geomodel 2017 - 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
32. Leonov, M. G., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Hai, V. N. (2020). The origin and mechanism of formation of hydrocarbon deposits of the Vietnamese shelf. Russian Journal of Pacific Geology, 14(5), 387–398.
33. Kerimov, V. Yu., Leonov, M. G., Mustaev, R. N., Guryanov, S. A. (2020). Postmagmatic tectonics of basement granites of the far eastern seas of Russia. Eurasian Mining, 2, 3–6.
34. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Etirmishli, G. D., Yusubov, N. P. (2021). Influence of modern geodynamics on the structure and tectonics of the Black sea - Caspian region. Eurasian Mining, 35(1), 3–8.
35. Ziegler, P. (1989). Evolution of Laurussia: a study in Late Paleozoic Plate Tectonics. Dordrecht, Netherlands: Kluver Acad. Publ.
36. Natal’ina, B. A., Sengör, A. M. C. (2005). Late Palaeozoic to Triassic evolution of the Turan and Scythian platforms: the pre-history of the Palaeo‒Tethyan closure. Tectonophysics, 404, 175–202.

В результате проведенных исследований в пределах изучаемой территории выделены четыре области устойчивого погружения (бассейна) в течение всего периода формирования плитного чехла: Каркинитский, Индоло-Кубанский, Восточно-Кубанский и Терско-Каспийский. Каждый из бассейнов характеризуется уникальной эволюцией, которая проявляется в различиях тектонического режима, скоростей осадконакопления. Это определило особенности геологического строения бассейнов, очагов генерации в их пределах и критического момента характеризующий процесс генерации – миграции – аккумуляции УВ в системе. Преодоление критического момента происходить в очагах генерации УВ когда более 50% УВ эмигрировало из нефтегзоматеринской породы и аккумулировалось в ловушках. Как правило, очаги приурочены к наиболее погруженным частям осадочного бассейна, в которых отложения находятся в более жестких термобарических условиях.

Ключевые слова: oсадочный бассейн; углеводородная система; очаг генерации; плитный чехол; тектонический режим; скорость осадконакопления; бассейновый анализ.

Литература

1. Magoon, L. B., Dow, W. G. (1994). The petroleum system / In: The petroleum system—from source to trap. Vol. 60. Tulsa: AAPG Memoir.
2. 2. Баженова, О. К., Фадеева, Н. П., Петриченко, Ю. А., Суслова, Э. Ю. (2004). Закономерности нефтеобразования в осадочных бассейнах Кавказско-Скифского региона. Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества, 1.
3. Хаин, В. Е., Богданов, Н. А. (2003). Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. М 1:2500000. Москва: ПКО Картография.
4. Леонов, Ю. Г., Волож, Ю. А., Антипов, М. П. и др. (2010). Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования. Москва: ГЕОС.
5. Афанасенков, А. П., Никишин, А. М., Обухов, А. Н. (2007). Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва: Научный мир.
6. Сенин, Б. В., Хаин, В. Е., Попков, В. И. (2009). Черное море /в кн. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М-б 1:2500000)». Краснодар: КУБГУ.
7. Клавдиева, Н. В. (2007). Тектоническое погружение Предкавказских краевых прогибов в кайнозое. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва.
8. Сенин, Б. В., Леончик, М. И., Ошерова, Н. А. (2018). Основные итоги геологоразведочных работ и перспективы развития сырьевой базы углеводородов в акваториях Черноморско-Каспийского региона. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 7.
9. Афанасенков, А. П., Скворцов, М. Б., Никишин, А. М. и др. (2008). Геологическая история и нефтяные системы Северного Каспия. Вестник Московского Университета. Серия геология, 3, 3-9.
10. Адамс, Т. (2000). Каспийские углеводороды, политизация региональных трубопроводов и дестабилизация Кавказа. Кавказские региональные исследования, 5(1,2).
11. Багир-заде, Ф. М., Нариманов, А. А. (1988). Геолого-геохимические особенности месторождений Каспийского моря. Москва: Недра.
12. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр».
13. Гулиев, И. С., Федоров, Д. Л., Кулаков, С. И. (2009). Нефтегазоносность Каспийского региона. Баку: Nafta-Press.
14. Дмитриева, Т. П., Парпарова, Г. М. (1981). Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества палеоген-неогеновых отложений Азербайджана. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 24-28.
15. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
16. Mustaev, R. N., Lavrenova, E. A., Kerimov, V. Y., Mamedov, R. A. (2021). Peculiarities of Tertiary petroleum systems evolution under prograding shelf environment on the continental margin of the East Siberian Sea. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11(10), 3617–3626.
17. Pepper, A. S., Corvi, P. J. (1995). Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen. Marine and Petroleum Geology, 12(3), 291-319.
18. Mangino, S., Priestley, K. (1998). The crustal structure of the Southern Caspian Region. Geophisical Journal International. Royal Astronomical Society, UK, 133(3), 630‒648.
19. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
20. Zonenshain, L. P., le Pichon, X. (1986). Deep basins of the Black Sea and Caspian Sea as remnants of Mesozoic back - arc basins. Tectonophysics, 123, 181–211.
21. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
22. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
23. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.
24. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
25. Kuznetsov, N. B., Kerimov, V. Yu., Osipov, A. V., Monakova, A. S. (2018). Geodynamics of the Ural Foredeep and geomechanical modeling of the origin of hydrocarbon accumulations. Geotectonics, 52(3), 297-311.
26. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.
27. Kerimov, V. Y., Bondarev, A. V., Mustaev, R. N. (2017). Estimation of geological risks in searching and exploration of hydrocarbon deposits. Oil Industry, 8, 36–41.
28. Mustaev, R. N. (2017). Geochemical environment of oil and gas occurrences in the South-Caspian basin based on the results of the study of Mud Volcano Ejecta. Oriental Journal of Chemistry, 33(4), 2036–2044.
29. Kerimov, V., Osipov, A. V., Mustaev, R. N., et al. (2019). Conditions of formation and development of the void space at great depths. Oil Industry, 4, 22–27.
30. Yandarbiyev, N. S., Kozlova, E. V., Mustaev, R., Odintsova, K. Y. (2015). Geochemistry of organic matter formation rocks of Khadum western Caucasus - source non-traditional accumulations. In: Geomodel 2015 - 17th Scientific - Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development
31. Mustaev, R. N., Zakharchenko, M. V., Kerimova, L. I., Salihova, I. M. (2018). Chemical structure of kerogen of shale formations (by the example of the shale formations of the East European Platform). Oriental Journal of Chemistry, 34(5), 2317–2324.
32. Mustaev, R. N., Serov, S. G., Serikova, U. S., et al. (2017). Assessment of the oil and gas potential of the maikop series ciscaucasia based on the results of hydrocarbon systems modeling. In: Geomodel 2017 - 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.
33. Leonov, M. G., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Hai, V. N. (2020). The origin and mechanism of formation of hydrocarbon deposits of the Vietnamese shelf. Russian Journal of Pacific Geology, 14(5), 387–398.
34. Милановский, Е. Е. (1996). Геология России и ближнего зарубежья. Москва: МГУ.
35. Kerimov, V. Yu., Leonov, M. G., Mustaev, R. N., Guryanov, S. A. (2020). Postmagmatic tectonics of basement granites of the far eastern seas of Russia. Eurasian Mining, 2, 3–6.
36. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Etirmishli, G. D., Yusubov, N. P. (2021). Influence of modern geodynamics on the structure and tectonics of the Black sea - Caspian region. Eurasian Mining, 35(1), 3–8.
37. (2004). Осадочные бассейны: методика изучения, строение, эволюция /под ред. Леонова, Ю. Г., Воложа, Ю. А. Москва: Научный Мир.
38. Tibaldi, A., Oppizzi, P., Gierke, J., et al. (2019). Landslides near Enguri dam (Caucasus, Georgia) and possible seismotectonic effects. Natural Hazards and Earth System Sciences, 19(1), 71–91.

В статье рассмотрены результаты реконструкции и анализа геодинамических условий формирования основных элементов их структуры, в Черноморско-Каспийском регионе, выраженные в особенностях распределения его разновозрастных структурно-геодинамических систем. В качестве структурно-геодинамических систем рассмотрены совокупности элементов блоковой и зональной структуры верхней части земной коры (фундамент и осадочный чехол), объединяемые однотипной (общей) реакцией со стороны внешнего или внутреннего по отношению к системе источника тектонической энергии в течение определённой фазы тектогенеза. Результаты исследований свидетельствуют о том, что преимущественно морские шельфово-глубоководные Черноморская и Южно-Каспийская провинции контролируются тектоническими мегавпадинами, сформированными в альпийскую и новейшую эпохи тектогенеза. При этом обе провинции включают в свою внутреннюю структуру как элементы, возникшие на разных стадиях альпийского и новейшего структурообразования, так и в разной степени переработанные в эти эпохи и погребённые под кайнозойскими или мел-кайнозойскими отложениями фрагменты более древних плитных и складчатых структур. Последние, в свою очередь частично или полностью контролируют положение и конфигурацию нефтегазоносных областей в составе этих провинций.

Ключевые слова: структурно-геодинамические системы; разновозрастные осадочные бассейны; нефтегазоматеринские толщи; перспективы нефтегазоносности; фазовый состав; углеводородный потенциал.

Литература

1. Алиева, С. А., Авербух, Б. М., Серикова, У. С., Мустаев, Р. Н. (2019). Геология и нефтегазоносность Каспийской впадины / под. ред. Керимова, В. Ю. Москва: ИНФРА-М.
2. Сенин, Б. В., Леончик, М. И., Ошерова, Н. А. (2018). Основные итоги геологоразведочных работ и перспективы развития сырьевой базы углеводородов в акваториях Черноморско-Каспийского региона. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 7.
3. Сенин, Б. В., Хаин, В. Е., Попков, В. И. (2009). Черное море /в кн. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М-б 1:2500000)». Краснодар: КУБГУ.
4. Дикенштейн, Г. Х., Максимов, С. П., Семенович, В. В. (1983). Нефтегазоносные провинции СССР. Справочник. Москва: Недра.
5. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр».
6. Глумов, И. Ф., Гулев, В. Л., Сенин, Б. В., Карнаухов, С. М. (2014). Региональная геология и перспективы нефтегазоносности Черноморской глубоководной впадины и прилегающих шельфовых зон / под ред. Сенина, Б. В., в 2 частях. Часть 1. Москва: ООО «Издательский дом Недра».
7. Шатский, Н. С. (1948). О глубоких дислокациях, охватывающих платформы и складчатые области (Поволжье и Кавказ). Известия АН СССР, Серия «Геология», 5, 39-66.
8. Маловицкий, Я. П., Сенин, Б. В. (1988). Пелагогенные впадины на современных и древних континентальных окраинах. Геотектоника, 1, 11-23.
9. Афанасенков, А. П., Скворцов, М. Б., Никишин, А. М. и др. (2008). Геологическая история и нефтяные системы Северного Каспия. Вестник Московского Университета, Серия «Геология», 3, 3-9.
10. Гурбанов, А. Г., Богатиков, О. А., Докучаев, А. Я. и др. (2007). Транскавказское направление вулканизма: причины, следствие, эпитермальная минерализация. Вестник Владикавказского научного центра, 7(3), 25-44.
11. Чочиа, Н. Г., Евдокимов, С. П. (1993). Палеогеография позднего кайнозоя Восточной Европы и Западной Сибири (ледниковая и ледовая морская концепция). Саранск: Изд-во Мордовского Университета.
12. Клещёв, К. А., Шеин, В. С. (2010). Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник. Москва: ВНИГНИ.
13. Афанасенков, А. П., Никишин, А. М., Обухов, А. Н. (2007). Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. Москва: Научный мир.
14. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in Alpine Mobile Belt Basins. Doklady Earth Sciences, 476(2), 209-212.
15. Орёл, В. Е., Распопов, Ю. В., Скрипкин, А. П. (2001). Геология и нефтегазоносность Предкавказья / под. ред. Орла, В. Е. Москва: ГЕОС.
16. Гинсбург, Г. Д., Соловьёв, В. А. (1994). Субмаринные газовые гидраты. Санкт-Петербург: ВНИИОкеангеология.
17. Толмачёва, Е. К. (2009). Влияние геологического строения и неотектонической активности зоны сочленения Пугачёвского свода и Бузулукской впадины на распределение углеводородных газов в приповерхностных отложениях. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Саратов: СГУ им. Н.Г. Чернышевского.
18. Толмачёва, Е. К., Колотухин, А. Т., Волкова, Е. Н., Логинова, М. П. (2006). Использование геофизических, геохимических и неотектонических исследований для прогноза нефтегазоносности. Вестник ВГУ, Серия «Геология», 2, 193-198.
19. Горелов, С. К., Розанов, Л. Н. (1970). Роль новейших движений в размещении месторождений нефти и газа. Геоморфология, 4, 32-39.
20. Керимов, В. Ю., Сенин, Б. В., Богоявленский, В. И., Шилов, Г. Я. (2018). Геология, поиски и разведка месторождений углеводородов на акваториях Мирового океана. Москва: Недра.
21. Делингов, М. Т., Соколов, Д. В., Мусихин, К. В., Богданов, О. А. (2021). Геохимические свидетельства генерационного потенциала триасовых нефтегзоматеринских толщ в пределах Среднего Каспия. Материалы конференции «Новые идеи в геологии нефти и газа. Новая реальность». Москва: МГУ им. М.В. Ломоносова.
22. Кочарьянц, С. Б., Павлинова, Н. М., Абдуллин, Ф. Р. (2014). Эволюция триасовых бассейнов северного и западного обрамления Каспия в пределах Российской Федерации в связи с их нефтегазоносностью. Вестник РУДН, Серия «Инженерные исследования», 3, 102-112.
23. Мурзин, Ш. М., Никишин, А. М., Паньков, С. Ю., Поляков, А. А. (2010). Хроностратиграфия и история формирования углеводородных систем юрско-меловых отложений акватории Среднего Каспия. Геология нефти и газа, 1, 41-50.
24. Максимов, С. П. (1987). Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. Москва: Недра.
25. Савельева, Л. М. (1987). Триас Восточного Предкавказья. Москва: Наука.
26. Ступакова, А., Митронов, Д. (2014). Мифы о сланцевом газе. Oil & Gas Journal Russia, 10, 28-35.
27. Ступакова, А. В., Калмыков, Г. А., Фадеева, Н. П. и др. (2015). К оценке ресурсов и запасов сланцевой нефти. Вестник Московского университета, Серия «Геология», 3, 3-10.
28. Суслова, Э. Ю. (2006). Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: МГУ им. М.В. Ломоносова.
29. Яндарбиев, Н. Ш., Фадеева, Н. П., Козлова, Е. В., Наумов, Ю. В. (2017). Геология и геохимия хадумской свиты Предкавказья – как потенциального источника «сланцевых» углеводородов. Георесурсы, 2, 208-226.
30. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
31. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
32. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
33. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
34. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
35. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.
36. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
37. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Yandarbiev, N. Sh., Movsumzade, E. M. (2017). Environment for the formation of shale oil and gas accumulations in low-permeability sequences of the Maikop Series, Fore-Caucasus. Oriental Journal of Chemistry, 33(2), 879-892.
38. Kuznetsov, N. B., Kerimov, V. Yu., Osipov, A. V., Monakova, A. S. (2018). Geodynamics of the Ural Foredeep and geomechanical modeling of the origin of hydrocarbon accumulations. Geotectonics, 52(3), 297-311.
39. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.

В статье описаны основные факторы повышения эффективности геологоразведочных работ путем внедрения прорывных технологий в производство. Показано, что стандартные технологии не могут обеспечить решение нестандартных задач, т.к. в этой области они крайне малоэффективны. Определена абсолютная ориентированность производственного процесса на стандартные технологии. Проанализированы основные барьеры на пути прорывных технологий. Сделаны выводы, что для цифровой трансформации геологоразведочных работ необходимо осознание прикладной значимости прорывных технологий, понимание необходимости их внедрения, а также адаптация существующего производственного процесса таким образом, чтобы привлечение, развитие и внедрение инновационных подходов стало его неотъемлемой частью. Ключевым фактором, при этом, является решение проблемы формализации независимых критериев и понятной количественной оценки эффективности применения тех или иных технологий.

Ключевые слова: прорывные технологии; геологоразведочные работы; производство; барьеры; процессы; трансформация; модернизация.

Литература

1. Christensen, C. M. (1997). The innovator's dilemma: when new technologies cause great firms to fail. Boston: Harvard Business School Press.
2. Christensen, C. M. (2013). The innovator's solution: creating and sustaining successful growth. Boston: Harvard Business Press.
3. Senin, B. V., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Leonchik, M. I. (2022). Structural-geodynamic systems of the basement of the Black Sea–Caspian Sea region: evolution in the late Paleozoic‒Cenozoic. Geotektonika, 1, 27-50.
4. Senin, B. V., Kerimov, V. Yu., Bogoyavlensky, V. I., et al. (2020). Oil and gas provinces of the Russian seas and adjacent water areas. Moscow: Nedra.
5. Leonov, Yu. G., Volozh, Yu. A., Antipov, M. P., et al. (2010). Consolidated crust of the Caspian Region: zoning experience. Moscow: GEOS.
6. Senin, B. V., Khain, V. E., Popkov, V. I. (2009). Black Sea / in the book. «Tectonics of the southern framing of the East European Platform (explanatory note to the tectonic map of the Black Sea-Caspian region. Scale 1:2 500 000)». Krasnodar: KUBGU.
7. Klavdieva, N. V. (2007). Tectonic subsidence of Ciscaucasian marginal troughs in the Cenozoic. PhD Thesis. Moscow.
8. Senin, B. V., Leonchik, M. I., Osherova, N. A. (2018). The main results of geological exploration and prospects for the development of the raw material base of hydrocarbons in the waters of the Black Sea-Caspian region. Mineral resources of Russia. Economics and Management, 2, 7.
9. Afanasenkov, A. P., Skvortsov, M. B., Nikishin, A. M., et al. (2008). Geological history and oil systems of the Northern Caspian. Bulletin of Moscow University, Series Geology, 3, 3-9.
10. Adams, T. (2000). Caspian hydrocarbons, politicization of regional pipelines and destabilization of the Caucasus. Caucasian Regional Studies, 5(1,2).
11. Bagir-zade, F. M., Narimanov, A. A. (1988). Geological and geochemical features of the deposits of the Caspian Sea. Moscow: Nedra.
12. Glumov, I. F., Malovitsky, Ya. P, Novikov, A. A., Senin, B. V. (2004). Regional geology and oil and gas potential of the Caspian Sea. Moscow: Nedra.
13. Guliyev, I. S., Fedorov, D. L., Kulakov. S. I. (2009). Oil and gas potential of the Caspian region. Baku: Nafta-Press.
14. Dmitrieva, T. P., Parparova, G. M. (1981). Deep zonality of catagenesis of dispersed organic matter in the Paleogene-Neogene deposits of Azerbaijan. Azerbaijan Oil Industry, 4, 24-28.
15. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in Alpine Mobile Belt basins. Doklady Earth Sciences, 476(2), 209-21.
16. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
17. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
18. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
19. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
20. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
21. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.

Рассмотрена возможность использования теории нечетких множеств при оценке запасов трудноизвлекаемых глубоко погруженных углеводородов. При этом, учитывая сложность взаимосвязей между отдельными петрофизическими характеристиками, с одной стороны и неопределенностью релевантной информации с другой, выявлена большая эффективность методов нечеткой логики и гибких вычислений. В частности, был опробован метод кластеризации данных (нечеткие модели Сугено) с подбором дочерних функций (функций принадлежности). В этом методе прогнозирование свойств пород-коллекторов на больших глубинах осуществляется на основе нечеткой линейной регрессии отражающей взаимозависимости свойств и естественной неопределенности информации. Проверка метода проводилась на реальных показателях качества коллекторов известной группы месторождений Бакинского архипелага в Азербайджане. Результаты прогнозирования ожидаемых показателей качества коллекторов на больших глубинах свидетельствуют о том, что в разрезе исследуемых месторождений на глубинах более 4900 м можно ожидать снижение относительной глинистости и плотности коллекторов, но возможно также - увеличение проницаемости для жидких флюидов.

Ключевые слова: глубоко погруженные; трудноизвлекаемые запасы углеводородов; теория нечетких множеств; прогнозирование качества коллекторов.

Литература

1. Кочарли, Ш. С. (2015). Проблемные вопросы нефтегазовой геологии Азербайджана. Баку: Ганун.
2. Гулиев, И. С., Шихалиев, Ю. А., Фейзуллаев, А. А., Кочарли, Ш. С. (2014). К концепции геологоразведочных работ по подготовке ресурсов углеводородов в Азербайджане. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 9, 8-15.
3. Юсифов, Х. М., Асланов, Б. С. (2018). Нефтегазоносные бассейны Азербайджана. Баку: Марс-Принт.
4. Гасанов, А. Б., Мамедова, Д. Н., Аббасов, Э. Ю. (2017). Гелого-геофизическая изученность разреза ПТ Южно-Каспийской впадины (некоторые вопросы прогнозной оценки осадочного комплекса). Moсква: Lambert Academic Publishing.
5. Aliyarov, R. Y., Hasanov, A. B., Ibrahimli, M. S., et al. (2018). Forecasting oil and gas reservoirs properties using of fuzzy-logic based methods. In: 13th International Conference on Theory and Application of Fuzzy Systems and Soft Computing, ICAFS 2018.
6. Aliyarov, R. Y., Ramazanov, R. A. (2016). Prediction of multivariable properties of reservoir rocks byusing fuzzy clustering. In: 12th International Conference on Application of Fuzzy Systems and Soft Computing, ICAFS 2016.
7. Buryakovski, L. A., Chilingar, G. V., Aminzadeh, F. (2001). Petroleum geology in the South Caspian Basin. Boston: Gulf Professional Publishing.
8. Anifowose, F., Abdulraheem, A. (2010). Prediction of porosity and permeability of oil and gas reservoirs using hybrid computational intelligence models. In: Proceeding of North Africa Technical Conference and Exhibition, Cairo, Egypt.
9. Olatunji, S. O., Selamat, A., Azeez, A. R. A. (2015, April). Harnessing the power of type-2 fuzzy logic system in the prediction of reservoir properties. SPE-178005-MS. In: SPE Saudi Arabia Section Annual Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Cuddy, S. (1997, June). The application of the mathematics of fuzzy logic to petrophysics. SPWLA-1997-S. In: SPWLA 38th Annual Logging Symposium. Society of Petroleum Engineers.
11. Aliyarov, R. Y., Hasanov, A. B. (2018). Forecasting of qualitative characteristics of oil reservoirs. In: Republican Scientific-Practical Conference devoted to the 95th Anniversary of H. Aliyev: Unity of science, education and production at the present stage of development.
12. Латышова, М. Г., Мартынов, В. Г., Соколова, Т. Ф. (1991). Практическое руководство по интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Москва: Недра.
13. Вендельштейн, Б. Ю., Резванов, Р. А. (1978). Геофизические методы определения параметров коллекторов нефти и газа: при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений. Москва: Недра.
14. Kerimov, V. Yu., Rachinsky, M. Z., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Groundwater dynamics forecasting criteria of oil and gas occurrences in Alpine Mobile Belt basins. Doklady Earth Sciences, 476(2), 209-212.
15. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2016). Evaluation of the organic carbon content in the low-permeability shale formations (as in the case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia region). Oriental Journal of Chemistry, 32(6), 3235-3241.
16. Kerimov, V. Yu., Gorbunov, A. A., Lavrenova, E. A., Osipov, A. V. (2015). Models of hydrocarbon systems in the Russian Platform-Ural junction zone. Lithology and Mineral Resources, 50, 394-406.
17. Lapidus, A. L., Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., et al. (2018). Caucasus Maykopian kerogenous shale sequences: generative potential. Oil Shale, 35(2), 113-127.
18. Kerimov, V., Rachinsky, M., Mustaev, R., Serikova, U. (2018). Geothermal conditions of hydrocarbon formation in the South Caspian basin. Iranian Journal of Earth Sciences, 10(1), 78-89.
19. Kerimov, V. Y., Mustaev, R. N., Osipov, A. V. (2018). Peculiarities of hydrocarbon generation at great depths in the crust. Doklady Earth Sciences, 483(1), 1413-1417.
20. Kerimov V. Yu., Lapidus, A. L., Yandarbiev, N. Sh., et al. (2017). Physicochemical properties of shale strata in the Maikop series of Ciscaucasia. Solid Fuel Chemistry, 51(2), 122-130.
21. Guliyev, I. S., Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Bondarev, A. V. (2018). The Estimation of the generation potential of the low permeable shale strata of the Maikop Caucasian series. SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
22. Kerimov, V. Yu., Mustaev, R. N., Yandarbiev, N. Sh., Movsumzade, E. M. (2017). Environment for the formation of shale oil and gas accumulations in low-permeability sequences of the Maikop series, Fore-Caucasus. Oriental Journal of Chemistry, 33(2), 879-892.
23. Kuznetsov, N. B., Kerimov, V. Yu., Osipov, A. V., Monakova, A. S. (2018). Geodynamics of the Ural Foredeep and geomechanical modeling of the origin of hydrocarbon accumulations. Geotectonics, 52(3), 297-311.
24. Rachinsky, M. Z., Kerimov, V. Y. (2015). Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Ed. by Gorfunkel, M. V. NY, USA: Scrivener Publ. - Wiley.

В статье рассмотрена возможность образования техногенных залежей газа под мерзлотно-гидратным флюидоупором. В качестве наиболее перспективного объекта обоснована и рассмотрена верхняя часть разреза Мастахского газоконденсатного месторождения. Путем сопоставления равновесных условий гидратообразования с давлением и температурой пласта определена нижняя граница мерзлотно-гидратного флюидоупора, образующего потенциальную ловушку для накопления газов за счет их перетоков по заколонному пространству скважин из более глубоких горизонтов разреза месторождения. По результатам проведенных исследований построены карты подошвы многолетнемерзлых пород и подошвы зоны гидратообразования. Проведена оценка потенциальных объемов переточных газов из нижнеюрской залежи в верхнюю часть разреза. Отмечена необходимость дополнительного изучения верхней части разреза Хапчагайского мегавала как для поиска техногенных залежей газа, так и для предотвращения осложнений и аварий, связанных с техногенными залежами.

Ключевые слова: Хапчагайский мегавал Вилюйской синеклизы; заколонные перетоки; Мастахское месторождение; мерзлотно-гидратный флюидоупор; перспективы нефтегазоносности.

Литература

1. Железняк, M. Н., Семенов, В. П. (2020). Геотемпературное поле и криолитозона Вилюйской синеклизы. Новосибирск: СО РАН.
2. Семенов, В. П., Железняк, M. Н. (2013). Геотермические условия Вилюйской синеклизы. Криосфера Земли, 17(4), 3-10.
3. Семенов, В. П., Железняк, M. Н. (2018). Особенности геотемпературного поля и залегания многолетнемерзлой толщи Вилюйской синеклизы. Природные ресурсы Арктики и Субарктики, 26(4), 45-54.
4. Дучков, A. Д., Железняк, M. Н., Соколова, Л. С., Семенов, В. П. (2019). Зоны стабильности гидратов метана и диоксида углерода в осадочном чехле Вилюйской синеклизы. Криосфера Земли, 23(6), 19-26.
5. Matveeva, T. V., Kaminsky, V. D., Semenova, A. A., Shchur, N. A. (2020). Factors affecting the formation and evolution of permafrost and stability zone of gas hydrates. Geosciences, 10(12), 504.
6. Истомин, В. A., Квон, В. Г. (2004). Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. Москва: ООО «ИРЦ Газпром».
7. Sloan, E. D., Koh, C. A. (2008). Clathrate hydrates of natural gases. Boca Raton: Taylor & Francis Group/CRC Press.
8. Чувилин, E. M., Давлетшина, Д. A., Лупачик, M. В. (2019). Гидратообразование в мерзлых и оттаивающих метанонасыщенных породах. Криосфера Земли, 23(2), 50-61.
9. Якуцени, В. П. (2013). Газогидраты – нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 8(4), 24.
10. Chong, Z. R., Yang, S. H. B., Babu, P., et al. (2016). Review of natural gas hydrates as an energy resource: Prospects and challenges. Applied Energy, 162, 1633-1652.
11. Minshull, T. A., Marin-Moreno, H., Betlem, P., et. al. (2020). Hydrate occurrence in Europe: A review of available evidence. Marine and Petroleum Geology, 111, 735-764.
12. Шиц, E. Ю., Корякина, В. В., Варфоломеев, M. A., Замрий, A. В. (2021). Газовые гидраты: краткий информационный обзор современных российских исследований в 2015-2020 гг. Газовая промышленность, 2(812), 46-56.
13. Шиц, E. Ю., Корякина, В. В. (2020) Газовые гидраты: краткий информационный обзор современных зарубежных исследований. Газовая промышленность, 12(810), 24-32.
14. Манаков, A. Ю., Дучков, A. Д. (2017). Лабораторное моделирование гидратообразования в горных породах (обзор). Геология и геофизика, 58(2), 290-307.
15. Manakov, A. Yu., Rodionova, T. V., Penkov, N. V., et al. (2017). Kinetics of formation and dissociation of gas hydrates. Russian Chemical Reviews, 86(9), 845-869.
16. Manakov, A. Yu., Stoporev, А. S. (2021). Physical chemistry and industrial applications of gas hydrates: topical aspects. Russian Chemical Reviews, 90(5), 566-600.
17. Макогон, Ю. Ф. (2003). Эффект самоконсервации газогидратов. Доклады академии наук, 390(1), 85-89.
18. Истомин, В. A., Якушев, В. С., Махонина, Н. A. и др. (2006). Эффект самоконсервации газовых гидратов. Газовая промышленность, Спецвыпуск: Газовые гидраты, 36-46.
19. Александров, A. Р., Рожин, И. И., Сивцев, A. И., Сюндюков, И. Ш. (2010). Об уровне мерзлотно-гидратного флюидоупора в пределах погребенного Якутского поднятия / в сборнике материалов всероссийской конференции с международным участием к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина «Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь». Москва: ГЕОС.
20. Сюндюков, И. Ш., Сивцев, A. И. (2013). Обоснование потенциальных скоплений газа под мерзлотно-гидратным флюидоупором. Материалы всероссийской конференции с международным участием «Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития». Москва: ГЕОС.
21. Конищев, В. Н. (1999). Эволюция температуры пород арктической зоны России в верхнем кайнозое. Криосфера Земли, 3(4), 39-47.
22. Шполянская, Н. A. (2015). Плейстоцен-голоценовая история развития криолитозоны Российской Арктики «глазами» подземных льдов. Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований.
23. Сафронов, A. Ф., Сивцев, A. И., Черненко, В. Б. (2014). Нефтеносность нижнемезозойских отложений Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы. Геология и геофизика, 55(8), 1263-1269.
24. Погодаев, A. В., Ситников, В. С., Лысов, Б. A. (2012). Литологические и гидродинамические особенности газоносности верхнепермских и нижнетриасовых отложений Хапчагайского района Вилюйской нефтегазоносной области. Геология нефти и газа, 4, 2-12.
25. Сивцев, A. И. (2011). Изучение неоднородности продуктивного горизонта Т1-III и ее влияние на геолого-промысловые характеристики залежи (на примере Средневилюйского ГКМ). Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Якутск: Институт проблем нефти и газа СО РАН.
26. Дмитриевский, A. Н., Томилова, Н. Н., Юрова, M. П., Рудов, A. A. (2010). Строение и формирование неджелинского природного резервуара Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы. Геология нефти и газа, 6, 29-43.
27. Погодаев, A. В. (2018). Влияние режима аномально высокого пластового давления на условия формирования и сохранения залежей газа в верхнепермских отложениях Хапчагайского мегавала. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 13(4), 19.
28. Юрова, M. П. (2019). Роль глинистых минералов в вулканогенных залежах углеводородов с аномально высоким пластовым давлением (Хапчагайский мегавал Вилюйской синеклизы). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 34-39.
29. Железняк, M. Н., Семенов, В. П., Шац, M. M. (2019). Углеводородные ресурсы Вилюйской синеклизы. Наука и техника в газовой промышленности, 3(79), 3-19.
30. Геология нефти и газа Сибирской платформы. (1981) / под. ред. Конторовича А. Э., Суркова В. С., Трофимука А. А.. Москва: Недра.
31. Булатов, A. И. (2007). Главнейшая проблема строительства нефтяных и газовых скважин. Наука Кубани, 1, 44-50.
32. Гасумов, Р. A., Гридин, В. A., Овчаров, С. Н., Гасумов, Э. Р. (2017). Исследование причин заколонных проявлений при цементировании скважин эксплуатационной колонны. Наука. Инновации. Технологии, 4, 125-136.
33. Богоявленский, В. И., Богоявленский, И. В. (2018). Природные и техногенные угрозы при поиске, разведке и разработке месторождений углеводородов в Арктике. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2, 60-70.
34. Сивцев, A. И., Рожин, И. И. (2011). Нетрадиционный флюидоупор мерзлотно-гидратного генезиса. Материалы международной научно-практической конференции по инженерному мерзлотоведению, посвященной ХХ-летию ООО НПО «Фундаментстройаркос». Тюмень: Сити-Пресс.
35. Черненко, В. Б., Сивцев, A. И. (2015). К проблеме релаксации юрской залежи Мастахского ГКМ. Наука и образование, 1, 16-21.
36. Сивцев, A. И. (2008). Причины низкой эффективности разработки Толон-Мастахского ГКМ. Электронное издание «Нефтегазовое дело», 20. http://www.ogbus.ru/authors/Sivtzev/Sivtzev_1.pdf
37. Изюмченко, Д. В., Косачук, Г. П., Буракова, С. В. и др. (2014). Обобщение выработки запасов на Мастахском газоконденсатном месторождении Якутии. Газовая промышленность, S(708), 16-22.
38. Сурнин, A. И. (1986). Гидрогеологические критерии нефтегазоносности Вилюйской синеклизы. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Томск.
39. Фролов, С. В., Карнюшина, E. E., Коробова, Н. И. и др. (2019). Особенности строения, осадочные комплексы и углеводородные системы Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна. Георесурсы, 21(2), 13-30.
40. Афанасенков, A. П., Волков, Р. П., Яковлев, Д. В. (2015). Аномалии повышенного электрического сопротивления под слоем многолетнемерзлых пород – новый поисковый признак залежей углеводородов. Геология нефти и газа, 6, 40-52.
41. Якушев, В. С. (2009). Формирование скоплений природного газа и газовых гидратов в криолитозоне. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва: ООО «ВНИИГАЗ».
42. Сивцев, A. И. (2013). Генезис Хапчагайского и Логлорского валов Вилюйской синеклизы. Материалы второго всероссийского симпозиума с международным участием и молодежной научной школы, посвященных памяти академиков Н.А. Логачева и Е.Е. Милановского «Континентальный рифтогенез, сопутствующие процессы». Иркутск: Институт земной коры Сибирского отделения РАН.

В работе показано, что параметры кривых капиллярного давления коллекторов Западной Сибири с хорошей точностью могут быть оценены по величине остаточной водонасыщенности пласта, а при количественной оценке абсолютной проницаемости гидравлическая извилистость учитывается как обратно-степенная функция от эффективной пористости. Показано, что предлагаемая модель абсолютной проницаемости позволяет с достаточно высокой точностью оценить проницаемость пласта-коллектора.

Ключевые слова: модель; проницаемость, пористость; гидравлическая извилистость; кривые капиллярного давления; остаточная водонасыщенность.

Литература

1. Михайлов, Н.Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, 7(205), 126-137.
2. Дмитриев, Н.М., Максимов, В.М., Михайлов, Н.Н., Кузьмичев, А.Н. (2015). Экспериментальное изучение фильтрационных свойств анизотропных коллекторов углеводородного сырья. Бурение и нефть, 11, 6-9.
3. Грищенко, В.А., Циклис, И.М., Мухаметшин, В.Ш. и др. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
4. Фаттахов, И.Г., Кулешова, Л.С., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
5. Михайлов, Н.Н., Гурбатова, И.П., Моторова, К.А., Сечина, Л.С. (2016). Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 80-85.
6. Экономидес, М., Олини, Р., Валько, П. (2007). Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: наведение мостов между теорией и практикой. Ижевск: Институт компьютерных исследований.
7. Хисамиев, Т.Р., Баширов, И.Р., Мухаметшин, В.Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
8. Якупов, Р.Ф., Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.В. и др. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
9. Велиев, Э.Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
10. Дмитриевский, А.Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
11. Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
12. Грищенко, В.А., Асылгареев, И.Н., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
13. Муслимов, Р.Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
14. 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.
15. Collins, P.M., Dusseault, M.B., Dorscher, D., Kueber, E. (2008, March). Implementing CHOPS in the Karazhanbas heavy oil field. Paper 2008-500. In World Heavy Oil Congress.
16. Мухаметшин, В.В., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
17. Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
18. Велиев, Э.Ф., Алиев, А.А., Маммедбейли, Т.Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
19. Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
20. Грищенко, В.А., Позднякова, Т.В., Мухамадиев, Б.М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
21. Муслимов, Р.Х. (1999). Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Казань: Изд-во Казанского университета.
22. Сургучев, М.Л. (1985). Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Москва: Недра.
23. Грищенко, В.А., Рабаев, Р.У., Асылгареев, И.Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
24. Грищенко, В.А., Гареев, Р.Р., Циклис, И.М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
25. Велиев, Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
26. Olarte, J.D., Haldar, S., Said, R., et al. (2011, May). New approach of water shut off techniques in open holes - and world first applications of using fiber optic services with tension-compression sub. In: SPE/DGS Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
27. Рабаев, Р.У., Чибисов, А.В., Котенев, А.Ю., и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
28. Хузин, Р.Р., Бахтизин, Р.Н., Андреев, В.Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
29. Лейк, Ларри. (2005). Основы методов увеличения нефтеотдачи. Остин: Техасский университет.
30. Каневская, Р.Д. (1999). Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра-Бизнесцентр.
31. Ахметов, Р.Т., Мухаметшин, В.В., Андреев, А.В. и др. (2017). Некоторые результаты опробования методики прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов. SOCAR Procеedings, 4, 83-87.
32. Ахметов, Р.Т., Кулешова, Л.С., Рабаев, Р.У. и др (2021). Плотность распределения фильтрующих поровых каналов пластов-коллекторов Западной Сибири. SOCAR Proceedings, SI2, 221-228.
33. Муслимов, Р.Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
34. Лысенко, В.Д. (2009). Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы. Москва: Недра-Бизнесцентр.
35. Purcell, W.R. (1949). Capillary pressures - their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom. Trans AIME, 186.
36. Ромм, Е.С. (1985). Структурные модели порового пространства горных пород. Ленинград: Недра.
37. Ахметов, Р.Т., Маляренко, А.М., Кулешова, Л.С., и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
38. Akhmetov, R.T., Mukhametshin, V.V. (2018). Range of application of the Brooks-Corey model for approximation of capillary curves in reservoirs of Western Siberia. Advances in Engineering Research, 157, 5–8.
39. Ахметов, Р.Т., Андреев, А.В., Мухаметшин, В.В. (2017). Методика прогноза остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения по данным геофизических исследований для оценки эффективности применения нанотехнологий. Нанотехнологии в строительстве, 9(5), 116–133.
40. Akhmetov, R.T., Kuleshova, L.S., Mukhametshin, V.V. (2019). Application of the Brooks-Corey model in the conditions of lower cretaceous deposits in terrigenous reservoirs of Western Siberia. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012004, 1-4.

Для условий одиннадцати групп залежей нефти в терригенных коллекторах Западной Сибири, приуроченных к отложениям нижнего мела, проведен выбор наиболее эффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе критериального анализа с последующим использованием численного моделирования в плане прироста конечного коэффициента извлечения нефти. Показана необходимость дифференцированного подхода при использовании методов увеличения нефтеотдачи. Представлен алгоритм тиражирования полученных результатов на месторождениях, не участвовавших в проведенном исследовании на основе метода аналогий.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи пластов; коэффициент извлечения нефти; трудноизвлекаемые запасы; метод аналогий; дифференциация и группирование залежей нефти.

Литература

1. Мухаметшин, В.В., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
2. Конторович А.Э., Бейзель А.Л., Борисов Е.В. и др. (2017). Фациально-стратиграфическое районирование баженовского, георгиевского и васюганского горизонтов в Западно-Сибирском осадочном бассейне. Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии. Седьмое Всероссийское совещание. Москва: Геологический институт РАН.
3. Бриллиант, Л.С., Комягин, А.И. (2016). Формализованный подход к оперативному управлению заводнением нефтяного месторождения. Нефть. Газ. Новации, 2, 66-72.
4. Рогачев, М.К., Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
5. Конторович, А.Э., Лившиц, В.Р., Бурштейн, Л.М. и др. (2021). Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры. Геология и геофизика, 62(5), 711-726.
6. Stenkin, A.V., Kotenev, Yu.A., Mukhametshin, V.Sh., Sultanov, Sh.Kh. (2019). Use of low-mineralized water for displacing oil from clay productive field formations. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012202, 1-5.
7. Михайлов, Н.Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. Москва: Недра.
8. Valeev, A.S., Kotenev, Yu.A., Mukhametshin, V.Sh., Sultanov, Sh.Kh. (2019). Substantiation of the recovery of residual oil from low-productive and heterogeneous formations in Western Siberia by improving the waterflood system using gas and water-gas impacts. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012204, 1-6.
9. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е. Дубинский, Г.С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
10. Федоров, К.М., Тимчук, А.С. (2006). Анализ эффективности систем разработки нефтяных залежей в юрских отложениях на примере Ершового и Хохряковского месторождений. Известия ВУЗов. Нефть и газ, 3, 11-17.
11. Ахметов, Р.Т., Маляренко, А.М., Кулешова, Л.С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
12. Хуснуллина, Г.Р., Копыльцов, А.А. (2016). Актуальность проведения геолого-разведочных работ в регионах традиционной добычи нефти на примере открытия пропущенных ранее залежей (Широтное Приобье, Западная Сибирь). Нефтяное хозяйство, 11, 78-79.
13. Сергеев, В.В., Беленкова, Н.Г., Зейгман, Ю.В. и др. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
14. Курамшин, Р.М., Бриллиант, Л.С., Ревенко, В.М. (1989). Экспресс-метод оценки коэффициента охвата. Труды СибНИИНП «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири». Тюмень: Изд-во СибНИИНП.
15. Грищенко, В.А., Асылгареев, И.Н., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
16. Юрьев, А.Н. (1986). Метод идентификации песчанистости в вероятностно-статистической модели прерывистого нефтяного пласта. Труды СибНИИНП «Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири». Тюмень: Изд-во СибНИИНП, 55–61.
17. Соколов, В.С., Тигеев, М.Ю. (2016). Исследование особенностей заводнения прерывистых коллекторов. Нефтепромысловое дело, 1, 25-29.
18. Akhmetov, R.T., Mukhametshin, V.V., Kuleshova, L.S. (2019). Simulation of the absolute permeability based on the capillary pressure curves using the dumbbell model. Journal of Physics: Conference Series, 1333, 032001, 1-8.
19. Велиев, Э.Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
20. Мухаметшин, В.Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
21. Сергеев, В.В., Шарапов, Р.Р., Кудымов, А.Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
22. Rzayeva, S.J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
23. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
24. Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
25. Бравичев, К.А., Казаков, К.В., Раянов, Р.Р. (2016). Поиск оптимального варианта разработки низкопроницаемого и неоднородного ачимовского пласта месторождения Западной Сибири. Нефть, газ и бизнес, 2, 23-29.
26. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
27. Хамитов, И.Г., Лепихин, В.А., Елисеев, А.Н. и др. (2016). Оценка интенсивности обводнения добывающих скважин в породах различного гранулометрического состава по Вахитовскому месторождению. Нефтепромысловое дело, 3, 47-50.
28. Владимиров, И.В., Бакиров, И.И., Лощева, З.А. и др. (2017). К вопросу о размещении добывающих и нагнетательных скважин в нефтяных залежах с протяженными зонами разуплотнения коллектора. Нефтепромысловое дело, 7, 5-9.
29. Мухаметшин, В.Ш., Зейгман, Ю.В., Андреев, А.В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
30. Колова, Т.А., Миллер, М.Н., Мазитов, Р.Ф. и др. (2017). Опыт применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз». Нефтепромысловое дело, 10, 17-26.
31. Мухаметшин, В.В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
32. Черепанова, Н.А., Попова, Л.В., Исаев, А.В. и др. (2017). Апробация высокотемпературной технологии SiXell в низкопроницаемых коллекторах. Нефтепромысловое дело, 10, 33-36.
33. Алтунина, Л.К., Кувшинов, В.А., Кувшинов, И.В. и др. (2016). Физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Нефть. Газ. Новации, 6, 22-25.
34. Зейгман, Ю.В., Мухаметшин, В.Ш., Хафизов, А.Р. и др (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
35. Титов, А.П., Бодрягин, А.В., Митрофанов, А.Д., и др. (2017). Анализ режимов закачки воды в пласт ЮВ1 Тюменского месторождения для выявления оптимальных давлений нагнетания. Горные ведомости, 3 (34), 48-61.
36. 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.
37. Михайлов, Н.Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, 7(205), 126-137.
38. Михайлов, Н.Н., Семенова, Н.А., Сечина, Л.С. (2010). Условия формирования микроструктурной смачиваемости и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1 (1), 30.
39. Мухаметшин, В.В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
40. Сургучев, М.Л., Горбунов, А.Т., Забродин, Д.П. и др. (1991). Методы извлечения остаточной нефти. Москва: Недра.
41. Зейгман, Ю.В., Мухаметшин, В.Ш., Сергеев, В.В., и др. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
42. Велиев, Э.Ф., Алиев, А.А., Маммедбейли, Т.Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
43. Муслимов, Р.Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
44. Велиев, Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.

Показано, что в условиях карбонатных низкопродуктивных залежей с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченных к отложениям среднего карбона Бирской седловины и Пермско-Башкирского свода Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, коэффициент продуктивности, определенный в период стабилизации дебита скважин после освоения, во многом определяет конечные технологические показатели разработки. Предложены геолого-статистические модели, позволяющие определять значения продуктивности в наибольшей мере отражающие реальные свойства пласта в точке вскрытия его скважиной. Полученные результаты позволяют оценивать эффективность мероприятий, направленных на повышение эффективности принимаемых управляющих решений с целью достижения максимальной отдачи активов нефтяных компаний.

Ключевые слова: коэффициент продуктивности; геолого-статистические модели; эмпирические базовые модели; коэффициент извлечения нефти; геолого-физические параметры; технологические показатели разработки.

Литература

1. Economides, J.M., Nolte, K.I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
2. Якупов, Р.Ф., Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
3. Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Бахтизин, Р.Н., Шешдиров, Р.И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
4. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
5. Грищенко, В.А., Гареев, Р.Р., Циклис, И.М., Мухаметшин, В.В., Якупов, Р.Ф. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
6. Муслимов, Р.Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
7. Велиев, Э.Ф., Алиев, А.А., Маммедбейли, Т.Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
8. Хисамиев, Т.Р., Баширов, И.Р., Мухаметшин, В.Ш., Кулешова, Л.С., Якупов, Р.Ф., Вагизов, А.М. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 2, 131-142.
9. Кулешова, Л.С., Фаттахов, И.Г., Султанов, Ш.Х., Рабаев, Р.У., Мухаметшин, В.В., Сираева, Г.М. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
10. Мухаметшин, В.В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
11. Велиев, Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
12. Рабаев, Р.У., Чибисов, А.В., Котенев, А.Ю., Котенев, М.Ю., Дубинский, Г.С., Мухаметшин, В.Ш., Ефимов, Е.Р. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
13. Ахметов, Р.Т., Маляренко, А.М., Кулешова, Л.С., Мухаметшин, В.В., Сафиуллина, А.Р. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
14. Велиев, Э.Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
15. Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Бахтизин, Р.Н., Лифантьев, А.В., Шешдиров, Р.И. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
16. 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.
17. Мухаметшин, В.В., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С., Стабинскас, А.П., Сафиуллина, А.Р. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
18. Муслимов, Р.Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
19. Гасумов, Э.Р., Гасумов, Р.А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
20. Грищенко, В.А., Циклис, И.М., Мухаметшин, В.Ш., Якупов, Р.Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
21. Грищенко, В.А., Позднякова, Т.В., Мухамадиев, Б.М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI1, 238-247.
22. Каналин, В.Г., Капралова, М.К. (1981). Исследование изменения коэффициента продуктивности при разработке залежей нефти Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 11, 10-12.
23. Аббасов, А.А., Аббасов, Э.М., Исмайлов, Ш.З., Сулейманов, А.А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
24. Грищенко, В.А., Рабаев, Р.У., Асылгареев, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Якупов, Р.Ф. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
25. Грищенко, В.А., Асылгареев, И.Н., Бахтизин, Р.Н., Мухаметшин, В.В., Якупов, Р.Ф. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
26. Ибатуллин, Р.Р. (2011). Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ».
27. Mardashov, D.V., Rogachev, M.K., Zeigman, Yu.V., Mukhametshin, V.V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
28. Yakupov, R.F., Mukhametshin, V.Sh., Tyncherov, K.T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom waterdrive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
29. Дмитриевский, А.Н., Еремин, Н.А., Шабалин, Н.А. (2018). Углеводородный потенциал Арктической зоны Сибирской платформы. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1, 4–10.
30. Конторович, А.Э., Эдер, Л.В. (2020). Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 5, 8–17.
31. Дмитриевский, А.Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
32. Мухаметшин, В.Ш., Зейгман, Ю.В., Андреев, А.В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
33. Хузин, Р.Р., Бахтизин, Р.Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
34. Шустеф, И.Н. (1988). Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. Москва: Недра.
35. Каналин, В.Г. (1984). Интерпретация геолого-промысловой информации при разработке нефтяных месторождений. Москва: Недра.
36. Фаттахов, И.Г., Кулешова, Л.С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
37. Шустеф, И.Н. (1976). О зависимости нефтеотдачи от продуктивности и гидропроводности пластов. Нефтегазовая геология и геофизика, 8, 15-16.
38. Хисамутдинов, Н. И., Хасанов, М. М., Ибрагимов, Г. З. и др. (1997). Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 12, 2-10.
39. Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
40. Мухаметшин, В.Ш., Кулешова, Л.С., Сафиуллина, А.Р. (2021). Группирование и выделение залежей нефти в карбонатных коллекторах по продуктивности на стадии проведения геолого-разведочных работ. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(12), 43–51.
41. Поплыгин, В.В. (2011). Динамика продуктивности добывающих скважин при высокой газонасыщенности пластовой нефти. Нефтяное хозяйство, 10, 28–29.
42. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
43. Ивахненко, А.Г., Зайченко, Ю.П., Димитров, В.Д. (1976). Принятие решения на основе самоорганизации. Москва: Сов. Радио.
44. Андреев, А.В., Мухаметшин, В.Ш., Котенёв, Ю.А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.

В статье по различным группам залежей в карбонатных коллекторах, приуроченных к нижне- и среднекаменноугольной системам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, проведен геолого-промысловый анализ влияния коэффициента продуктивности и удельных балансовых запасов, приходящихся на скважину на текущий и конечный коэффициент извлечения нефти при разработке залежей на естественных режимах. Получены эмпирические зависимости, позволяющие проводить мониторинг за разработкой залежей, оценить эффективность применения вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов, принимать обоснованные управляющие решения по совершенствованию процесса разработки не только по объектам анализа, но и по объектам-аналогам.

Ключевые слова: нефтеотдача; плотность сетки скважин; удельные балансовые запасы; дебит нефти; добыча; коэффициент извлечения нефти; коэффициент продуктивности.

Литература

1. Shakhverdiev, A.Kh., Shestopalov, Yu.V. (2019). Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with the modeling and monitoring of oil fields. Lobachevskii journal of mathematics, 40(10), 1695–1710.
2. Хисамиев, Т.Р., Баширов, И.Р., Мухаметшин, В.Ш., и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
3. Грищенко, В.А., Гареев, Р.Р., Циклис, И.М., и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
4. Economides, J.M., Nolte, K.I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
5. Alvarado, V., Thyne, G., Murrel, G.R. (2008, September). Screening strategy for chemical enhanced oil recovery in Wyoming Basin. SPE-115940-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
6. Ахметов, Р.Т., Кулешова, Л.С., Рабаев, Р.У., и др. (2021). Плотность распределения фильтрующих поровых каналов пластов-коллекторов Западной Сибири. SOCAR Proceedings, SI2, 221-228.
7. Yakupov, R.F., Mukhametshin, V.Sh., Tyncherov, K.T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom waterdrive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
8. Грищенко, В.А., Асылгареев, И.Н., Бахтизин, Р.Н., и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
9. Гасумов, Э.Р., Гасумов, Р.А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого- технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
10. Изотов, А.А., Афонин, Д.Г. (2020). О взаимосвязи факторов, влияющих на эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов с применением заводнения. Нефтяное хозяйство, 12, 106-109.
11. Алварадо, В., Манрик, Э. (2011). Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. Москва: Премиум инжиниринг.
12. Зейгман, Ю.В., Мухаметшин, В.Ш., Хафизов, А.Р., Харина, С.Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
13. 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.
14. Шахвердиев, А.Х., Арефьев, С.В. (2021). Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 11, 104-109.
15. Хатмуллин, И.Ф., Хатмуллина, Е.И., Хамитов, А.Т., и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
16. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
17. Sun, S.Q., Wan, J.C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
18. Мухаметшин, В.В., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С., и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
19. Мухаметшин, В.Ш., Зейгман, Ю.В., Андреев, А.В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
20. Мухаметшин, В.В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно- Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
21. Шпуров, И.В., Захаренко, В.А., Фурсов, А.Я. (2015). Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП. Недропользование XXI век, 1 (51), 12-19.
22. Муслимов, Р.Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
23. Велиев, Э.Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
24. Грищенко, В.А., Рабаев, Р.У., Асылгареев, И.Н., и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
25. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е., Дубинский, Г.С., и др.(2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
26. Грищенко, В.А., Циклис, И.М., Мухаметшин, В.Ш., Якупов, Р.Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
27. 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.
28. Муслимов, Р.Х. (2020). Становление и перспективы дальнейшего развития гидродинамических методов разработки нефтяных месторождений России. Нефтяное хозяйство, 12, 96-100.
29. Велиев, Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
30. Мухаметшин, В.В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328, 7, 40–50.
31. Мухаметшин, В.Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
32. Рогачев, М.К., Мухаметшин, В.В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
33. Муслимов, Р.Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
34. Шахвердиев, А.Х. (2014). Еще раз о нефтеотдаче. Нефтяное хозяйство, 1, 44–48.
35. Муляк, В.В., Веремко, Н.А. (2021). Инновационные технологии повышения нефтеотдачи пластов и ограничения газо- и водопритока. Нефтяное хозяйство, 3, 62-65.
36. Хайрединов, Н.Ш., Попов, А.М., Мухаметшин, В.Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
37. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
38. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
39. Мандрик, И.Э., Панахов, Г.М., Шахвердиев, А.Х. (2010). Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. Москва: Нефтяное хозяйство.
40. Мухаметшин, В.Ш., Кулешова, Л.С., Сафиуллина, А.Р. (2021). Группирование и выделение залежей нефти в карбонатных коллекторах по продуктивности на стадии проведения геолого-разведочных работ. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(12), 43–51.
41. Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
42. Андреев, А.В., Мухаметшин, В.Ш., Котенёв, Ю.А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
43. Мухаметшин, В.В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10 (1), 113–131.
44. Конторович, А.Э., Лившиц, В.Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58 (12), 1835–1852.
45. Токарев, М.А. (1990). Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Москва: Недра.
46. Мухаметшин, В.Ш. (2003). Разработка низкопродуктивных залежей нефти на естественных режимах. Уфа: Изд-во УГНТУ.

Проведен анализ и обобщение процесса заводнения залежей в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта турнейского яруса одной относительно однородной группы месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью получения возможности повышения эффективности управления закачкой в пласт воды для увеличения степени выработки запасов нефти. Выявлены геолого-физические параметры, оказывающие превалирующее влияние на коэффициент охвата закачкой и вариацию профиля приемистости по толщине в нагнетательных скважинах. Получены модели, позволяющие проводить оценку и прогноз коэффициента охвата закачкой и вариации профиля приемистости по толщине с использованием текущей геолого-промысловой информации как на стадии ввода месторождений в разработку, так и в стадии полного разбуривания залежей. Полученные результаты предлагается использовать для повышения эффективности управления разработкой как на самих объектах исследования, так и на залежах-аналогах.

Ключевые слова: управление разработкой; карбонатный коллектор; заводнение; многомерные модели; коэффициент охвата закачкой; коэффициент корреляции; профиль приемистости.

Литература

1. Муслимов, Р.Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Хисамиев, Т.Р., Баширов, И.Р., Мухаметшин, В.Ш., и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
3. Gonzalez, I.J.F., Gammiero, A., Llamedo, M.A. (2012). Design of a neural network model for predicting well performance after water shutoff treatments using polymer gels. In: SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference (Mexico City, Mexico, 16-18 April 2012).
4. Abbasi, J., Ghaedi, M., Riazi, M. (2018). A new numerical approach for investigation of the effects of dynamic capillary pressure in imbibition process. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 44–54.
5. Якупов, Р.Ф., Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
6. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. (2002). Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Alvin, Texas: Orsa Press.
7. Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Бахтизин, Р.Н., и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
8. Мухаметшин, В.В., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С., и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
9. Яртиев, А.Ф., Хабибрахманов, А.Г., Подавалов, В.Б., Бакиров, А.И. (2017). Циклическое заводнение бобриковского горизонта Сабанчинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 3, 85-87.
10. Yonggang, D., Ting, L., Mingqiang, W., Yu, B., Zhang, Z. (2015). Buckley-leverett analysis for transient two-phase flow in fractal porous medium. CMES, 109–110 (6), 481–504.
11. Грищенко, В.А., Асылгареев, И.Н., Бахтизин, Р.Н., и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
12. Shakhverdiev, A.Kh., Shestopalov, Yu.V. (2019). Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with the modeling and monitoring of oil fields. Lobachevskii journal of mathematics, 40(10), 1695–1710.
13. Грищенко, В.А., Циклис, И.М., Мухаметшин, В.Ш., Якупов, Р.Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
14. 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.
15. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331, 5, 140–146.
16. Imqam, A., Bai, B., Wei, M., et al. (2016). Use of hydrochloric acid to remove filter-cake damage from preformed particle gel during conformance-control treatments. SPE Production & Operations, 31(3), 11.
17. Mason, H.E., Smith, M.M., Carroll, S.A. (2019). Calibration of NMR porosity to estimate permeability in carbonate reservoirs. International Journal of Greenhouse Gas Control, 87, 19-26.
18. Wijaya, N., Sheng, J.J. (2020). Comparative study of well soaking timing (pre vs. post flowback) for water blockage removal from matrix-fracture interface. Petroleum, 6(3), 286–292.
19. Грищенко, В.А., Гареев, Р.Р., Циклис, И.М., и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
20. Rzayeva, S.J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
21. Якупов, Р.Ф., Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Трофимов, В.Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
22. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
23. Грищенко, В.А., Позднякова, Т.В., Мухамадиев, Б.М., и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
24. Велиев, Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
25. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
26. Du, X., Lu, Zh., Li, D., et al. Yandong Xu, Peichao Li, Detang Lu (2019). A novel analytical well test model for fractured vuggy carbonate reservoirs considering the coupling between oil flow and wave propagation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 173, 447–461.
27. Шпуров, И.В., Коносавский, П.К., Черушникова, А.С. и др. (2021). К вопросу изучения процесса фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 46-50.
28. Wang, X., Sheng, J.J. (2017). Effect of low-velocity non-Darcy flow on well production performance in shale and tight oil reservoirs. Fuel, 190, 41–46.
29. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
30. Ran, X., Li, A., Zhao, J., Li, S. (March, 2013). Classification and evaluation of ultra-low permeability reservoirs in the changqing oilfield. In International Petroleum Technology Conference. European Association of Geoscientists & Engineers.
31. Kundu, P., Kumar, V., Indra, M. (2016). Experimental and numerical investigation of fluid flow hydrodynamics in porous media: Characterization of Darcy and non-Darcy flow regimes. Powder Technology, 303(4), 278-291.
32. Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
33. Baikov, V.A.; Davletbaev, A.Ya.; Ivaschenko, D.S. (October, 2014). Non-Darcy flow numerical simulation for low–permeability reservoirs. SPE 154890. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
34. Андреев, А.В., Мухаметшин, В.Ш., Котенёв, Ю.А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.

В начале пятидесятых годов законтурное заводнение, первое из многих видов заводнения, было применено на терригенных залежах пашийского горизонта Бавлинского месторождения. По результатам геолого-технологического моделирования получено, что выработка малопроницаемых участков пласта, промежуточных зон в районе нагнетательного и стягивающего добывающего рядов отстает и, несомненно, ведет к быстрой обводненности добываемой продукции и снижению коэффициента нефтеотдачи, поэтому авторы в данной работе провели численные эксперименты по регулированию фронта продвижения закачиваемой воды на залежи пашийского объекта путем ограничения объема закачиваемой в пласт воды с использованием геолого-технологического 3D моделирования. Анализ результатов проведенных численных экспериментов по регулированию разработки залежи пашийского объекта путем ограничения объема закачки воды показал, что таким образом имеется возможность улучшить технологические показатели разработки (увеличить добычу нефти и снизить добычу воды) и подобрать наиболее приемлемое количество закачиваемой воды, которое будет технологически и экономически рентабельным.

Ключевые слова: законтурное и внутриконтурное заводнение; контур нефтеносности; ограничение закачки; суточная добыча; промышленный эксперимент; кольцо нагнетательных скважин; приемистость скважин; монолитные песчаники; направление фильтрационных потоков.

Литература

1. Мирзаджанзаде, А.Х., Шахвердиев, А.Х. (1997). Динамические процессы в нефтегазодобыче: системный анализ, диагноз, прогноз. Москва: Наука.
2. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
3. Хисамов, Р.С., Хакимзянов, И.Н., Лифантьев, А.В., и др. (2021). Результаты эксперимента по разрежению сетки скважин на основной залежи пласта Д1 Бавлинского месторождения через 60 лет. Нефтяное хозяйство, 7, 18-22.
4. Муслимов, Р.Х. (2021). О новой парадигме развития нефтегазового комплекса России. Нефтяное хозяйство, 3, 8-13.
5. Мухаметшин, В.В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
6. Кудряшов, С.И., Хасанов, М.М., Краснов, В.А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
7. Shakhverdiev, A.Kh., Shestopalov, Yu.V. (2019). Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with the modeling and monitoring of oil fields. Lobachevskii Journal of Mathematics, 40(10), 1695–1710.
8. Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Бахтизин, Р.Н., Кулешова, Л.С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
9. Муслимов, Р.Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
10. Кулешова, Л.С., Фаттахов, И.Г., Султанов, Ш.Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
11. Муслимов, Р.Х. (2008). Освоение супергигантского Ромашкинского месторождения – выдающийся вклад ученых и специалистов России в мировую нефтяную науку и практику разработки нефтяных месторождений. Георесурсы, 4(27), 2–5.
12. Гасумов, Э.Р., Гасумов, Р.А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого- технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
13. Грищенко, В.А., Рабаев, Р.У., Асылгареев, И.Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
14. Economides, J.M., Nolte, K.I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
15. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
16. Велиев, Э.Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
17. Хисамиев, Т.Р., Баширов, И.Р., Мухаметшин, В.Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
18. Шахвердиев, А.Х. (2014). Еще раз о нефтеотдаче. Нефтяное хозяйство, 1, 44–48.
19. Велиев, Э.Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
20. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
21. Valeev, A.S., Kotenev, Yu.A., Mukhametshin, V.Sh., Sultanov, Sh.Kh. (2019). Substantiation of the recovery of residual oil from low-productive and heterogeneous formations in Western Siberia by improving the waterflood system using gas and water-gas impacts. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012204, 1-6.
22. Яртиев, А.Ф., Хакимзянов, И.Н., Петров, В.Н., Идиятуллина, З.С. (2016). Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов Республики Татарстан. Казань: Ихлас.
23. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
24. Аббасов, А.А., Аббасов, Э.М., Исмайлов, Ш.З., Сулейманов, А.А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
25. Крейг, Ф.Ф. (1974). Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Москва: Недра.
26. Ахметов, Р.Т., Андреев, А.В., Мухаметшин, В.В. (2017). Методика прогноза остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения по данным геофизических исследований для оценки эффективности применения нанотехнологий. Нанотехнологии в строительстве, 9(5), 116–133.
27. Хабибрахманов, А.Г., Зарипов, А.Т., Хакимзянов, И.Н., и др. (2017). Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан). Казань: Слово.
28. Якупов, Р.Ф., Мухаметшин, В.Ш., Хакимзянов, И.Н., Трофимов, В.Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21 (3), 55-61.
29. Хисамов, Р.С., Ганиев, Г.Г., Ханнанов, Р.Г. и др. (2006). Научно-практическое значение открытия и разработки Бавлинского нефтяного месторождения. Георесурсы, 3(20), 8-10.
30. Хакимзянов, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
31. Batalov, S.A., Andreev, V.E., Lobankov, V.M., Mukhametshin, V.Sh. (2019). Numerical simulation of oil formation with regulated disturbances. Oil recovery quality simulation. Journal of Physics: Conference Series, 1333, 032006, 1-6.
32. Хаммадеев, Ф.М, Султанов, С.А., Полуян, И.Г. (1975). Экспериментальная разработка Бавлинского месторождения. Казань: Таткнигоиздат.
33. Фаттахов, И.Г., Кулешова, Л.С., Султанов, Ш.Х. и др. (2021). Повышение эффективности водоизоляции применением тампонирующего состава. SOCAR Proceedings, SI2, 192-200.
34. 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.
35. Шахвердиев, А.Х., Арефьев, С.В. (2021). Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения. Нефтяное хозяйство, 11, 104-109.
36. Сергеев, В.В., Шарапов, Р.Р., Кудымов, А.Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
37. Rose, W., Rose, D.M. (2004). «Revisiting» the enduring Buckley–Leverett ideas. Journal of Petroleum Science and Engineering, 45(3), 263–290.
38. Грищенко, В.А., Асылгареев, И.Н., Бахтизин, Р.Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
39. Шешдиров, Р.И., Хакимзянов, И.Н., Хакимзянова, О.И. и др. (2021). Особенности эксплуатации скважин с миллионной добычей нефти на Основной залежи пашийского горизонта Бавлинского месторождения. Нефтяная провинция, 2(26), 116-133.
40. Batalov, S.A., Andreev, V.E., Lobankov, V.M., Mukhametshin, V.Sh. (2019). Numerical simulation of the oil reservoir with regulated disturbances. Oil recovery stability simulation. Journal of Physics: Conference Series, 1333, 032007, 1-6.
41. Дорохов, О.И., Полуян, И.Г., Султанов, С.А. (1959). Крупный промышленный эксперимент на Бавлинском месторождении. Нефтяное хозяйство, 3, 41-46.
42. Муслимов, Р.Х., Николаев, В.А., Султанов, С.А., Полуян, И.Г. (1981). Предварительные результаты Бавлинского эксперимента. Нефтяное хозяйство, 7, 30-38.
43. Грищенко, В.А., Позднякова, Т.В., Мухамадиев, Б.М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
44. Муслимов, Р.Х. (2020). Становление и перспективы дальнейшего развития гидродинамических методов разработки нефтяных месторождений России. Нефтяное хозяйство, 12, 96-100.
45. Муслимов, Р.Х. (2006). Выдающаяся роль Бавлинского нефтяного месторождения в формировании высоких технологий выработки продуктивных пластов. Георесурсы, 3 (20), 3-7.
46. Хайрединов, Н.Ш., Попов, А.М., Мухаметшин, В.Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
47. Велиев, Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
48. Мухаметшин, В.В., Кадыров, Р.Р. (2017). Влияние нанодобавок на механические и водоизолирующие свойства составов на основе цемента. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 18–36.
49. Хакимзянов, И.Н., Хисамов, Р.С., Бакиров, И.М. и др. (2014). Вопросы оптимизации и повышения эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования месторождений Татарстана. Казань: ФЭН.

В статье даны сведения о том, что эксплуатационная колонна по всей длине состоит из обсадных труб одного типа-размера с разной толщиной стенки, в некоторых случаях в верхней части более толстой, в нижней части сравнительно меньшей толщины; об уменьшении внутреннего диаметра при некоторых способах восстановления герметичности обсадных колонн. Ведение аварийных работ в таких скважинах остановленных при эксплуатации фрезерованием аварийных концов или их затрубного пространства, как вынужденная мера, фрезерами меньшего диаметра является причиной еще большего деформирования аварийных концов вплоть до разрывов. А также для ловли более широкой нижней части эксплуатационной колонны эксцентрично расположенной или прислонившиеся к стенке трубы, ввиду не возможности применения центрирующие приспособление – воронки, спушенные ловильные инструменты без центрирующего приспособления, хотя они и беспрепятственно проходят через суженную зону эксплуатационной колонны находящуюся выше аварийного конца, в связи невозможностью накрывания колоколом, а также направления стержня труболовки во внутреннюю поверхность ловимой трубе, ловильная работа бывает безуспешным. В указанных случаях применением в компоновке низа бурильный колонны эксцентричного переводника, использованием фрезера наименьшего диаметра обеспечивается фрезерование аварийного конца находящиеся ниже суженной зоны, фрезером требуемого диаметра, соответствующим внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, а также обеспечивается возможность ловли аварийной трубы без центрирующего приспособления. Даны сведения о конструктивных особенностях и их преимуществах в соответствующих скважинных условиях.

Ключевые слова: аварийный конец; фрезеры; ловильные инструменты; КНБК; экцентричный переводник.

Литература

1. Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины. http://www.drillings.ru/primer1/
2. Серенко, И. А., Сидоров, Н. А., Кошелев, А. Т. и др. (1982). Вторичное цементирование нефтяных и газовых скважин. Москва: ВНИИОЭНГ.
3. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн. https://cyberpedia.su/3x50dc.html
4. Гасанов, А. П. (1983). Восстановление аварийных скважин. Москва: Недра.
5. Гасанов, А. П. (1987). Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважинах. Москва: Недра.

Одним из известных способов выработки запасов вязкой нефти на месторождениях является закачка теплоносителя в призабойную зону пласта. Для этой цели используются полые штанги или насосно-компрессорные трубы с двойной стенкой, образующие вакуумные камеры с малыми потерями тепла в окружающие горные породы. Подача теплоносителя может подаваться на забой скважин для нагрева поступающей продукции с целью снижения вязкости жидкости в насосном подъемнике. Технологией другого способа применения закачки теплоносителя через полые штанги является закачка теплоносителя непосредственно в пласт через нагнетательные скважины с целью нагрева пластового флюида и увеличения скорости его фильтрации через породу. В предлагаемой статье описаны результаты экспериментальных работ по внедрению таких технологий в ООО УК «Шешмаойл», показавших принципиальную возможность и перспективу их применения.

Ключевые слова: закачка теплоносителя; колонна полых штанг; насосно-компрессорные трубы; вязкость нефти; конденсированный пар.

Литература

1. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р., Бурштейн, Л. М., Курчиков, А. Р. (2021). Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры. Геология и геофизика, 62(5), 711-726.
2. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
3. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
4. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
5. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
6. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
7. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
8. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom waterdrive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
9. 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.
10. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
11. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
12. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
13. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
14. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
15. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
16. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
17. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
18. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
19. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно- Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
20. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
21. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
22. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А., Фоломеев, А. Е. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 92-95.
23. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21, 3, 55-61.
24. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
25. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
26. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
27. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
28. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
29. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
30. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
31. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
32. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
33. Ященко, И. Г., Полищук, Ю. М. (2008). Трудноизвлекаемые запасы нефти Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Нефтепромысловое дело, 8, 11-18.
34. Хисамов, Р. С. (2015). Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт.
35. Ахмадуллин, Р. Р., Трифонов, В. В. (2004). Добыча высоковязких нефтей в НГДУ «Нурлатнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 31-33.
36. Beauquin, J.-L., Ndinemenu, F. O., Chalier, G., et al. (2007, November). World’s first metal PCP SAGD field test shows promising artificial – lift technology for heavy-oil production: joslyn field case. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineering.
37. Petrov, A., Mikhailov, A., Litvinenko, K., Ramazanov, R. (2010, October). Artificial lift practice for heavy oil production with sand control. In: SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineering.
38. Исаев, А. А. (2016). Разработка штанговых лопаток для винтовых насосных установок при эксплуатации осложненных скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
39. Исаев, А. А., Наниш, С. В., Голев, К. В. и др. (2020). Закачка рабочего агента через термостойкое оборудование. Нефть. Газ. Новации, 7(236), 39-42.
40. Исаев, А. А., Наниш, С. В., Голев, К. В. и др. (2020). Разработка оборудования для снижения теплопотерь при закачке рабочего агента (пара). Нефть. Газ. Новации, 8(237), 54-57.
41. Зайнашев, Р. А., Валеев, М. Д., Сыртланов, А. Ш. и др. (1986). Скважинная штанговая насосная установка. Авторское свидетельство СССР 1231261.
42. Валеев, М. Д., Давлетов, М. Ш., Кутлуяров, Ю. Х., Уразаков, К. Р. (2000). Штанговая насосная установка. Патент РФ 2161268.
43. Валеев, А. М., Мингулов, Ш. Г., Рамазанов, Г. С. и др. (2013). Скважинная штанговая насосная установка для добычи тяжелых высоковязких нефтей. Патент РФ 132503.
44. Тахаутдинов, Р. Ш., Ахунов, Р. М., Кочубей, М. В. и др. (2014). Способ разработки месторождения высоковязкой нефти. Патент РФ 2504647.
45. Ахунов, Р. М., Цинк, А. А., Исаев, А. А. (2019). Комплекс мероприятий по повышению нефтеотдачи месторождения высоковязкой нефти. Экспозиция Нефть Газ, 1(68), 34-37.

Для сложных условий разработки различных групп объектов в карбонатных коллекторах восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции созданы модели, позволяющие проводить поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов. Предложены алгоритмы прогноза конечного коэффициента извлечения нефти в условиях неоднородной информации и различного рода неопределенностей. Обосновано использование алгоритма метода группового учета аргументов для построения геолого-статистических моделей. Дана физическая интерпретация полученных моделей процесса нефтеизвлечения. Показана необходимость дифференцированного подхода при решении различных задач управления разработкой различных групп объектов в карбонатных коллекторах.

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти; шаговый регрессионный анализ; метод группового учета аргументов.

Литература

1. Мандрик, И. Э., Панахов, Г. М., Шахвердиев, А. Х. (2010). Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. Москва: Нефтяное хозяйство.
2. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
3. Конторович, А.Э. (2018). Пора идти вглубь. Нефтедобыче нужны новые технологии. Поиск, 3, 77.
4. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
5. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
6. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
7. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
8. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
9. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
10. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
11. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
12. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
13. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
14. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
15. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
16. Антоневич, Ю. С., Ефимов, А. В. (2013). Интегрированный подход к управлению инвестиционным портфелем в нефтегазодобывающих компаниях. Нефтяное хозяйство, 12, 83-85.
17. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
18. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
19. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
20. Мирзаджанзаде А. Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. (2004). Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований.
21. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
22. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
23. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
24. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
25. Тер-Саркисов, Р. М., Максимов, В. М., Басниев, К. С. и др. (2012). Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований.
26. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
27. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
28. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
29. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н. (2021). Особенности группирования низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах для рационального использования ресурсов в пределах Урало-Поволжья. Записки Горного института, 252, 896-907.
30. Шпуров, И. В., Захаренко, В. А., Фурсов, А. Я. (2015). Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП. Недропользование XXI век, 1 (51), 12-19.
31. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
32. 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.
33. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
34. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
35. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
36. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
37. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
38. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
39. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
40. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58 (12), 1835–1852.
41. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
42. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
43. Мухаметшин, В. Ш., Кулешова, Л. С., Сафиуллина, А. Р. (2021). Группирование и выделение залежей нефти в карбонатных коллекторах по продуктивности на стадии проведения геолого-разведочных работ. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(12), 43–51.

В статье рассмотрено влияние ряда внешних и внутренних факторов, в основном температурных возмущений, влияющих на изменение сопротивления течению на определенных стадиях разработки нефтяных месторождений, эксплуатируемых в течение многих лет. Установлено, что с понижением температуры вязкость нефти увеличивается в результате образования асфальтеновых, смоло-парафиновых соединений. Эти ассоциации осаждаются в поры, вызывая снижение проницаемости, уменьшение внутреннего диаметра подъемных трубопроводов и увеличение гидравлического сопротивления. Несмотря на то, что смола поглощалась реагентом после применения технологии на основе наноструктурированного координационного полимера, наблюдалось увеличение вязкости нефти. Для устранения проблемы часть отходов щелочной дизельной фракции, входящих в состав закачиваемого в скважину композита, была заменена конденсатом. При этом было достигнута высокий эффективность.

Ключевые слова: нефть; вязкость; парафин; смола; конденсат; ассоциат; наноструктурный реагент.

Литература

1. Usubaliyev, B. T., Ramazanova, E. E., Murvatov, F. T. (2015). Application of coordination polymers to increase the reservoir oil recovery. Science and Applied Engineering Quarterly, 6, 16-20.
2. Murvatov, F. T. (2018). The effect of nanostructured reagents on the viscosity of various oils. News of the Azerbaijan Academy of Engineering, 10, 59-62.
3. Usubaliev, B. T., Ramazanova, E. E., Nurullaev, V. H. (2015). Use of nanostructural coordination units for reduction of viscosity of heavy commodity oil in transportation. Problems of Collection, Preparation and Transportation of Oil and Oil Products, 3, 117-126.
4. Usubaliev, B. T., Murvatov, F. T., Alieva, F. B. (2016). Application of coordination polymers for the increase of oilbearing strata. News of the Azerbaijan Academy of Engineering, 8, 102-109.
5. Ramazanova, E. E., Murvatov, F. T., Usubaliyev, B. T. (2018). Study of the effect of nanostructured composite solution on the processes in the wellbore zone. News of Azerbaijan Higher Technical Schools, 20, 25-32.
6. Usubaliev, B. T., Nurullaev, V. H., Murvatov, F. T. (2019, April). New multifunctional technology based on nanostructural coordination polymers to increase the efficiency of production, transport and oil storage. In: International Scientific-Practical Conference «Status and prospects of exploitation of deposits». Republic of Kazakhstan.
7. Nurullayev, V. H., Usubaliyev, B. T., Gahramanov, F. S. (2019). Selectivity in improvement of rheological properties of crude oil. American Journal of Applied and Industrial Chemistry, 3, 1-8.
8. Usubaliev, B. T., Nurullaev, V. H., Murvatov, F. T. (2020). Application of new nanostructured coordination polymers for crushing asphalt-resin-paraffin associations in the volume of oil and petroleum emulsion. Bulletin of the Azerbaijan Academy of Engineering, 12, 47-57.

В статье рассмотрены осложнения, связанные с аномальными условиями при разработке Сиазаньского моноклинного нефтяного месторождения. В сложных геолого-геофизических и эксплуатационных условиях актуальным вопросом считалось применение и продолжение при разработке новых инновационных методов на основе существующей системы. Для решения проблемы были созданы новые наноструктурные композиты класса БАФ-1 и БАФ-2, а также разработан метод воздействия на призабойное поле. С применением реагента дополнительно добыто 391.1 тонны нефти из скважины №111 на месторождении Юго-Восточный Саадан, со скважины №198 на месторождении Юго-Западный Саадан, и со скважины №1463, работающей на месторождении Амирханлы за период эксплуатации на пилотной этапе. Наноструктурированный композит БАФ-1 и БАФ-2 устраняет жесткость 3.0% пластовой воды, уничтожает сульфатредуцирующие бактерии.

Ключевые слова: асфальтены; смолы; парафин; наноструктурный композит; площадь забоя скважины.

Литература

1. Kheirov, M. B., Mammadov, Z. C., Osmanova, M. A. (2004). The current state of geological-physical and operational conditions of Zagli-Zeyva field and ways of its effective development. Azerbaijan Journal of Oil Economy, 2, 13-19.
2. Ismayilov, G. G., Alakbarova, A. A., Murvatov, F. T. (2005). Some ecological aspects of opening the additional filter. Journal of Azerbaijan Oil Economy, 5, 58-60.
3. Ismayilov, G. G., Murvatov, F. T. (2002). Some ecological consequences of irrigation of production wells in Siyazan monoclinic oil field. News of Azerbaijan Higher Technical Schools, 5(21), 72-77.
4. Ismayilov, G. G., Murvatov, F. T. (2003). Effectiveness of well impact measures and environmental protection (on the example of Siyazan monoclinic oil fields). Azerbaijan Journal of Oil Economy, 2, 56-58.
5. Murvatov, F. T., Karimova, A. G. (2014). Research of development of layers in monoclinic oil fields with long filters (on the example of Siyazan field). Journal of Azerbaijan Oil Economy, 3, 25-27.
6. Murvatov, F. T., Usulbaliyev, B. T., Aliyeva, F. B. (2016, December). Results of application of BAF-1 and BAF-2 technology in Siyazan monoclinic oil field. In: Scientific-Practical Conference «Khazarneftegazyatag».
7. Murvatov, F. T. (2016). Definition of objects depending on the purpose of application of methods of raising the rate of oil well drilling (for example, Siyazan monoclinic). II Bulletin of the Azerbaijan Academy of Engineering, 8, 60-64.
8. Murvatov, F. T., Mustafaeva, R. E. (2015). Study of effects of nanostructured composite physicochemical indicators of oil. Oil and gas complex: problems and innovations with international participation. Samarsk: State Technical University.
9. Murvatov, F. T., Mustafaeva, R. E. (2017, October). Research of improvement methods of layers oil recovery using nanostructured coordination polymer composites. In: International Scientific Practical conference (Achievements, problems and prospects for the development of oil and gas industry). Alymetevsk.
10. Nurullayev, V. H., Usubaliyev, B. T., Taghiyev, D. B. (2019). The study on the reduction of the viscosity of transported heavy crude oil by Fe(II) and Fe(III) complexes with phthalic acid. Iranian Journal of Chemistry and Chemical Engineering, 38(6), 135-140.
11. Nurullayev, V. H., Usubaliyev, B. T., Gehremanov, F. S. (2019). Selectivity in improvement of rheological properties of crude oil. American Journal of Applied and Industrial Chemistry, 3(1), 1-8.
12. Nurullayev, V. H., Ismaylov, G. G., Usubaliyev, B. T., Aliyev, S. Y. (2016). Influence of hydrodynamic cavitation on rheological and transportable properties viscous crude oils. International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering, 2(2), 8-16.

В статье описывается новый комплексный подход анализа и проектирования разработки карбонатных коллекторов каширо-подольских отложений нефтяного месторождения, приуроченного к Бирской седловине. Применение данного подхода позволило получить результаты, использование которых позволяет принимать обоснованные управляющие решения, а также оптимизировать проектные решения в условиях активного вовлечения объекта в разработку и увеличить коэффициент извлечения нефти с 0.247 до 0.288 д.ед. по категории запасов АВ1. В перспективе планируется тиражирование успешного опыта на других месторождениях севера Башкортостана со схожим геологическим строением.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; карбонаты; каширо-подольские отложения; выработка запасов; кислотный гидроразрыв пласта; горизонтальная скважина.

Литература

1. Эдер, Л. В., Конторович, А. Э., Филимонова, И. В. и др. (2018). Нефтяная промышленность России: смена институциональной парадигмы. Материалы XII международной научной конференции по институциональной экономике «Новые институты для новой экономики». Казань: Познание.
2. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
3. Юдин, Е. В., Губанова, А. Е., Краснов, В. А. (2018). Метод оценки интерференции скважин с использованием данных технологических режимов их эксплуатации. Нефтяное хозяйство, 8, 64–69.
4. Стабинскас, А. П., Султанов, Ш. Х., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Эволюция жидкости гидроразрыва пласта: от гуаровых систем к синтетическим геллирующим полимерам. SOCAR Proceedings, SI2, 172-181.
5. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
6. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
7. Шустер, В. Л., Пунанова, С. А., Самойлова, А. В., Левянт, В. Б. (2011). Проблемы поиска и разведки промышленных скоплений нефти и газа в трещинно-кавернозных массивных породах доюрского комплекса Западной Сибири. Геология нефти и газа, 2, 26-33.
8. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
9. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Лившиц, В. Р., Рыжкова, С. В. (2019). Главные направления развития нефтяного комплекса России в первой половине XXI века. Вестник Российской академии наук, 89(11), 1095-1104.
10. Mardashov, D., Islamov, S., Nefedov, Y. (2020). Specifics of well killing technology during well service operation in complicated conditions. Periodico Tche Quimica, 17(34), 782–792.
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. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
13. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V.V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654, 1-15.
14. Leusheva, E., Morenov, V., Tabatabaee, M. S. (2020). Effect of carbonate additives on dynamic filtration index of drilling mud. International Journal of Engineering, Transactions B: Applications, 33(5), 934–939.
15. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
16. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
17. Котлов, С. Н., Шамшев, А. А. (2019). Численное геофильтрационное моделирование горизонтальных дренажных скважин. Горный информационно-аналитический бюллетень, 6, 45–55.
18. Мухаметшин, В. Ш., Кулешова, Л. С., Сафиуллина, А. Р. (2021). Группирование и выделение залежей нефти в карбонатных коллекторах по продуктивности на стадии проведения геолого-разведочных работ. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(12), 43–51.
19. Shcherbakov, G., Yakovlev, A., Groman, A., Maltcev, A. (2019, October). The development of chemical stimulation method trends in sandstone reservoirs. SPE-196992-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
20. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
21. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
22. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
23. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
24. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
25. Sharifov, A. R., Perets, D. S., Zhdanov, I. A., et al. (2020, October). Tool for operational well stock management and forecasting. SPE-201927-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
26. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
27. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18–20.
28. Хасанов, М. М., Шагиахметов, А. М., Осадчий, Д. Е., Смирнов, В. А. (2021). Обоснование систем разработки и их технологических параметров в условиях освоения трудноизвлекаемых запасов. Нефтяное хозяйство, 12, 39-43.
29. Хузин, Р. Р., Андреев, В. Е., Мухаметшин, В. В. и др. (2021). Влияние гидравлического сжатия пласта на фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов. Записки Горного института, 251(3), 688-697.
30. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
31. Jamali, A., Ettehadtavakkol, A. (2017). Application of capacitance resistance models to determining interwell connectivity of large-scale mature oil fields. Petroleum Exploration and Development, 44(1), 132–138.
32. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
33. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
34. Sayarpour, M., Kabir, C. S., Lake, L.W. (2009). Field applications of capacitance-resistance models in waterfloods. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 12(6), 853–864.
35. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
36. Симонов, М. В., Пенигин, А. В., Маргарит, А. С. и др. (2019). Методология построения метамоделей и перспективы их применения для решения актуальных задач нефтяного инжиниринга. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти, 2(12), 48-53.
37. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
38. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
39. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58 (12), 1835–1852.
40. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
41. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
42. Brown, M., Ozkan, E., Raghavan, R., Kazemi, H. (2011). Practical solutions for pressure-transient responses of fractured horizontal wells in unconventional shale reservoirs. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 14(06), 663–676.

Целью настоящей работы является исследование процессов образования и разложения гидратов природных газов. Природные газы Отраднинского и Средневилюйского газоконденсатных месторождений выбраны в качестве моделей попутных нефтяных газов. В работе изучено образование гидратов природных газов в воде, в 2% растворе гидрокарбоната натрия и определены кинетические параметры разложения гидратов этих газов. Установлено, что гидратообразование природного газа с более высокой относительной плотностью начинается при более низких давлениях при одинаковой температуре. Степень превращения воды в гидрат повышается с уменьшением относительной плотности газа. По сравнению с водой, стабильность гидратов, полученных в растворе гидрокарбоната натрия, практически в 2 раза выше. Концентрирование гомологов метана С2-С4 в гидратах приводит к увеличению коэффициента жирности газов. Сделан вывод о возможности утилизации и хранения природных и попутных нефтяных газов в гидратном состоянии.

Ключевые слова: природный газ; попутный нефтяной газ; утилизация; гидраты природного газа; равновесные условия гидратообразования; гидрокарбонатно-натриевый тип вод; коэффициент жирности.

Литература

1. Сафонов, Г. В. (2020). Декарбонизация мировой экономики и Россия. Нефтегазовая вертикаль, 21-22, 66-70.
2. https://unfccc.int/process-and-meetings/the-convention/what-is-the-united-nations-framework-convention-onclimate-change
3. Гимаева, А. Р., Хасанов, И. И. (2019). Перспективные методы утилизации попутного нефтяного газа на морских платформах. Транспорт и хранение нефтепродуктов, 2, 14-18.
4. Шаймарданова, Г. Р., Шагиева, Г. А. (2019). Проблема эффективной утилизации попутного нефтяного газа в России. Нефтегазовое дело, 3, 237-250.
5. Marchetti, C. (1977). On geoengineering and the CO2 problem. Climatic Change, 1, 59-68.
6. Oldenburg, C. M., Pruess, R., Benson, S. M. (2001). Process modeling of CO2 injection into natural gas reservoirs for carbon sequestration and enhanced gas recovery. Energy & Fuel, 15, 293-298.
7. Rice, W. (2003). Proposed system for hydrogen production from methane hydrate with sequestering of carbon dioxide hydrate. Journal of Energy Resources Technology, 125(4), 253-257.
8. Шагапов, В. Ш., Мусакаев, Н. Г., Хасанов, М. К. (2005). Нагнетание газа в пористый резервуар, насыщенный газом и водой. Теплофизика и аэромеханика, 12(4), 645-656.
9. Шагапов, В. Ш., Хасанов, М. К., Мусакаев, Н. Г. (2008). Образование газогидрата в пористом резервуаре, частично насыщенном водой, при инжекции холодного газа. Прикладная механика и техническая физика, 49(3), 137-150.
10. Шагапов, В. Ш., Хасанов, М. К., Гималтдинов, И. К., Столповский, М. В. (2011). Численное моделирование образования газогидрата в пористом пласте конечной протяженности при продувке его газом. Прикладная механика и техническая физика, 52(4), 116-126.
11. Sun, Sh.-C., Liu, Ch.-L., Ye, Yu.-G. (2013). Phase equilibrium condition of marine carbon dioxide hydrate. Journal of Chemical Thermodynamics, 57, 256-260.
12. Bondarev, E. А., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, К. К. (2015). Mathematical modeling of natural gas underground storage in hydrate state. SOCAR Proceedings, 2, 54-67.
13. Bondarev, E. А., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, К. К. (2015). Assessment of possibility of natural gas hydrates underground storage in permafrost regions. Earth's Cryosphere, 19(4), 58-67.
14. Bondarev, E. А., Rozhin, I. I., Popov, V. V., Argunova, К. К. (2018). Underground storage of natural gas in hydrate state: primary injection stage. Journal of Engineering Thermophysics, 27(2), 221-232.
15. Bondarev, E. А., Rozhin, I. I., Argunova, К. К. (2019). Underground storage of natural gas in hydrate state: numerical experiment. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 272, 022076.
16. Rodger, P. M. (1990). Stability of gas hydrates. Journal of Physical Chemistry, 94(15), 6080-6089.
17. Истомин, В. А., Квон, В. Г. (2004). Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. Москва: ООО «ИРЦ Газпром».
18. Sloan, E. D., Koh, C. A. (2008). Clathrate hydrates of natural gases. Boca Raton: Taylor&Francis Group/CRC Press.
19. Circone, S., Kirby, S. H., Stern, L. A. (2006). Thermodynamic calculations in the system CH4-H2O and methane hydrate phase equilibria. Journal of Physical Chemistry B, 110, 8232-8239.
20. Железняк, М. Н., Семенов, В. П. (2020). Геотемпературное поле и криолитозона Вилюйской синеклизы. Новосибирск: Издательство СО РАН.
21. (1969). Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция. Москва: Наука.
22. (1980). Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Ленинград: Недра.
23. Расулов, А. М. (2002). Борьба с гидратообразованием. Газовая промышленность, 2, 50-53.
24. Дучков, А. Д., Соколова, Л. С., Аюнов, Д. Е., Пермяков, М. Е. (2009). Оценка возможности захоронения углекислого газа в криолитозоне Западной Сибири. Криосфера Земли, 13(4), 62–68.
25. Дучков, А. Д., Железняк, М. Н., Соколова, Л. С., Семенов, В. П. (2019). Зоны стабильности гидратов метана и диоксида углерода в осадочном чехле вилюйской синеклизы. Криосфера Земли, 23(6), 19-26.
26. Kalacheva, L. P., Ivanova, I. K., Portnyagin, A. S., et al. (2021). Determination of the lower boundaries of the natural gas hydrates stability zone in the subpermafrost horizons of the Yakut arch of the Vilyui syneclise, saturated with bicarbonate-sodium type waters. SOCAR Proceedings, SI2, 001-011.
27. (1989). Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: справочник / под ред. Л.М. Зорькина. Москва: Недра.
28. Макогон, Ю. Ф. (1974). Гидраты природных газов. Москва: Недра.
29. Moridis, G., Collett, T., Boswell, R., et al. (2009). Toward production from gas hydrates: current status, assessment of resources, and simulation-based evaluation of technology and potential. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 12, 745-71.
30. Liu, B., Yuan, Q., Su, K.-H., et al. (2012). Experimental Simulation of the Exploitation of Natural Gas Hydrate. Energies, 5(2), 466-493.
31. Jung, J., Jang, J., Santamarina, J., et al. (2012). Gas production from hydrate-bearing sediments: the role of fine particles. Energy Fuels, 26(1), 480-487.
32. Yamamoto, K., Kanno, T., Wang, X.-X., et al. (2017). Thermal responses of a gas hydrate-bearing sediment to a depressurization operation. The Royal Society of Chemistry, 7, 5554-5577.
33. Xu, T., Zhang, Z., Li, S., et al. (2021). Numerical evaluation of gas hydrate production performance of the depressurization and backfilling with an in situ supplemental heat method. ACS Omega, 6(18), 12274-12286.
34. Аксельрод, С. М. (2014). Разработка залежей метаногидратов методом замещения метана углекислым газом (по материалам зарубежной литературы). Каротажник, 242, 70-102.
35. Бородин, С. Л., Бельских, Д. С. (2018). Современное состояние исследований, связанных с извлечением метана из гидратосодержащей пористой среды. Вестник ТГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 4(4), 131-147.
36. Цыпкин, Г. Г. (2018). Термодинамические условия образования гидрата CO2 при инжекции углекислоты в пласт, содержащий гидрат метана. Известия РАН. Механика жидкости и газа, 5, 103-112.
37. Hassanpouryouzband, A., Yang, J., Okwananke, A., et al. (2019). An experimental investigation on the kinetics of integrated methane recovery and CO2 sequestration by injection of flue gas into permafrost methane hydrate reservoirs. Scientific Reports, 9(1), 1-9.
38. Бурова, И. А. (2010). Карбонатные коллекторы вендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса Восточной Сибири. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 5(2), http://www.ngtp.ru/rub/4/23_2010.pdf
39. Ларионова, Т. И. (2014). Перспективы аллохтона Нюйско-Джербинской впадины на нефть и газ (Сибирская платформа). Нефтегазовая геология. Теория и практика, 9(1), http://www.ngtp.ru/rub/4/7_2014.pdf
40. Подурушин, В. Ф. (2016). Тектоника Отраднинского газоконденсатного месторождения (Южная Якутия). Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России, 1(25), 68-74.
41. Сафронов, А. Ф., Сафронов, Т. А. (2008). Геолого-экономические аспекты развития нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутия). Якутск: ЯНЦ СО РАН.
42. Сивцев, А. И. (2009). Потенциальные зоны заводнения залежи Т1-III Средневилюйского газоконденсатного месторождения. Нефтегазовое дело, 10, http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Sivtzev/Sivtzev_2.pdf
43. Ситников, В. С., Алексеев, Н. Н., Павлова, К. А. и др. (2017). Новейший прогноз и актуализация освоения нефтегазовых объектов Вилюйской синеклизы. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 12(1), http://www.ngtp,ru/rub/6/9_2017.pdf
44. Рыбаков, В. А., Буров, В. Д., Рыбаков, Д. Б., Трушин, К. С. (2008). Особенности сжигания попутного нефтяного газа в газотурбинных установках. Турбины и дизели, 3, 2-8.
45. Истомин, В. А., Якушев, В. С. (1992). Газовые гидраты в природных условиях. Москва: Недра.
46. Mei, D.-H., Liao, J., Yang, J.-T. Guo, T.-M. (1996). Experimental and modeling studies on the hydrate formation of a methane + nitrogen gas mixture in the presence of aqueous electrolyte solutions. Industrial & Engineering Chemistry Research, 35(11), 4342-4347.
47. Zuo, Y., Søren, G., Guo, T. (1996). Equation of state based hydrate model for natural gas systems containing brine and polar inhibitor. Chinese Journal of Chemical Engineering, 4(3), 189-202.
48. (2001). ГОСТ 4201-79. Реактивы. Натрий углекислый кислый. Технические условия. Москва: ИПК Издательство стандартов.
49. (2009). ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. Москва: Стандартинформ.
50. Kalacheva, L. P., Rozhin, I. I., Portnyagin, A. S. (2018). Study of hydrates formation in mineralized solutions and kinetic regularity of their decomposition. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 193(1), 012026.
51. (2016). ГОСТ 30319.3-2015. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе. Москва: Стандартинформ.
52. (2009). ГОСТ 31369-2008. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. Москва: Стандартинформ.
53. Пирогов, С. Ю., Акулов, Л. А., Ведерников, М. В. И др. (2006). Природный газ. Метан: справочник. Санкт-Петербург: НПО «Профессионал».
54. (1971). Нестехиометрические соединения / под ред. Л. Манделькорна. Москва: Химия.
55. Бык, С. Ш., Фомина, В. И. (1968). Газовые гидраты. Успехи химии, 37(6), 1097-1135.
56. Намиот, А. Ю. (1991). Растворимость газов в воде. Москва: Недра.

В данной статье проводится комплексный анализ техники и технологий улавливания и закачки диоксида углерода на нефтяном месторождении. Также разработаны предложения по усовершенствованию технологического процесса от начала улавливания диоксида углерода до закачки его в нефтяной пласт. В итоге проанализировано наземное и скважинное оборудование, что дает возможность комплексного понимания технологических процессов разработки нефтяных месторождений с закачкой диоксида углерода с целью увеличения нефтеотдачи. Отмечено, что в технологическую схему разработки месторождения могут быть включены этапы улавливания и переработки диоксида углерода с целью уменьшения стоимости его транспортировки, а за счет получения сопутствующих газов, например водорода, можно получить энергию для нужд месторождения, что особенно актуально для географически удаленных месторождений. Для управления состоянием сверхкритического диоксида углерода на забое предложено скважинное оборудование и обоснованы критерии его работы.

Ключевые слова: диоксид углерода; сверхкритический флюид; техника, технология; улавливание; закачка; нефтяное месторождение; технологический процесс.

Литература

1. Филенко, Д. Г. , Дадашев, М. Н., Джафаров, Р. Ф., и др. (2018). Экспериментальное исследование зависимости коэффициента извлечения нефти от проницаемости пласта в широком диапазоне параметров состояния. Мониторинг. Наука и технологии, 4(37), 57-61.
2. Gozalpour, F., Ren, S. R., Bahman, T. (2005). CO2 EOR and storage in oil reservoir. Oil & Gas Science and Technology - Revue de l IFP, 60, 537-546.
3. Трухина, О. С., Синцов, И. А. (2016). Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов. Успехи современного естествознания, 3, 205-209.
4. Shu, L., Wang, K., Liu, Z., et al. (2022). A novel physical model of coal and gas outbursts mechanism: Insights into the process and initiation criterion of outbursts. Fuel, 323, 124305.
5. Abunowara, M., Elgarni, M. (2013). Carbon dioxide capture from flue gases by solid sorbents. Energy Procedia, 37, 16-24.
6. Roussanaly, S., Grimstad, A.-A. (2014). The economic value of CO2 for EOR applications. Energy Procedia, 63, 7836-7843.
7. Pavlova, P. L., Minakov, A. V., Platonov, D. V., et al. (2022). Supercritical fluid application in the oil and Gas Industry: A comprehensive review. Sustainability, 14(2), 698.
8. Дроздова, Т. И., Суковатиков, Р. Н. (2017). Экологический риск от выбросов загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа нефтегазоконденсатного месторождения. XXI век. Техносферная безопасность, 3(2), 88-101.
9. Madejski, P., Chmiel, K., Subramanian, N., Kuś, T. (2022). Methods and techniques for CO2 capture: review of potential solutions and applications in modern energy technologies. Energies, 15(3), 887.
10. Wang, Y., Zhao, L., Otto, A., et al. (2017). A review of post-combustion CO2 Capture Technologies from coal-fired power plants. Energy Procedia, 114, 650-665.
11. Theo, W. L., Lim, J. S., Hashim, H., et al. (2016). Review of pre-combustion capture and Ionic liquid in carbon capture and storage. Applied Energy, 183, 1633-1663.
12. Yadav, S., Mondal, S. S. (2022). A review on the progress and prospects of oxy-fuel carbon capture and sequestration (CCS) technology. Fuel, 308, 122057.
13. Custom CO2 capture technology solutions. https://www.carbonclean.com/technology-licence.
14. Насосы и компрессоры для перекачки углекислоты CO2. https://hiipumps.ru/ru/product/?id=56.
15. Rizza, C. S. (2014). Experiments and modeling of supercritical CO2 extraction of lipids from microalgae. Master's degree thesis in chemical engineering and industrial processes. Università degli studi di Padova.
16. Грушевенко, Е., Капитанов, С., Мельников, И. и др. (2021). Декарбонизация в нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России. Москва: Центр энергетики Московской школы управления Сколково.
17. Aminu, M. D., Nabavi, S. A., Rochelle, C. A., Manovic, V. (2017). A review of developments in carbon dioxide storage. Applied Energy, 208, 1389-1419.
18. Zhang, Z., Liu, J., Huo, H., et al. (2021). Prediction for corrosion rate of production tubing for CO2 injection of production well. Petroleum Science and Technology, 40(5), 556-570.
19. Picha, M. S., Abu Bakar, M. A., Patil, P. A., et al. (2021). Overcoming CO2 injector well design and completion challenges in a carbonate reservoir for world's first offshore carbon capture storage CCS SE Asia project. In: SPE Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference (Abu Dhabi, UAE, November 2021).
20. Gaurina-Međimurec, N., Pašić, B. (2011). Design and mechanical integrity of CO2 injection wells. Rudarskogeološkonaftni Zbornik, 23, 1-8.
21. Стеклопластиковые насосно-компрессорные трубы. Бийский завод стеклопластиков. https://bzs.ru/catalog/truby-nkt-stekloplastikovye
22. Xu, L., Xu, X., Yin, C., Qiao, L. (2019). CO2 corrosion behavior of 1% CR–13% CR Steel in relation to CR content changes. Materials Research Express, 6(9), 096512.
23. Benge, G. (2009). Improving wellbore seal integrity in CO2 injection wells. Energy Procedia. 1(1), 3523-3529.
24. Krilov, Z., Loncaric, B., Miksa, Z. (2000). Investigation of a long-term cement deterioration under a high-temperature, sour gas downhole environment. In: SPE International Symposium on Formation Damage Control (Lafayette, Louisiana, USA, February 2000).
25. Ridha, S., Setiawan, R. A., Pramana, A. A., Abdurrahman, M. (2019). Impact of wet supercritical CO2 injection on fly ash geopolymer cement under elevated temperatures for well cement applications. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10(2), 243-247.
26. Bjørge, R., Gawel, K., Chavez Panduro, E. A., Torsæter, M. (2019). Carbonation of silica cement at high-temperature well conditions. International Journal of Greenhouse Gas Control, 82, 261-268.
27. Zhang, B., Zou, C., Peng, Z., et al. (2020). Study on the preparation and anti-CO2 corrosion performance of soapfree latex for oil well cement. ACS Omega, 5(36), 23028-23038.
28. Takase, K., Barhate, Y., Hashimoto, H., Lunkad, S. F. (2010). Cement-sheath wellbore integrity for CO2 injection and storage wells. In: SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition (Mumbai, India, January 2010).
29. Vilarrasa, V., Silva, O., Carrera, J., Olivella, S. (2013). Liquid CO2 injection for geological storage in deep saline aquifers. International Journal of Greenhouse Gas Control, 14, 84-96.
30. Павлова, П. Л., Михиенкова, Е. И. (2021). Анализ зарубежной техники и технологии закачки диоксида углерода в нефтегазоностный пласт. Обзорная статья. Нефтегазовое дело. Сетевое издание, 5, 58-91.
31. Шаяхметов, А. И., Малышев, В. Л., Моисеева, Е. Ф., Пономарёв, А. И. (2021). Оценка эффективности извлечения нефти из низкопроницаемого коллектора экстракцией сверхкритическим диоксидом углерода. SOCAR Proceedings, 2, 210-220.

Железнодорожный транспорт играет особую роль в перевозке нефти и нефтепродуктов. Обеспечение скорости и надежности перевозок является одним из важных вопросов. Роль стрелочных электроприводов в решении этой проблемы велика. Пакетные редукторы типа «АN» имеют ряд преимуществ перед традиционными. В статье представлены особенности и сущность повышения технологических и эксплуатационных параметров передаточного механизма стрелочных переводов с помощью нового инновационного редуктора «АN» пакетного типа, разработанного в АзТУ. Дан анализ работы трения на подшипниках скольжения, используемых в пакетных редукторах вместо шпоночных соединений в традиционных редукторах. Выявлена эффективность использования пакетных редукторов типа «АN» в передаточных механизмах электроприводов стрелочных переводов.

Ключевые слова: стрелочный перевод; привод, механизм; инновационный; редуктор; повышение; надежность.

Литература

1. Maslennikov, E. V., Gorb, P. E., Serdyuk, T. N., et al. (2013). Railroad switch drives of high-speed railway lines. Electromagnetic Balance and Safety on Rail Transport, 5, 63-82.
2. Soroko, V. I., Kainov, V. M., Kaziev, G. D. (2006). Automation, telemechanics, communications and computer technology on the railways of Russia. Encyclopedia, Vol. 1. Moscow: NPF «Planet».
3. Buryak, S. U., Gavrilyuk, V. I., Gololobova, O. A., Beznarytny, A. M. (2014). Automated control systems for transport. Bulletin of Dnipropetrovsk National University of Railway Transport, 4, (52).
4. Najafov, A. M., Abdullaev, A. I. (2013). On the results of an industrial test of a three-stage two-line package gearbox of a pumping unit SKD 3-1,5-710. Bulletin of NTU «KhPI». Series: Problems of Mechanical Drive, 40, 87-91.
5. Abdullaev, A. I., Najafov, A. M. (2008). Qualitative assessment of the technical level of the package reducer. Herald of Mechanical Engineering, 12, 6–9.
6. Abdullaev, A. I., Najafov, A. M. (2012). The three-stage double-flow cylindrical gearbox. Eurasian Patent 017053.
7. Abdullaev, A. I., Rasulov, G. N. (2022). The design of an innovative transmission mechanism for railway switch drives. Priority directions of innovative activity in the industry. In: Proceedings of The International Scientific Conference, Kazan.
8. Abdullaev, A. I., Rasulov, G. N., Ismailov, O. F. (2020). Mathematical modeling of the difference in the angles of the direction of the teeth in the engagement zone and the completeness of contact in gears. Scientific and Technical Bulletin of Information Technologies, Mechanics and Optics, 1(1), 110–117.
9. Drozdov, U. N., Yudin, E. G., Belov, A. I. (2010). Applied tribology (friction, wear, lubrication in technological systems). Moscow: Eco-Press.
10. Rasulov, G. N. (2020). Analysis of the work of friction on the plain bearing units of package gearboxes of the AN type. In: XXVI International Scientific and Practical Conference «Advances in Science and Technology», Moscow.
11. (1978). GOST 16162-78. Reducing gear of general purpose. General technical requirements. Moscow: USSR State Committee for Standards.
12. Najafov, A. M, Hajiyev, A. B., Rasulov, Q. N., Ismayilov, O. F. (2018). Ways to improve the quality of reducers. In: The International Scientific and Technical Conference on «Measurement and quality: problems, prospects», Baku.

Исследование посвящено проблеме повышения качества измерения показателей расхода жидкости турбинными расходомерами. К критериям качества турбинного расходомера отнесли точность измерения и затраты на ее осуществление. Для сравнения критериев в статье представлено гидродинамическое моделирование движения потока рабочей среды через роторы расходомеров разработанного и стандартного типов. Разработанный тип ротора представляет собой полый вал с внутренним винтовым рельефом. В качестве стандартного использовался пропеллерный тип ротора. По итогам литературного анализа цель исследования свелась к определению характеристик гидравлических сопротивлений, влияющих на линейность расходно-напорных характеристик ротора расходомера. В задачи гидродинамического компьютерного моделирования входило его проведение для различных показателей вязкости рабочей жидкости – от маловязкой до высоковязкой. Оно показало, что использование в расходомере ротора с внутренним винтовым рельефом снижает гидравлическое сопротивление потока более чем в 2 раза для любой вязкости рабочей среды по сравнению с ротором пропеллерного типа, что существенно снижает энергетические затраты на перемещение потока. При этом линейность характеристик для обоих типов роторов расходомеров остается примерно одинаковой в исследуемом диапазоне характеристик, что свидетельствует о схожей точности измерений параметров.

Ключевые слова: турбинный расходомер; вязкость; гидравлическое сопротивление; транспортировка нефти; компьютерное моделирование; гидродинамическое моделирование.

Литература

1. Džemić, Z., Širok, B., Bizjan, B. (2017). Turbine flowmeter response to transitional flow regimes. Flow Measurement and Instrumentation, 59, 18-22.
2. Кремлевский, П. П. (2004). Расходомеры и счетчики количества вещества. Санкт-Петербург: Политехника.
3. Liu, S., Ding, F., Ding, C. (2014). A rotor speed sensor of cycloid rotor flowmeter. Advanced Materials Research, 1449-1452.
4. Saboohi, Z., Sorkhkhah, S., Shakeri, H. (2015). Developing a model for prediction of helical turbine flowmeter performance using CFD. Flow Measurement and Instrumentation, 42, 47-57.
5. Lee, W., Karlby, H. (1960). A study of viscosity effect and its compensation on turbine-type flowmeters. Journal of Basic Engineering, 82, 717-725.
6. Ellison, B. A. (1983). Turbine meters for liquid measurement. Mechanical engineering, 52-56.
7. Guo, S., Sun, L., Zhang, T., et al. (2013). Analysis of viscosity effect on turbine flowmeter performance based on experiments and CFD simulations. Flow Measurement and Instrumentation, 34, 42-52.
8. Zhen, W., Tao, Z. (2008). Computation study of tangential type turbine flowmeter. Flow Measurement and
   Instrumentation, 19, 233-239.
9. Wang, B., Du, Y., Xu, N. (2019). Simulation and experimental verification on dynamic calibration of fuel gear
   flowmeters. Measurement, 138, 570-577.
10. Башмур, К. А., Петровский, Э. А., Бухтояров, В. В. и др. (2021). Влияние гидроциклона-демпфера с рельефом поверхности на разделительную способность текучих неоднородных систем. SOCAR Proceedings, 2, 13-20.
11. Башта, Т. М., Руднев, С. С., Некрасов, Б. Б., и др. (2010). Гидравлика, гидромашины и гидроприводы. Москва: Альянс.

Современный этап развития науки и техники характеризуется уровнем применения нанотехнологий. Сфера применения этой технологии в промышленности увеличивается с каждым днем. Впервые в Азербайджане нанотехнологии были применены в нефтяном секторе и оказали серьезное влияние на уровень добычи нефти и газа. В республике приняты три программы «Нанонефть» на 2010–2015, 2016–2020 и 2021–2025 годы. Эти программы стали большим стимулом для развития этой области науки. В настоящее время нанотехнологии успешно применяются в таких областях, как нефтедобыча, бурение скважин, нефтехимия, экология, геология, нефтегазовое дело. В статье рассмотрена возможность использования нанотехнологий в конструкциях нефтегазопромыслового оборудования с целью повышения их надежности и долговечности.

Ключевые слова: оборудование для нефтегазовых месторождений; нанотехнология; надежность.

Литература

1. Yusifzade, H. B., Shakhbazov, E. K. (2011). Development and implementation of nanotechnologies in oil and gas production. Baku: SOCAR Printing House.
2. Patrushev, V. S., Antsiferova, I. V. (2017). The use of nanotechnology in the oil industry. International Research Journal, 7(61), 144-148.
3. Khavkin, A. Ya. (2014, November). Energy efficiency of oil and gas nanotechnologies. In: Proceedings of the IV International Conference in Moscow «Nanoalloy in the development of hydrocarbon deposits from nanomineralogy and nanochemistry to nanotechnology». Moscow: Oil and Gas.
4. Shahbazov, E. K., Kyazymov, E. A. (2010). Nanotekhnologii dlya upravleniya svojstvami tribotekhniki bureniya skvazhin nefti i gaza. Azerbajdzhanskoe Neftyanoe Hozyajstvo, 8, 32-37.
5. Shahbazov, E. K., Dyshin, O. A., Aliev, G. (2011). Nauchnye osnovy sistemy «NANOPAV» dlya bureniya i dobychi nefti i gaza.
6. Spiridonov, Yu. A., Hramov, R. A., Bokserman, A. A., i dr. (2006). Koncepciya programmy preodoleniya padeniya nefteotdachi. Moskva: OAO «Zarubezhneft’».
7. Havkin, A. Ya. (2010). Nanoyavleniya i nanotekhnologii v dobyche nefti i gaza /pod red. Safaralieva, G. K. Moskva: NIKI.
8. Habibov, I. A., Shamilov, V. M., Guseynova, V. Sh. (2018). Sovremennoe sostoyanie i perspektivy primeneniya nanotekhnologij v povyshenii ekspluatacionnyh pokazatelej neftegazopromyslovogo oborudovaniya. Azerbajadzhanskoe Neftyanoe Hozyajstvo, 2, 32-36.
9. Habibov, I. A., Shamilov, V. M., Kerimov, M. A. (2019). Povyshenie resursa rez’bovyh elementov flancevyh soedinenij elektropogruzhnyh ustanovok. Azerbajdzhanskoe Neftyanoe Hozyajstvo, 1, 71-75.
10. Kozlov, G. V., Belousov, V. N., Sanditov, D. S., i dr. (1994). Sootnosheniye mejdu koefficientom Puassona i strukturoy dlya amorfnogo poliarilatsulfanova. Izvestiya Vuzov. Severo-Kavkazskii Region. Natural Science, 1-2(86), 52-57.
11. Magerramov, A. M., Ramazanov, M. A., Gadzhieva, F. V. (2013). Issledovanie struktury i dielektricheskih svojstv nanokompozitov na osnove polipropilena i nanochastic dioksida. Elektronnaya Obrabotka Materialov, 49(5), 1-5.
12. Babayev, S. G., Kershenbaum, V. Ya., Habibov, A. I. (2018). Evolution of the quality of the friction units of oil and gas equipment. Moscow: NING.
13. Habibov, I. A., Shamilov, V. M., Gadzhiev, E. G., Rustamova, K. B. (2020). Results of the development and application of nanostructured ceramic fittings. Azerbaijan Oil Industry, 8, 34-38.
14. Habibov, I. A., Iravanly, K. B. (2021). Development of bitumen-polymer coatings to protect oil and gas pipelines from corrosion. Azerbaijan Journal of Chemical News, №1, Vol. 1, p. 30-35.
15. Latifov, Y. A., Habibov, I. A., Valiyev, N. A., et al. (2018). Composition for ceramic nozzles. Patent Azerbaijan Republic № a 2018 0095.

Поскольку технология спекания сталей осуществляется при разных температурах и условиях, формирование их структуры и свойств происходит несколько иначе. Правильный выбор технологии спекания позволяет получать стали высокой плотности и повышенной прочности. В большинстве случаев причиной снижения свойств спеченных сталей является слабый или недиффузионный процесс, возникающий в результате низких температур и малой продолжительности спекания. Как известно, плотность и многие физико-механические свойства стали увеличиваются по мере закрытия пор в результате диффузии при спекания.

Ключевые слова: спекание; технология; порошок; сталь; структура; свойства; нефть; газ; промышленность.

Литература

1. Namazov, S. N., Rzayev, E. D., Dzuivishov, V. F. (2013). Technology of lazer cladding of powder mixtures on steel substrate and tribtexnical characteritation of obtained materials. Applied Mechanics and Materials, 379, 145-148.
2. Namazov, S. N., Hasanli, R. K. (2017). microcapillary features in silicon alloyed high-strength cast iron. Mechanics, Materials Science & Engineering Journal, 11, 7-10.
3. Nygren, M., Shen, Z. (2004). Novel assemblies via spark plasma sintering. Silicon India Special, 69, 211-218.
4. Zhang, F. (2013). Spark plasma sintern von nanomaterialien und biomaterialien. Erlangung des akademischen Grades Dr.-Ing. Habil. Fakultät für Maschinenbau und Schiffstechnik und Mathematisch-Naturwissenschaftliche Fakultät der Universität Rostock.
5. Echeberria, J., Martinez, V., Sanchez, J. M., et al. (2005). Sintering behaviour of low Co content cBNWC/Co composites by Either GEHIP or FAST. In: 16th International Plansee Seminar, 2(HM23), 434–448.
6. Alvarez, M., Sanchez, J. M. Densification of nanocrystalline Ti(C,N) powders with nickel aluminide binder phases using field assisted sintering (FAST). Submitted for publication to Journal of the American Ceramic Society.
7. Kessel, H. U., Hennicke, J., Schmidt, J., et al. (2006). Feldaktiviertes sintern „FAST“–ein neues Verfahren zur Herstellung metallischer und keramischer Sinterwerkstoffe. Tagungsband 25. Pulvermetallurgisches Symposium, Hagen.
8. Hennicke, J., Kessel, H. U. (2004). Field assisted sintering technology („FAST“) for the consolidation of innovative materials. Ceramic Forum International, 81(11), E14-E16.
9. Van-Meensel, K., Kandukuri, S. Y., Hennicke, J., et al. (2004, September). Spark plasma sintering of nanometer size ZrO2-Al2O3-TiC0.5N0,5 composites. In: EMRS 2004, Poland.

Формирование резьб пластическим деформированием является одним из наиболее эффективных способов формирования резьб, что определяет их высокие эксплуатационные характеристики; повышение точности изготовления резьбы особенно важно для организации эффективного процесса автоматизации сборки резьбовых соединений. В статье анализируется механизм формирования точности резьбы при накатывании резьбы с радиальной подачей на двухроликовых профиленакатных станках и с помощью тангенциальных резьбонакатных головок с тангенциальной подачей; выявлены связи между входными и выходными параметрами, представлен новый способ накатки резьбы с тангенциальной подачей, который практически без снижения производительности технологической операции (подачи) обеспечивает снижения усилия накатки, а также предложены пути повышения точности накатанной резьб.

Ключевые слова: резьба; накатка; радиальная; тангенциальная; подача; точность параметров; технологические связи.

Литература

1. Afonin, A. N. (2010). Povyshеnie effektivnosti nakatyvaniia rezb. Avtoreferat dissertasii na soiskaniye uchenoy stepeni doktora texnicheskix nauk. Oryel.
2. Kirichek, A. V., Afonin, A. N. (2009). Rez’bonakatyvanie: Biblioteka tekhnoloqa. Мoskva: Мaschinostroenie.
3. Lapin, V. V., Pisarevskii, М. I., Saмsonov, V. V. i dr. (1986). Nakatyvanie rezb, cherviiakov, shlitsev i zubev. Leningrad: Мashinostroenie.
4. Rasulov, N. M. (2013). Upravleniye katchestvom izdeliya v protchesse eqo izqotovleniya. Vestnik Мaschinostroeniya, 2, 83-86.
5. (2013). Spravochnik tekhnoloqa мashinostroitelya / pod red. Dalskoqo, A. М., Kosilovoii, A. Q., Мeshcheriiakova, R. K., i dr. T. 1. Мoskva: Мashinostroenie.
6. Rasulov, N. M. (2001). Texnoloqicheskiye razmernie svyazi pri nakativani rezbi. Maschinostroitel, 8, 12-16.
7. Rasulov, N. М., Damirova, Q. V. (2017). Opredeleniye diametra sterjney pod nakativanie rezbi s primeneniyem veroyatnosno-statistitcheskoqo metoda. Mekanika ta Maschinobuduvannya, 1, 267-273.
8. Rasulov, N. М., Damirova, Q. V. (2016). Yivdiyirlamada silindrik thubuqlarin diametrlarinin tayini. Мashinshunasliq, 1, 71-75 .
9. Rasulov, N. M., Damirova, G. V. (2016). Yiv və profillerin diyirlenmesi uchun ozusazlanan qurqu. Azerbayjan Patenti İ 2016 0053.

В данной работе выполнен расчет на устойчивость цилиндрических оболочек из функционально-градированных материалов (FGM) под действием крутящего момента, опирающихся на грунт типа Пастернака. После установления линейных определяющих соотношений цилиндрических оболочек из FGM в рамках модифицированной теории оболочек типа Доннелла выводятся основные уравнения цилиндрических оболочек из FGM под действием крутящего момента с учетом влияния грунта типа Пастернака. Аналитическая формула для крутящего момента получена выбором аппроксимационных функций, удовлетворяющих граничным условиям в интегральном смысле. Из полученной формулы как частный случай получаются формулы для критического крутящего момента при наличии грунта Винклера и при отсутствии грунта. Подробно исследованы изменения критического крутящего момента для различных коэффициентов грунта, отношения объемной доли и характеристик оболочки.

Ключевые слова: функционально-градированные материалы; цилиндрическая оболочка; продольный изгиб; критический крутящий момент; грунт типа Пастернака.

Литература

1. Koizumi, M. (1993). The concept of FGM. Ceramic Transactions, Functionally Gradient Materials, 34, 3–10. 
2. Lannutti, J.  (1994).  Functionally graded materials: properties, potential and design guidelines. Composites Engineering, 4, 81-94.
3. Leushake, U., Krell, T., Schulz, U.  (1997).  Graded thermal barrier coating systems for gas turbine applications. Materialwissenschaften und Werkstofftechnik, 28, 391-394.
4. Zoltan, K., Bela, V.  (2012).  Processing of functionally graded aluminium alloys. Metalurgia International, 17, 22-26.
5. Torres, Y., Trueba, P., Pavon Palacio, J., et al. (2016). Design, processing and characterization of titanium with radial graded porosity for bone implants. Materials & Design, 110, 179-187.
6. Pelz, J., Ku, N., Shoulders, W., et al. (2020).  Multi-material additive manufacturing of functionally graded carbide ceramics via active, in-line mixing. Additive Manufacturing, 37, 101647.
7. Suethao, S., Shah, D., Smitthipong, W.  (2020). Recent progress in processing functionally graded polymer foams. Materials, 13, 4060.
8. Lee, N., Weber, R., Kennedy, J., et al. (2020). Sequential multimaterial additive manufacturing of functionally graded biopolymer composites. 3D Printing and Additive Manufacturing, 7, 205-215.
9. Vasavi, B., Raghavendra, D. G., Ojha, S., et al. (2021).  State of the art in functionally graded materials. Composite Structures, 262, 113596.
10. Madan, R., Bhowmick, S.  (2020).  A review on application of FGM fabricated using solid-state processes. Advances in Materials and Processing Technologies, 6, 608-619.
11. Sofiyev, A. H., Schnack, E.  (2004).  The stability of functionally graded cylindrical shells under linearly increasing dynamic torsional loading. Engineering Structures, 26, 1321-1331.
12. Huang, H. W., Han, Q. (2010). Nonlinear buckling of torsion–loaded functionally graded cylindrical shells in thermal environment. European Journal Mechanics A-Solids, 29, 42–48.
13. Sun, J., Xu, X., Lim, C. W.  (2013). Torsional buckling of functionally graded cylindrical shells with temperature-dependent properties. International Journal of Structural Stability and Dynamics, 14, 1350048.
14. Shen, H.-S.  (2014). Torsional postbuckling of nanotube-reinforced composite cylindrical shells in thermal environments. Composite Structures, 116, 477–488.
15. Sofiyev, A. H., (2019). Review of research on the vibration and buckling of the FGM conical shells. Composite Structures, 211, 301-317.
16. Sun, J., Ni, Y., Hanyu, G., et al. (2019).  Torsional buckling of functionally graded multilayer graphene nanoplatelet-reinforced cylindrical shells. International Journal of Structural Stability and Dynamics, 20, 2050005.
17. Soltani, M., Asgarian, B.  (2020). Lateral-torsional stability analysis of a simply supported axially functionally graded beam with a tapered i-section. Mechanics of Composite Materials, 56, 39-54.
18. Shen, H. S. (2009). Functionally graded materials, nonlinear analysis of plates and shells. Florida: CRC Press.
19. Pasternak, P. L. (1954). On a new method of analysis of an elastic foundation by means of two foundation constants. Moscow: State Publishing House Building and Architecture Literature.
20. Kerr, A. D. (1964). Elastic and visco-elastic foundation models. Journal of Applied Mechanics, 31, 491–498.
21. Vlasov, V. Z., Leont’ev, N. N. (1966). Beams, plates and shells on elastic foundations. Translated from Russian to Enghlish by Barouch, A, Israel Program for scientific translations, Jarusalem.
22. Bajenov, V. A., (1975). The bending of the cylindrical shells in an elastic medium. Kiev: Visha Shkola.
23. Dung, D., Hoa, L.  (2015). A semi-analytical approach to analyze the nonlinear dynamic torsional buckling of stiffened FGM circular cylindrical shells surrounded by elastic medium. Applied Mathematical Modelling, 39, 6951-6967.
24. Dung, D., Hoa, L. (2015). Nonlinear torsional buckling and postbuckling of eccentrically stiffened FGM cylindrical shells in thermal environment. Composites Part B: Engineering, 69, 378-388.
25. Ninh, D., Bich, D., Bui, H.  (2015). Torsional buckling and post-buckling behavior of eccentrically stiffened functionally graded toroidal shell segments surrounded by an elastic medium. Acta Mechanica, 226, 3501-3519.
26. Ninh, D., Bich, D. (2016). Nonlinear torsional buckling and post-buckling of eccentrically stiffened ceramic functionally graded material metal layer cylindrical shell surrounded by elastic foundation subjected to thermo-mechanical load. Journal of Sandwich Structures and Materials, 18, 712-738.
27. Nam, V., Phuong, N., Minh, K., Hiếu, P.  (2018). Nonlinear thermo-mechanical buckling and post-buckling of multilayer FGM cylindrical shell reinforced by spiral stiffeners surrounded by elastic foundation subjected to torsional loads. European Journal of Mechanics A/Solids, 72, 393-406.
28. Sofıyev, A. H., Yenialp, R. (2021, December). Analysis of the elastic foundation effect on buckling of functionally graded cylindrical shells under torsional load. Proceeding of International scientific-practical conference «Machine-building and energy: new concepts and technologies». Baku, Azerbaijan: Azerbaijan Technical University.
29. Sofiyev, A. H., Kuruoglu, N. (2022). Buckling analysis of shear deformable composite conical shells reinforced by CNTs subjected to combined loading on the two-parameter elastic foundation. Defence Technology, 18(2), 205-218.
30. Volmir, A. S., (1967). The stability of deformable systems. Moscow: Nauka.

Оптимизация энергопотребления является одним из ключевых вопросов в машиностроении, как и в других передовых производственных отраслях. До настоящего времени были разработаны модели для параметров резания, извлечения материала и других влияющих параметров. Большинство этих моделей подчиняются одному принципу. Чем выше скорость извлечения материала, тем ниже удельный расход энергии. В данной статье реализован ряд задач для повышения энергоэффективности. Сначала исследуются скорость резания, скорость подачи, глубина среза для оптимизации энергии в процессе обработки. Затем проводится обработка на сухую, с охлаждающей жидкостью и на холостом ходу, и выбираются оптимальные параметры резания. Эти процессы выполняются при черновом точении. Кроме того, было изучено энергетическое воздействие охлаждающих и смазочных жидкостей. Для этого были проведены исследования теплоемкости и динамической вязкости смазочно-охлаждающих жидкостей.

Ключевые слова: точение; шероховатость поверхности; энергоэффективность; параметр резания; смазочно-охлаждающие жидкости; теплоемкость; динамическая вязкость.

Литература

1. Rechtvorschriften Ausgabe in deutscher Sprache: Richtlinie 2010/30/EU des Europaeischen Parlamentes und des Rates vom 19. Mai 2010 über die Angabe des Verbrauchs an Energie und anderen Ressourcen durch energieverbrauchsrelevante Produkte mittels einheitlicher Etiketten und Produktinformationen. 2010. 53. Jahrgang, L153, 18. Hrsg. Von Europaeische Union. Amtsblatt der Europaeischen Union, 1-11.
2. BMWFW- Energieeffizienz in Zahlen 2015. Bundesministerium für Wissenschaft Forschung und Wirtschaft.
3. Rechtvorschriften Ausgabe in deutscher Sprache: Richtlinie 2012/27/EU des Europaeischen Parlamentes und des Rates vom 25.Oktober 2012. 55.Jahrgang, L315, 1-109.
4. DIN 8580 2003. Fertigungsverfahren, Begriffe, Einteilung. Hrsg von Deutsches Institut für Normung Beuth Verlag Berlin, 1-13.
5. Erlach K. 2013. Energiewertstrom: Steigerung der Energieeffizienz in der Produktion. In, «Handbuch Ressourcenorientierte Produktion» Hrsg. Von R Neugebauer. Carl Hanser Verlag München Wien, 1-63.
6. Christoph H., Sebastian T., Andre Z., Steffen I., Peter B., 2009. Energy efficiency of machine tools: extending the perspective. In: Proceedings of the 42nd CIRP international conference on manufacturing systems, Grenoble, France, 1-6.
7. Konstantinos S., Peter B., 2013. Energy efficient manufacturing from machine tools to manufacturing systems. In: Forty sixth CIRP Conference of manufacturing systems, 634-639.
8. Holkub T., Vyroubal T., Smolik J., 2013. Improving energy efficiency of machine tools. In: 11th global conference on sustainable manufacturing, 125-130.
9. Energy Value Stream: Increasing Energy Efficiency in Production in «Future Trends in Production Engineering». Hrsg. Von G. Schuh, R. Neugebauer und E. Uhlmann. Springer Verlag Berlin Heidelberg, 396.
10. Dedalus Consulting 2011. Cutting Tools. World Markets, End-Users, and Competitors: 2010-2015 Analysis and Forecast, Dedalus Consulting International New York, 6-9.
11. Garant Handbuch, 2020. Zerspanen, Art.-Nr. 110950 DE, 606-607.
12. S.Simon., I.T. Abbasov., P.Fritzsche., 2021. Influence of optimisation of cutting parameters and tools in turning roughing on surface roughness and energy efficiency. «Machine-building and Energy: New Concepts and Technologies» international Scientific-practical Conference, 2-3 December, Azerbaijan Technical University, Baku, 12-14.
13. S.F. Amirli., P.Fritzsche., I.T. Abbasov., S. Wichmann., et al., 2022. The impact of high speed mechanical processing efficiency on the production process. «Herald of the Azerbaijan Engineering Academy». Vol 14., no. 1, pp. 41-51.

Разработана концепция динамических технологических связей при механической обработке. Представлены динамические технологические связи, действующие при формировании поверхностей и показателей качества изготовления деталей и его составных элементов при механической обработке. Управление такими связями являются источниками улучшения качества изготовления деталей. Исследуются некоторые выходные технологические параметры, формирующие качество деталей при механической обработке, и факторы, влияющие на них. Выявлены механизм и закономерность изменения фактической глубины резания при шлифовании зубьев копированием, определен способ обеспечения его стабильности за счет управления динамическими технологическими связями. Достигнуто повышение качества шлифования зубьев и производительности обработки при шлифовке зубьев с копированием по сравнению с традиционным методом.

Ключевые слова: динамическое; технологическая связь; шлифование; управление; глубина резания; качество.

Литература

1. Druzhinskiy, I. A., (1985). Complex surfaces: Mathematical description and technological support. Leningrad:
   Mashinostroenie.
2. Makarov, V. F., Nikitin, S. P, Norin, A. O. (2016). Povysheniye kachestva i proizvoditel'nosti pri profil'nom glubinnom shlifovanii turbinnykh lopatok. Naukoyomkiye Tekhnologii v Mashinostroyenii, 5, 17-24.
3. (2003). Spravochnik tekhnologa mashinostroitelya. T. 1 / pod red. A. M. Dal'skogo, A. G. Kosilovoy, R. K. Meshcheryakova i dr. Moskva: Mashinostroyeniye.
4. Black, J. T., Kohser, R. A. (2019). DeGarmo's, Materials and Processes in Manufacturing. John Wiley & Sons.
5. Bazrov, B. M. (2005). Osnovy tekhnologii mashinostroyeniya. Moskva: Mashinostroyeniye.
6. Klocke, F., König, W. (2005). Fertigungsverfahren: Schleifen, Honen, Läppen. 4. Neu bearbeitete Aufgabe. Berlin Heidelberg: Springer-Verlag.
7. Rasulov, N. M., Alekberov, M. Z., Nadirov, U. M. (2021). Povysheniye effektivnosti shlifovaniya fasonnykh poverkhnostey s kopirovaniyem. Vestnik Mashinostroyeniya, 6, 48-52.
8. Lischenko, N. V., Larshyn, V. P., Nezhebovskiy, V. V. (2018). Studying of the quality of the surface layer of gears with profile grinding. Cutting and Tool in Technological Systems, 89(101), 88–99.
9. Rasulov, N. M., (2013). Upravleniye kachestvom izdeliye v protsesse yego izgotovleniya. Vestnik Mashinostroyeniya, 2, 83–86.
10. Rasulov, N. M., Nadirov, U. M., (2019). Podkhod k otsenke kachestv izgotovleniya detaley v priborostroyenii, Nauchno-Tekhnicheskiy Vestnik Informatsionnykh Tekhnologiy, Mekhaniki i Optiki, 4(19), 747–755.
11. Kremen', Z. I., Yur'yev, V. G., Baboshkin, A. F., (2007). Tekhnologiya shlifovaniya v ashinostroyenii. Sankt-Peterburg: Politekhnika.
12. (2007). Tekhnologiya proizvodstva i metody povysheniya kachestva zubchatykh koles i peredach / pod red. V. Ye. Starzhinskogo i M. M. Kane. Sankt-Peterburg: Professiya.
13. Rasulov, N. M., Shabiyev, E. T., (2017). Povysheniye effektivnosti shlifovaniya zub'yev zubchatykh koles metodom kopirovaniya na osnove upravleniye glubinu rezaniya. Izvestiya VUZ-ov. Mashinostroyeniye, MGTU imeni N. Ye. Baumana, 2, 71-78.
14. Rasulov, N. M., Alekberov M. Z., (2020). Silindrik dishli charxlarin dishlerinin pardaqlanmasi uchun emal payinin teshkiledicilerinin riyazi modelleri. Maşınşünaslıq, 9(1), 47-52.
15. Rasulov, N. M., Nadirov, U. M, Alekberov, M. Z. (2020) Obobshchennaya sistema tekhnologicheskikh svyazey pri mekhanicheskoy obrabotke i yeye primeneniye. Vestnik Mashinostroyeniya, 7, 38-41.
16. Lauro, C. H., Brandão, L. C., Ribeiro Filho, S. L. M., Davim, J. P. (2008). Quality in the machining: characteristics and techniques to obtain good results, in manufacturing engineering: New research. New York: Nova.
17. Nadirov, U. M., Rasulov, N. M., (2019). Analysis and mathematical model of the circumferential accuracy of the groove cut on the surface of rotation. Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering, 9(41), 481–492.
18. Vorontsov, A. L., Sultan-Zade, N. M., Albagachiev, A. Yu., Savkin, A. I. (2011). Development of a new theory of thermal cutting processes 21. Determining optimal cutting conditions to extend tool life. Russian Engineering Research, 9(31), 877–879.

В статье описывается метод технического обслуживания по состоянию, основанный на оценке акустических характеристик установки. Начиная с общих требований и целей технического обслуживания, объясняется процедура измерения. Затем продемонстрирована осуществимость метода и показаны его ограничения на примере двух тестовых участков. Краткое экономическое рассмотрение показывает экономическую выгоду в дополнение к повышению надежности установок.

Ключевые слова: техническое обслуживание по состоянию; акустическая модель; ленточный конвейер; открытая добыча.

Литература

1. Sternitzke, L. (2021, February). LEAG. Oral communication.
2. (2018). DIN EN 13306:2018-2. Instandhaltung ‒ Begriffe der Instandhaltung. Germany: Deutsches Institut für Normung.
3. Sturm, A., Förster, R. (1990). Machinery and plant diagnostics for condition-based maintenance. Stuttgart: B. G. Teubner Stuttgart.
4. Richter, C., Fessel, K., Katterfeld, A., Chumachenko, Y. (2019). Application scenario of the Internet of Things using the example of idler hot runners in belt conveyor systems. Logistics Journal Proceedings.
5. Kebbe, J. (2019). Start-up from Hanover develops sensors for the «Internet of Things». Bitmotec GmbH. Hannover: IPH ‒ Institut für Integrierte Produktion Hannover gGmbH.
6. Weinzierl, S. (2020). How smart sensors help monitor condition: https://www.instandhaltung.de/praxisanwendung/wie-smarte-sensoren-bei-der-zustandsueberwachung-helfen-297.html
7. Lehman, L.-B., Daus, W., Eckardt, G., Petermann, L. (1999). Method for continuously measuring the wear of all carrying rollers in belt conveyors. Patent DE 19911642B4.
8. Ziegler, M. (2005). Method for monitoring the band alignment and / or the tape running of a belt conveyor and belt conveyor. Patent DE 102005021627.
9. Trippler, S. (2014). Method for detecting and locating hot components within a belt conveyor. Patent DE 102014114887.
10. König, J., Oepen, B., R.W.E. (2017). Garland test rig for condition diagnosis of used idlers. Bergbau.
11. Mühlenkamp, S. (2021). Monitoring of conveyor belts. Bulk material. Würzburg: Vogel Communications Group GmbH & Co. KG.
12. (2018). ABB Ltd. Review ‒ Autonomous Collaboration. ABB Group R&D and Technology.
13. Täschner, D. (2014). Untersuchungen der akustischen wirkung von trarollen zur zielgerichteten lärmminderung an Belurtförderanlagen (Bd. C 546). Freiberg: Technische Universität Bergakademie Freiberg.

Титановые детали используются в составе глубоководных буровых и горнодобывающих установок, насосов, трубопроводов, теплообменного оборудования различного назначения, а также сосудов высокого давления, которые применяются на морских нефтяных и газовых месторождениях. Существующие методы нанесения твердохромового покрытия на титановые детали не имеют четкого научного обоснования и рекомендаций. Суть авторского метода заключается в предварительной подготовке поверхности детали путем травления в ванне с концентрированной соляной кислотой с последующей активацией поверхности за счет пропускания тока в обратном направлении. Нанесение твердого хромового покрытия выполняется на вращающуюся деталь, при ее частичном погружении в электролитическую ванну.

Ключевые слова: титан; твердое хромовое покрытие; электролит; хромирование; электролитическая ванна; оксидная пленка.

Литература

1. Shashkova, Yu. E., Smirnov, V. G. (2008). Projects, technologies and equipment made of titanium alloys for the development of oil and gas fields on the shelf. Exhibition Oil and Gas, 6/H(78), 8-10.
2. Karlov, A. V., Shakhov, V. P. (2001). External fixation systems and regulatory mechanisms of optimal biomechanics. Tomsk: STT.
3. Lazarev, E. M., Kornilova, Z. I., Fedorchuk, N. M. (1985). Oxidation of titanium alloys. Moscow: Nauka.
4. Aleksander, W. A., Pidgeon, L. M. (1950). Кinetics of the oxidation of titanium. Canadian Journal of Research, 28b, 60-72.
5. Layner, V. I. (1967) Modern electroplating. Moscow: Metallurgy.
6. Kazakov, V. A., Lipin, A. I., Shluger, M. A. (1962). Electrolytic coatings of light alloys. Moscow: GOSINTI.
7. Ryaboy, A. Ya., Solovyova, Z. A., Evdokimov, G. N., et al. (1981). A method for preparing the surface of titanium and its alloys. Patent SU850754.
8. Burdina, S. M., Chistov, N. M., Frumer, L. A. (1961). A method for obtaining low-stress chrome coatings on titanium or its alloys. Patent SU141047.
9. Plaskeev, E. V., Ovsyannikova, L. V., Kurdyukova, E. A., et al. (1984). Electrolyte for chrome plating of titanium alloys. Patent SU1114712.
10. Zhirnov, A. D., Ilyin, V. A, Naletov, B. P., et al. (2002). Electrolyte for chrome plating of steels, copper and titanium alloys. Patent RU 2187587.
11. Smokovich, I. Ya., Loskutova, T. V., Bobina, M. M., et al. (2013). Diffusion coatings based on chrome on titanium alloy VT6. Bulletin of SEVNTU, 137, 239-249.
12. Solodkova, L. N., Kudryavtsev, V. N. (2007). Electrolytic chrome plating. Moscow: Globus.
13. Yang, Z., Zhang, M. An, J., et al. (1997). Study of the process & mechanism of plating directly on titanium and its alloys. Plating and Surface Finishing, 84 (12), 68–71
14. Pavlenko, V. V., Gerasimenko, A. A. (1997). Chrome-plating of titanium alloys and their performance. Zashchita Metallov, 33 (4), 429-433.
15. Ryaboi, A. Ya., Vashentseva, S. M., Solov'eva, Z. A., et al. (1993). New method for chromium plating articles made of titanium alloys. Zaschita Metallov, 25 (3), 371-372.
16. Peng, X., Xia, C., Dia, X., Ma, K. (2008). Effect of vacuum heat treatment on NiCrAlY coating/ titanium alloy substrate system. Rare Metal Materials and Engineering, 37 (9), 1619-1623
17. Xiao, H., Clouser, S. (2011). Selective plating of metal matrix composites on titanium alloys. Corrosion Management, 102, 8-11.
18. Yan, W., Sun, F.-J., Liu, J.-R. (2010). Cycling thermal shock resistance of Ti-Al-Cr coating deposited on Ti60 alloy by arc ion plating. Journal of Northeastern University, 31(3), 411-414.
19. Yan, W., Sun, F., Wang, Q., et al. (2009). Hot corrosion behavior of arc-ion plating Ti-Al-Cr(Si, Y) coatings on Ti60 alloy. Acta Metallurgica Sinica, 45(10), 1171-1178
20. Yan, W., Wang, Q., Liu, J., et al. (2009). Evaluation of oxidation of Ti-Al and Ti-Al-Cr coatings arc-ion plated on Ti-60 high-temperature titanium alloy. Journal of Materials Science and Technology, 25 (5), 637-644
21. Klots, M. U. (1982). Experience of chemical and electrochemical processing of titanium alloy parts. Leningrad: LDNTP.
22. Davydov, V. M. (2009) The materialology of the coating of titanium alloys by the methods of physico-chemistry and electric spark alloying. Part 1. Coatings by the methods of physicochemistry. Khabarovsk: TOGU Publishing House.
23. Ardashev, D. V., Diakonov, A. A., Zherebtsov, D. A., et al. (2019). Installation for electroplating. Patent RU 186265.

Опыт эксплуатации технологических установок сепарации газа показывает, что не всегда удается достичь эффективного отделения частиц жидкости. Традиционные расчетные формулы для определения скорости оседания частиц в сепараторах основаны на термодинамическом равновесии основных параметров входящего газового потока (давления, плотности). Вместе с тем, продукция скважин, в частности конденсирующие газы, представляют собой неравновесную систему, которым свойственны некоторая задержка (времена релаксации) в изменении параметров. Как результат этой задержки, скорость оседания частиц в сепараторе не успевает выходить на установившийся режим по Стоксу, соответствующий эффективной сепарации. В работе предложена неравновесная модель для скорости оседания частиц и разработан алгоритм для ее численной реализации. С помощью этого алгоритма проведены многовариантные вычислительные эксперименты для исследования динамики оседания частиц. Установлено, что для эффективной сепарации частиц жидкости в гравитационном сепараторе, время релаксации для скорости оседания частиц не должна превышать 10 сек.

Ключевые слова: сепарация газа; гравитационный сепаратор; скорость оседания частиц; время релаксации.

Литература

1. Исмайлов, Р. А. (2007). Влияние неравновесных свойств газов на технологические процессы их сепарации. Известия ВТУЗ Азербайджана, 6(52), 11-13.
2. Исмайлов, Р. А. (2009). Особенности сепарации неравновесных газов. Азербайджанское нефтяное
   хозяйство, 11, 37-39.
3. Исмайлов, Р. А. (2017). Исследования неравновесных свойств природных газов. Нефтегазовое дело, 15(3), 85-90.
4. Гужов, А. И., Титов, В. Г., Медведев, В. Ф., Васильев, В. А. (1978). Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. Москва: Недра.
5. Корн, Г., Корн, Т. (1974). Справочник по математике для научных работников и инженеров. Москва: Наука.
6. ГОСТ 30319.2-2015. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Мoсква: Стандартинформ.

Статья посвящена вопросам хранения природных газов в виде гидратов в подземных емкостях (камерах). На основе анализа многообразий явлений, происходящих в процессах образования и разложения гидратов была установлена целесообразность хранения природных газов в виде гидратов в подземных камерах. Предложена формула для определения геометрического объема подземных резервуаров с учетом количества газа в виде гидратах. В статье также изложены основные преимущества и установлены возможности управления процессов хранения газа в виде гидратов, а также его обратное получение без больших энергетических затрат.

Ключевые слова: природный газ; газогидраты; подземная емкость; хранение газа; гидратообразование; коэффициент температуропроводности.

Литература

1. Кемпбелл, Д. М. (1977). Очистка и переработка природных газов. Москва: Недра.
2. Бык, С. Ш., Фомина, В. И., Кошелев, B. C. (1972). Эффект ингибирования процесса образования газовых гидратов, вызванный добавкой третьего компонента. Газовое дело, 1, 24-26.
3. Бекиров, Т. М., Ланчаков, Г. А. (1999). Технология обработки газа и конденсата. Москва: Недра.
4. Мусаев, Р. М. (1978). Изучение изменения энтальпии образования гидратов системы, газ-вода при образовании гидратов. Научные труды ВНИПИгаз, 5.
5. Алекперов, Ю. З. (2010). Графический способ определения растворимости метанола в системе природный газ углеводородный конденсат - пластовая вода в условиях промысловой обработка газа. Нефтепромысловое дело, 8, 42-44.
6. Zhantayev, Zh. Sh., Zholtayev, G. Zh., Iskakov, B., Gaipova, A. (2021). Geomechanical modeling of structures oil and gas fields. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, 3(447), 39-43.

Нефтепереработка сталкивается с рядом вызовов и проблем при работе с данными. Большой объем данных генерируется множеством различных процессов и оборудованием. Данная статья посвящена методам эффективного анализа больших объемов данных на нефтеперерабатывающим предприятии. В частности, исследуется эффективность методов машинного обучения для прогнозирования отказов технологического оборудования процесса гидрокрекинга. Машинное обучение, как важный элемент цифровизации, позволяет успешно решать многие производственные задачи. В статье описано применение некоторых алгоритмов машинного обучения для решения задач классификации и прогнозирования отказов технологического оборудования гидрокрекинга, возникающих при переработке нефти и производстве дизельного топлива. Рассмотрено применение методов случайного леса, анализа главных компонент и настройки гиперпараметров. Сравнивается эффективность применения этих методов на основе параметра точности (Accuracy). Показано, что
комбинация данных методов позволит повысить точность модели на 2%.

Ключевые слова: автоматизация; машинное обучение; гидрокрекинг; моделирование; нефтепереработка.

Литература

1. Zhang, X., Wen, Z. (2021). Thoughts on the development of artificial intelligence combined with RPA. Journal of Physics: Conference Series, 1883, 012151.
2. Plattfaut, R., Borghoff, V., Godefroid, M., et al. (2022). The critical success factors for robotic process automation. Computers in Industry, 138, 103646.
3. Pandey, Y. N., Rastogi, A., Kainkaryam, S., et al. (2020). Machine learning in the oil and gas industry. New York, NY, USA: Apress.
4. Jeong, H., Shin, M., Jeong, B., et al. (2020). Comparison of activity and stability of supported Ni2P and Pt catalysts in the hydro-processing of palm oil into normal paraffins. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 83, 189-199.
5.  Srihanun, N., Dujjanutat, P., Muanruksa, P., Kaewkannetra, P. (2020). Biofuels of green diesel–kerosene–gasoline production from palm oil: effect of palladium cooperated with second metal on hydrocracking reaction. Catalysts, 10, 241.
6. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). О цифровизации процессов газодобычи на поздних стадиях разработки месторождений. SOCAR Proceedings, 1, 59-69.
7. Perrons, R. K., Jensen, J. W. (2015). Data as an asset: What the oil and gas sector can learn from other industries about «Big Data». Energy Policy, 81, 117-121.
8. Ганиев, Б. Г., Насыбуллин, А. В., Саттаров, Р. З., и др. (2021). Применение методов машинного обучения при планировании бурения скважин на объектах разработки нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 7, 23-27.
9. Мартюшев, Д. А., Пономарева, И. Н., Захаров, Л. А., и др. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования пластового давления при разработке нефтяных месторождений. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 10(332), 140-149.
10. Нужный, А. С., Однолько, И. С., Глухов, А. Ю., и др. (2021). Оптимизация содержания седиментов в процессе гидрокрекинга гудрона с использованием методов машинного обучения. Прикладная математика и вопросы управления, 1, 7-22.
11. Naveen, B., Ray, A. K., Rangaiah, G. P. (2006). Modeling, simulation, and multi-objective optimization of an industrial hydrocracking unit. Industrial & Engineering Chemistry Research, 45(4), 1354-1372.
12. Roy, G P. K., Chowdhary, S. S., Bhatia, R. (2020). A machine learning approach for automation of resume recommendation system. Procedia Computer Science, 167, 2318-2327.
13. Thangavel, S. K., Bkaratki P. D., Sankar, A. (2017). Student placement analyzer: A recommendation system using machine learning. In: Proceedings of the 4th International Conference on Advanced Computing and Communication Systems (ICACCS), Coimbatore, India, 6-7 January 2017.
14. Garcia-Ceja, E., Hugo, Å., Morin, B. et al. (2019). Towards the automation of a chemical sulphonation process with machine learning. In: 7th International Conference on Control, Mechatronics and Automation (ICCMA), Delft, The Netherlands, 6-8 November 2019.
15. Lekbangpong, N., Muangprathub, J., Srisawat T., et al. (2019). Precise automation and analysis of environmental factor effecting on growth of St. John’s Wort. IEEE Access, 7, 112848-112858.
16. Austin, P. C., Tu, J. V. (2004). Automated variable selection methods for logistic regression produced unstable models for predicting acute myocardial infarction mortality. Journal of Clinical Epidemiology, 57(11), 1138-1146.
17. Hoang, N.-D., Nguyen, Q.-L., Tran, X.-L. (2019). Automatic detection of concrete spalling using piecewise linear stochastic gradient descent logistic regression and image texture analysis. Complexity, 2019, 5910625.
18. Li, L., Zhang, Y., Zhao, Y. (2008). k-nearest neighbors for automated classification of celestial objects. Science in China Series G: Physics, Mechanics and Astronomy, 51(7), 916-922.
19. Cho, T.-H., Conners, R. W., Araman, P. A. (1991). A comparison of rule-based, K-nearest neighbor, and neural net classifiers for automated. In: IEEE/ACM International Conference on Developing and Managing Expert System Programs, Washington, DC, USA, 30 September-2 October 1991.
20. Begg, R. K., Palaniswami, M., Owen, B. (2005). Support vector machines for automated gait classification. IEEE Transactions on Biomedical Engineering, 52(5), 828-838.
21. Huang, J. Z., Ng, M. K., Rong, H., et al. (2005). Automated variable weighting in k-means type clustering. IEEE Transactions on Pattern Analysis and Machine Intelligence, 27(5), 657-668.
22. Chen, X., Xu, X., Huang, J. Z., et al. (2013). TW-k-means: Automated two-level variable weighting clustering algorithm for multiview data. IEEE Transactions on Knowledge and Data Engineering, 25(4), 932-944.
23. Liu, Y., Singleton, A., Arribas-Bel, D. (2019). A principal component analysis (PCA)-based framework for automated variable selection in geodemographic classification. Geo-spatial Information Science, 22(4), 251-264.
24. Tynchenko, V. S., Kurashkin, S. O., Tynchenko, V. V., et al. (2021). Software to Predict the Process Parameters of Electron Beam Welding. IEEE Access, 9, 92483-92499.
25. Ferreira, B., Silva, R. G., Pereira, V. (2017). Feature selection using non-binary decision trees applied to condition monitoring. In: 22nd IEEE International Conference on Emerging Technologies and Factory Automation (ETFA), Limassol, Cyprus, 12-15 September 2017.
26. Nekrasov, I., Tynchenko, V., Bukhtoyarov, V., et al. (2022). Simulation of the hydrocracking process to produce diesel fuel in the Aspen HYSYS system. In: IV International Scientific Conference «Advanced Technologies in Aerospace, Mechanical and Automation Engineering» - «MIST: Aerospace-IV 2021», Krasnoyarsk, Russia, 10-11 December 2021.

В данной статье проводится литературный обзор катализаторов пиролиза для получения альтернативного энергетического топлива в виде водорода, а также не менее полезного продукта – нановолокнистого углерода. Проведен теоретический анализ эффективности применения катализаторов на основе выхода полезного продукта. Выявлено, что самыми многообещающими катализаторами для промышленного использования являются высокопроцентные Ni и Ni-Cu катализаторы. Наиболее эффективным катализатором в процессе получения водорода методом каталитического разложения углеводородных газов, является катализатор 40Ni/SiO2. Выход водорода при использовании 40Ni/SiO2 составляет 80.7 моль/гкат. Наибольший выход нановолокнистого углерода (449 г/гкат) позволяет получить биметаллический катализатор (75Ni-15Cu)/Al2O3. Также рассмотрены способы приготовления нанесенных катализаторов, описаны преимущества и недостатки каждого.

Ключевые слова: биметаллический Fe-Co катализатор; биметаллический Ni-Cu катализатор, катализаторы пиролиза; конверсия углеводородных газов, нановолокнистый углерод; никелевый катализатор; производство водорода.

Литература

1. Пучков, Л. А., Воробьев, Б. М., Васючков, Ю. Ф. (2006). XXI столетие – век водорода. Сверхчистый водородный углеэнергетический комплекс. Горный информационно-аналитический бюллетень, 1, 210-218.
2. Зубаиров, С. Γ., Ахметов, А. Φ., Байрамгулов, А. С. и др. (2018). Оценка напряженно-деφормированных состояний базовой и усовершенствованной конструкций модулей пиролиза неφтесодержащих шламов. SOCAR Proceedings, 2, 71-76.
3. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., et al. (2021). Simulating the hydrocarbon waste pyrolysis in reactors of various designs. SOCAR Proceedings, 2, 1-7.
4. Timmerberg, S., Kaltschmitt, M., Finkbeiner, M. (2020). Hydrogen and hydrogen-derived fuels through methane decomposition of natural gas – GHG emissions and costs. Energy Conversion and Management: X, 7, 100043.
5. Кожитов, Л. В, Запороцкова, И. В., Козлов В. В. (2009-2010). Перспективные наноматериалы на основе углерода. Вестник ВолГУ, 10(4), 63-85.
6. Shinkarev, V. V., Glushenkov, A. M., Kuvshinov, D. G., Kuvshinov, G. G. (2009). New effective catalysts based on mesoporous nanofibrous carbon for selective oxidation of hydrogen sulfide. Applied Catalysis B: Environmental, 85(3-4), 180-191.
7. Kuvshinov G. G., Shinkarev V. V., Glushenkov A. M., et al. (2006). Catalytic properties of nanofibrous carbon in selective oxidation of hydrogen sulphide. China Particuology, 4(2), 70-72.
8. Mohamed, A. (2019). Chapter 8: Synthesis, characterization, and applications carbon nanofibers / in: Carbon-based nanofillers and their rubber nanocomposites: Carbon nano-objects / Yaragalla, S., Mishra, R., Thomas, S., et al. (Eds.). Amsterdam, The Netherlands: Elsevier.
9. Yang, Z., Wang, C., Lu, X. (2019). Chapter 3: Nanofibrous materials. / in: Electrospinning: nanofabrication and applications / Ding, B., Wang, X., Yu, J. (Eds.). Norwich, NY, USA: William Andrew Publishing.
10. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A., Mikhaylov, A. Yu., Bashmur, K. A. (2021). Investigation of nanofiber material production by catalytic pyrolysis. Materials Science Forum, 1031, 37-42.
11. Li, Y., Li, D., Wang, G. (2011). Methane decomposition to COx-free hydrogen and nano-carbon material on group 8-10 base metal catalysts: A review. Catalysis Today, 162(1), 1-48.
12. Ashok, J., Naveen Kumar, S., Subrahmanyam, M., Venugopal, A. (2008.) Pure H2 production by decomposition of methane over Ni supported on hydroxyapatite catalysts. Catalysis Letters, 121, 283-290.
13. Solov’ev, E. A., Kuvshinov, D. G., Chukanov, I. S., et al. (2008). Hydrogen production based on the selective catalytic pyrolysis of propane. Theoretical Foundations of Chemical Engineering, 42, 611-621.
14. Байрамов, В. М. (2003). Основы химической кинетики и катализа. Москва: Академия.
15. Кутищева, Е. С., Усольцева, И. О., Передерин, Ю. В. (2021). Способы получения высокодисперсного диоксида кремния. Ползуновский вестник, 2, 188-193.
16. Чоркендорф, И., Наймантсведрайт, Х. (2010). Современный катализ и химическая кинетика. Долгопрудный: Интеллект.
17. Knyazeva, E. E., Limova, T. V., Meged, N. F. (1992). Ferrosilicates with the pentasil structure: Synthesis and physicochemical properties. Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 28, 84-87.
18. Ermakova, M. A., Ermakov, D. Yu., Chuvlin, A. L., Kuvshinov G. G. (2001). Decomposition of methane over iron catalysts at the range of moderate temperatures: the influence of structure of the catalytic systems and the reaction conditions on the yield of carbon and morphology of carbon filaments. Journal of Catalysis, 201(2), 183-197.
19. Pan, Z., Parvari, M., Bukur, D. B. (2014). Fischer-Tropsch synthesis on CO/Al2O3 catalyst: effect of pretreatment procedure. Topics in Catalysis, 57, 470-478.
20. Rytter, E., Holmen, A. (2016). On the support in cobalt Fischer-Tropsch synthesis –Emphasis on alumina and aluminates. Catalysis Today, 275, 11-19.
21. Стайлз, Э. Б. (1991). Носители и нанесенные катализаторы. Теория и практика. Москва: Химия.
22. Takenaka, S., Ishida, M., Serizawa, M., et al. (2004). Formation of carbon nanofibers and carbon nanotubes through methane decomposition over supported cobalt catalysts. Journal of Physical Chemistry B, 108, 11464-11472.
23. Avdeeva, L. B., Reshetenko, T. V., Ismagilov, Z. R., Likholobov, V. A. (2002). Iron-containing catalysts of methane decomposition: accumulation of filamentous carbon. Applied Catalysis A: General, 228(1-2), 53-63.
24. Rane, S., Borg, O., Yang, J., et al. (2010). Effect of alumina phases on hydrocarbon selectivity in Fischer-Tropsch synthesis. Applied Catalysis A: General, 388(1-2), 160-167.
25. Jacobs, G., Das, T. K., Zhang, Y., et al. (2002). Fischer–Tropsch synthesis: support, loading, and promoter effects on the reducibility of cobalt catalysts. Applied Catalysis A: General, 223(1-2), 263-281.
26. Reshetenko, T. V., Avdeeva, L. B., Ushakov, V. A., et al. (2004). Co-precipitated iron-containing catalysts (Fe-Al2O3, Fe-Co-Al2O3, Fe-Ni-Al2O3) for methane decomposition at moderate temperatures: Part II. Evolution of the catalysts in reaction. Applied Catalysis A: General, 270(1-2), 87-99.
27. Попов, М. В., Брезгин, П. И., Соловьев, Е. А., Кувшинов, Г. Г. (2013). Производство водорода и нановолокнистого углерода каталитическим пиролизом метана на никельсодержащих катализаторах под давлением. Альтернативная энергетика и экология, 3(2), 36-41.
28. Takenaka, S., Kobayashi, S., Ogihara, H., Otsuka, K. (2003). Ni/SiO2 catalyst effective for methane decomposition into hydrogen and carbon nanofiber. Journal of Catalysis, 217(1), 79-87.
29. Hazra, M., Croiset, E., Hudgins, R. R., et al. (2009). Experimental investigation of the catalytic cracking of methane over a supported Ni catalyst. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 87(1), 99-105.
30. Krivoruchko, O. P. (1998). Scientific bases for preparation of oxide supports and catalysts via sol-gel methods. Studies in Surface Science and Catalysis, 118, 593-600.
31. Shaikhutdinov, Sh. K., Avdeeva, L. B., Goncharova, O. V., et al. (1995). Co-precipitated Ni-Al and Ni-Cu-Al catalysts for methane decomposition and carbon deposition. I. Genesis of calcined and reduced catalysts. Applied Catalysis A: General, 126(1), 125-139.
32. Kuvshinov, D. G., Kurmashov, P. B., Bannov, A. G ., et al. (2019). Synthesis of Ni-based catalysts by hexamethylenetetraminenitrates solution combustion method for co-production of hydrogen and nanofibrous carbon from methane. International Journal of Hydrogen Energy, 44(31), 16271-16286.
33. Nasibulin, A. G., Pikhitsa, P. V., Jiang, H., Kauppinen, E. I. (2005). Correlation between catalyst particle and single-walled carbon nanotube diameters. Carbon, 43(11), 2251-2257.
34. Kuvshinov, G. G., Mogilnykh, Yu. I., Kuvshinov, D. G., et al. (1999). Mechanism of porous filamentous carbon granule formation on catalytic hydrocarbon decomposition. Carbon, 37(8), 1239-1246.
35. Романовский, Б. В. (2014). Основы катализа. Москва: БИНОМ, Лаборатория знаний.
36. Reshetenko, T. V., Avdeeva, L. B., Ismagilov, Z. R., et al. (2003). Carbon capacious Ni-Cu-Аl2О3 catalysts for hightemperature methane decomposition. Applied Catalysis A: General, 247(1), 51-63.

Исследование направлено на совершенствование термических процессов переработки нефтяных шламов. Целью исследования являлось определение влияния перемешивающего устройства на выход газовых углеводородных смесей и водорода при каталитическом пиролизе продукта первого этапа комплексной переработки нефтешламов – н-бутана (C₄H₁₀). Для проведения соответствующих исследований была разработана установка, отличительной особенностью которой является возможность испытания реактора пиролиза с перемешивающим устройством для оценки его эффективности по выходу конечных целевых продуктов разложения н-бутана – углеводородных смесей и водорода. В настоящем исследовании применялся катализатор 70Ni–20Cu–10Al₂O₃. Анализ получаемых компонентов газовой смеси производился с помощью хроматографии. Результаты показывают, что применение перемешивающего устройства при каталитическом пиролизе н-бутана способно повысить выход целевого продукта. В частности, по сравнению с установкой без перемешивающего устройства, выход водорода увеличился на ~7.2% за всё время реакции (12 часов). Выявлено оптимальное время реакции для получения водорода и бутано-водородной смеси – 4 часа.

Ключевые слова: нефтесодержащий шлам; газовая углеводородная смесь; н-бутан, каталитический пиролиз; экспериментальная установка; реактор; перемешивающее устройство.

Литература

1. Zhen, X., Li, X., Wang, Y., et al. (2020). Comparative study on combustion and emission characteristics of methanol/hydrogen, ethanol/hydrogen and methane/hydrogen blends in high compression ratio SI engine. Fuel, 267, 117193.
2. Filippova, D. S., Stolyarov, V. E., Safarova, E. A. (2021). Features of monitoring storage of methane-hydrogen mixtures. SOCAR Proceedings, 2, 23-30.
3. Johnson, O. A., Affam, A. C. (2019). Petroleum sludge treatment and disposal: A review. Environmental Engineering Research, 24(2), 191-201.
4. Kriipsalu, M., Marques, M., Maastik, A. (2008). Characterization of oily sludge from a wastewater treatment plant flocculation-flotation unit in a petroleum refinery and its treatment implications. Journal of Material Cycles and Waste Management, 10, 79-86.
5. Ossai I. C., Ahmed A., Hassan, A. (2020). Remediation of soil and water contaminated with petroleum hydrocarbon: A review. Environmental Technology & Innovation, 17, 100526.
6. Suleimanov, R. R., Gabbasova, I. M., Sitdikov, R. N. (2005). Changes in the properties of oily gray forest soil during biological reclamation. Biology Bulletin, 32, 109-115.
7. Trofimov, S. Y., Rozanova, M. S. (2003). Transformation of soil properties under the impact of oil pollution. Eurasian Soil Science, 36, S82-S87.
8. Robertson, S. J., McGill, W. B., Massicotte, H. B., Rutherford, P. M. (2007). Petroleum hydrocarbon contamination in boreal forest soils: A mycorrhizal ecosystems perspective. Biological Reviews, 82, 213-240.
9. Mullakayev, M. S., Veksler, G. B., Mullakayev, R. M. (2019). Mobile sonochemical complex оf oil sludge processing. SOCAR Proceedings, 3, 88-96.
10. Tang, X., Wei, X., Chen, S. (2019). Continuous pyrolysis technology for oily sludge treatment in the chain-slap conveyors. Sustainability, 11, 3614.
11. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., et al. (2021). Simulating the hydrocarbon waste pyrolysis in reactors of various designs. SOCAR Proceedings, 2, 1-7.
12. Petrovsky, E. A., Kolenchukov, O. A., Solovyev, E. A. (2019). Study of pyrolysis of oil sludge. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 537, 032082.
13. Molokanov, Yu. K. (1980). Processes and apparatus for oil and gas processing. Moscow: Khimiya.
14. Zubairov, S. G., Akhmetov, A. F., Bayramgulov, A. S., et al. (2018). Evaluation of strain-stress states of initial and improved designs of the modules for oil sludge pyrolysis. SOCAR Proceedings, 2, 71-76.
15. Sokolov, L. I., Khazenkamp, P., Flamme, S., Kibardina, S. M. (2019). Collection and recycling of solid municipal waste. Vologda: Infra-Inzheneriya.
16. Likholobov, V. A. (1997). Catalytic synthesis of carbon materials and their application in catalysis. Soros
    Educational Journal, 5, 35-42.
17. Milstein, L. M., Boyko, S. I., Zaporozhets, E. P. (1991). Oil and gas separation equipment. Moscow: Nedra.
18. Krivoruchko, O. P. (1998). Scientific bases for preparation of oxide supports and catalysts via sol-gel methods. Studies in Surface Science and Catalysis, 118, 593-600.
19. Ermakova, M. A., Ermakov, D. Yu., Kuvshinov, G. G., Plyasova, L. M. (1999). New nickel catalysts for the formation of filamentous carbon in the reaction of methane decomposition. Journal of Catalysis, 187, 77-84.
20. Popov, M. V., Brezgin, P. I., Solov'yev, Ye. A., Kuvshinov, G. G. (2013). Produce hydrogen and carbon nanofibers by catalytic pyrolysis of methane on ni-based catalysts under pressure. International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology, 3(2), 36-41.
21. Solov'yov, Ye. A., Kuvshinov, G. G. (2011). Hydrogen and nanofibrous carbon: Obtaining by the method of selective catalytic pyrolysis of hydrocarbons. Saarbrücken: LAP LAMBERT Academic Publishing.
22. Yeroshov, A. I. (2016). Fundamentals of scientific research and innovation. Minsk: MGEU im. A.D. Sakharova

На основе уравнений полученный из решения дифференциального уравнения кривизны-обратная задача, обработанных в Mathcad, кривых плоских контуров создана геометрическая модель профиля пера лопатки по трем сечениям – корневому, среднему и периферийному. Представлено распределение скоростей вдоль спинки и корытца профиля. В SolidWorks построена 3D модель лопатки на основе сечения и направляющих линии и в формате парасолид экспортирован в программный пакет ANSYS AIM 17.2. Для инженерного анализа были определены пограничные условия - вид рабочего вещества, абсолютная температура, входная скорость потока, статическое давление на выходе и т. Для межлопаточного канала была создана в автоматизированном варианте гексагональная (структурированная) сетка конечных элементов. Тщательный подбор граничных условий приводит к точности определения результатов параметров потока. На основе тщательно обработанных результатов была проведена оптимизация лопатки.

Ключевые слова: кривизна; профилирование; кривая спинки; идеальный газ; численное моделирование; турбулентное течение; твердотельная модель.

Литература

1. Hirsch, C. (2007). Numerical computation of internal and external flows: The Fundamentals of Computational Fluid Dynamics, 2nd Edition. Elsevier, Butterworth-Heinemann.
2. Van den Braembussche, R. A. (2002). Turbomachinery component design by means of CFD. Task Quarterly, 6(1), 39-61.
3. Aronov, B. M., Zhukovsky, M. I., Zhuravlev, V. A. (1975). Profiling of blades of aviation gas turbines. Moscow: Mashinostroyeniye.
4. Imanov, A. S. (2003). Profiling blades according to the geometric quality criterion based on the solution of inverse problems aviation technology. Izvestiya Universities, 1, 64-66.
5. Imanov, A. S. Khalilov, I. A. (2021, December) Research of development processes in three-dimensional gas flows in turbomachine. In: International Scientific-practical Conference «Machine-building and energy: New concepts and technologies”, Baku, Azerbaijan.
6. Imanov, A. S. (2015). Profiling of flat aircraft blades based on the differential equation of curvature. Bulletin of Engine Building, 2, 154-158.
7. Ershov, S. V., Yakovlev, V. A. (2015). On the choice of the degree of mesh refinement in the calculation of three-dimensional viscous gas flows in turbomachines. Bulletin of Engine Building, 2, 171-177.
8. Khalilov, I. A., Imanov, A. S. (2017). Simulation of a cam mechanism taking into account quality criteria. Bulletin of the Kherson National Technical University, 4(63), 126-134.
9. Imanov, A. S., Khalilov, I. A. (2018). Kinematic analysis of a fist mechanism based on the quality index of curvature. In: International Scientific and Technical Conference «Measurement and quality: Problems, prospects», Baku, Azerbaijan.
10. Imanov, A. S., Khalilov, I. A. (2019). Construction of the profile of the stators of two-plate hydraulic machines on the basis of curvature. In: I International Scientific-Practical Conference «Universities of Azerbaijan and Turkey: Education, Science, Technology».
11. Imanov, A. S., Khalilov, I. A., Aliyev, A. G. (2021, October). New approach to calculation of transition curves on curved roads. In: International Conference on Problems of Logistics, Management and Operation in the East-West Transport Corridor (PLMO), Baku, Azerbaijan.
12. Khalilov, I. A., Kerimov, S. Kh., Imanov, A. S. (2017). Analytical definition of the radius of curvature of the profile of the fist mechanism with a roller puller. Herald of the Azerbaijan Engineering Academy, 9(4), 25-29.

Для обеспечения эффективности профессиональной деятельности в условиях увеличения требований к объему проектных работ и срокам подготовки производства применяются системы автоматизированного проектирования технологических процессов (САПР ТП). Однако существует проблема безопасного внедрения САПР ТП. Целью исследования является разработка методологии принятия решений для адаптации САПР ТП к условиям предприятий и к работе персонала на основе системного подхода к анализу угроз. Методология включает методы выбора САПР ТП, использования текстовых и графических подсказок при вводе информации, а также применения способов унификации различных САПР и адаптации их к условиям предприятия на уровне баз данных. Результаты исследования реализованы в САПР операций, выполняемых на токарных многошпиндельных горизонтальных автоматах, и используются в Южно-Уральском государственном университете и Азербайджанском техническом университете.

Ключевые слова: технологический процесс; автоматизированное проектирование; принятие решений; методы проектирования; способы адаптации.

Литература

1. Korchak, S. N. (1988). Computer-aided design of technological processes, devices and cutting tools. Moscow: Mashinostroenie.
2. Kondakov, A. I. (2010). CADS of technological processes. Moscow: Academy.
3. Navigating Complexity: A Practice Guide, PMI. URL: http://www.pmi.org/en/PMBOK-Guide-and-Standards/Standards-Library-of-PMI-Global-Standards.aspx
4. (2013). Navigating Complexity. Part of Pulse of the Profession®, The High Cost of Low Performance 2013 series. Project Management Institute.
5. Murugov, V. (2021). New Vertical technology - a modern tool for a process engineer. CADS and Graphics, 5, 20-27.
6. Bykov, A., Karabcheev, K. (2020). Direct 3D editing and automatic technology development in the ADEM system. Notes on artificial intelligence CADS. CADS and Graphics, 1, 40-45.
7. Bogatenkov, S. A., Sazonova, N. S., Yusubov, N. D., et al. (2021). Increasing the productivity of multitool machining on automated lathes by optimizing the machining plan. Russian Engineering Research, 41(11), 1071-1074.
8. Bogatenkov, S. A., Sazonova, N. S., Guzeev, V. I., et al. (2021). Increasing the productivity of multitool machining on automated lathes by optimizing the tool positions. Russian Engineering Research, 41(11), 1075-1079.
9. Langelaar, M. (2019). Topology optimization for multi-axis machining. Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering, 351, 226-252.
10. Vijay, S., Krishnaraj, V. (2013). Machining parameters optimization in end milling of Ti-6Al-4V. Procedia Engineering, 64, 1079-1088.
11. Park, H.-S., Qi, B., Dang, D.-V., Park, D. Y. (2018). Development of smart machining system for optimizing feedrates to minimize machining time. Journal of Computational Design and Engineering, 5(3), 299-304.
12. Petunin, A. A., Stylios, C. (2016). Optimization models of tool path problem for CNC sheet metal cutting machines. IFAC-PapersOnLine, 49(12), 23-28.
13. Pritchard, T., Smith, C., Ghadbeigi, H., et al. (2019). Modelling orthogonal and oblique cutting via discontinuity layout optimization. Procedia CIRP, 82, 37-42.
14. Kuntoğlu, M., Sağlam, H. (2019). Investigation of progressive tool wear for determining of optimized machining parameters in turning. Measurement, 140, 427-436.
15. Chávez-García, H., Castillo-Villar, K. K. (2018). Simulation-based model for the optimization of machining parameters in a metal-cutting operation. Simulation Modelling Practice and Theory, 84, 204-221.
16. Hu, L., Tang, R., Cai, W., et al. (2019). Optimisation of cutting parameters for improving energy efficiency in machining process. Robotics and Computer-Integrated Manufacturing, 59, 406-416.
17. Pereverzev, P. P., Akintseva, A. V. (2015). Automatic cycles multiparametric optimization of internal grinding. Procedia Engineering, 129, 121-126.
18. Koshin, A. A. (1986). Application software package TOPAZ. Moscow: OFAP, CADS T and APCS.

В статье приведены результаты исследования устойчивости отдельных видов почвенных микро- организмов к комбинированному воздействию химического и радиационного загрязнения. В частности приведены данные по устойчивости к гамма-излучению консорциума аборигенных нефтеокисляющих микроорганизмов, выделенного из нефтезагрязненного грунта. Исследования проводили по двум изменяющимся параметрам: расстояние от источника излучения, а также время экспозиции. Дополнительно проводили исследования по изучению влияния радиации на ферментативную активность исследуемых сред. В ходе проделанной работы было установлено, что ионизирующее излучение оказывает угнетающее влияние на ферментативную активность почв. В то же время проведенные исследования позволили сделать вывод об определенной устойчивости отдельных видов почвенных микроорганизмов, входящих в состав микробиоценоза нефтезагрязненных почв, в частности Rhodococcus erythropolis, Pseudomonas putida и микромицета Aspergillus species, к гамма-излучению при дозе облучения до 1.55 мкЗв/ч и времени экспозиции до 60 минут.

Ключевые слова: радиация; нефтезагрязненные почвы; аборигенные нефтеокисляющие микроорганизмы; устойчивость; ферментативная активность.

Литература

1. Ефремов, А. Л. (2006). Динамика почвенной микрофлоры и микробных метаболитов в условиях радиоактивного загрязнения. Тезисы докладов международной конференции «Радиоактивность при ядерных взрывах и авариях». Санкт-Петербург: Гидрометеоиздат.
2. Жданова, Н. Н. (1991). Комплексы почвенных микромицетов в зоне влияния Чернобыльской АЭС. Микробиологический журнал, 53(4), 3-9.
3. Карбышева, Е. А., Родина, Н. Е. (1985). Летальное и мутагенное действие длинноволнового УФ-излучения на представителей разных групп микроорганизмов. Тезисы VII съезда ВМО. Алма-Ата.
4. Криволуцкий, Д. А., Тихомиров, Ф. А. (1988). Действие ионизирующей радиации на биогеоценоз. Москва: Наука.
5. Мейсель М. Н. (1955). О биологическом действии ионизирующих излучений на микроорганизмы. Доклады советской делегации международной конференции по мирному использованию атомной энергии. Действие облучения на организм. Москва: Издательствово Академии наук СССР.
6. Романовская В. А., Столяр С. М., Малашенко Ю. Р., Шатохина Э. С. (1996). Влияние длительного действия радиации на разнообразие гетеротрофных бактерий в почвах 10-км зоны ЧАЭС. Микробиологический журнал, 58(5), 3-11.
7. Романовская В. А., Соколов И. Г., Рокитко П. В., Черная Н. А. (1998). Экологические последствия радиоактивного загрязнения для почвенных бактерий в 10-км зоне ЧАЭС. Микробиология, 67(2), 274-280.
8. Doyi, I., Essumang, D. K., Dampare, S., Glover, E. T. (2009). Technologically enhanced naturally occurring radioactive materials (TENORM) in the oil and gas industry: A review. Reviews of Environmental Contamination and Toxicology, 54(1), 3−9.
9. Zakaria, Kh. M. (2018). Radiological impacts of NORM and poly aromatic hydrocarbon in petroleum industry process on marine ecosystem at the Red sea, Egypt. International Journal of Environmental Sciences & Natural Resources, 9(1), 4-12.
10. Герхард, Ф. (1983). Методы общей бактериологии. Москва: Мир.
11. Хазиев, Ф. Х. (2005). Методы почвенной энзимологии. Москва: Наука.

В статье рассматривается использование (возможность использования) возобновляемых источников энергии в Азербайджане. Показано, что в связи с экологическими проблемами, связанными со сжиганием топлива, а также в связи с истощением запасов органического топлива целесообразно использовать экологически чистые и неисчерпаемые виды возобновляемых источников энергии.

Ключевые слова: возобновляемые источники энергии; установленная мощность; солнечная энергия; энергия ветра; электростанция; производство электроэнергии.

Литература

1. Senderov, S. M., Yusifbayli, N. A., Rabchuk, V. I., et al. (2019). Geopolitical features of energy security in the Caspian regions of Russia and Azerbaijan. Geopolitics of Energy, 41(1), 5-9.
2. Lenzi, V., Ulbig, A., Andersson, G. (2013). Impacts of forecast accuracy on grid integration of renewable energy sources. In: Proceedings of the 2013 IEEE Grenoble Conference Power Tech, POWERTECH 2013.
3. Renewable Energy Market 2022 - Sector Analysis and Statistics, https://www.reportlinker.com/market-report/Renewable-Energy
4. Terna Energy - https://www.terna-energy.com/about/advantages-of-res/
5. IRENA (2020). Renewable capacity statistics 2020 International Renewable Energy Agency (IRENA). Abu Dhabi.
6. http://www.res-legal.eu/en/search-by-country/italy/
7. Dreidy, M., Mokhlis, H., Mekhilef, S. (2017). Inertia response and frequency control techniques for renewable energy sources: A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 69, 144–155.
8. Bayindir, R., Demirbas, S., Irmak, E., et al. (2016, September). Effects of renewable energy sources on the power system. In: IEEE International Power Electronics and Motion Control Conference (PEMC), Varna, Bulgaria.
9. Tambunan, H. B., Hakam, D. F., Prahastono, I., et al. (2020). The challenges and opportunities of renewable energy source (RES) penetration in Indonesia: Case Study of Java-Bali Power System. Energies, 13(22), 5903.
10. Yusifbayli, N. A., Aghaliyev, N. N. (2020). Assessment of power system flexibility. EEEC - Scientific – Industrial Journal, 10(2), 56-67.
11. Senderov, S. M., Yusifbeyli, N. A., Rabchuk, V. I., et al. (2020). Analysis of geopolitical factors during development of oil and gas shelf of the Caspain Sea by Azerbaijan. Geopolitics of Energy, 42(1), 13-19.
12. Yusifbeyli, N. A., Nasibov, V. Kh. (2020). Comparative analysis of Azerbaijan’s energy sector efficiency trend at the current development stage. E3S Web of Conferences. ENERGY-21- Sustainable Development & Smart Management, 209, 01003.
13. Ackermann, T., Prevost, T., Vittal, V., et al. (2017). Paving the way: A future without inertia is closer than you think. IEEE Power and Energy Magazine, 15(6), 61–69.
14. Kundur, P., Balu, N. J., Lauby, M. G. (1994). Power system stability and control. New York, NY, USA: McGraw-Hill.
15. Tielens, P., Van Hertem, D. (2012, April). Grid inertia and frequency control in power systems with high penetration of renewables. In: Proceedings of the Young Researchers Symposium in Electrical Power Engineering, Delft, The Netherlands.
16. Senderov, M., Yusifbeyli, N. A., Rabchuk, V. I., et al. (2018). Modern problems of energy security of the Caspian regions of Russia and Azerbaijan. E3S Web of Conferences, International Conference Green Energy and Smart Grids (GESG 2018), 69.
17. Yusifbeyli, N. A., Nasibov, V. X. (2014, June-July) Determination of the efficiency index of the architecture of the functioning of the energy sector in Azerbaijan. In: 86th meeting of the International Scientific Seminar named Yu. N. Rudenko «Methodological issues in the study of the reliability of large energy systems». Reliability of liberalized energy systems, St. Petersburg, Russia.
18. Yusifbayli, N. A., Nasibov, V. X. (2013). Energy sustainability index of Azerbaijan and the potentials of its improvement. Electroenergetics, Electrotechnics, Electromechanics + Control, 4(4), 13-23.

Исследована конденсация хлорометилбензилового эфира с хлор(бром)замещенными бензальдегидами в присутствии гидроксида натрия в условиях межфазного катализа (катализатор – ТЭБАХ). Разработан метод синтеза 2-бензилокси-3-арилоксиранов. Синтез оксиранов проходит стеореоселективно с образованием транс-изомеров. Исследованы полученные соединения в качестве антимикробных присадок к смазочным маслам и топливам.

Ключевые слова: хлор(бром)замещенные бензальдегиды; хлорметилбензиловый эфир; транс-изомеры; 2,3-дизамещенные оксираны; межфазный катализ; антимикробные присадки.

Литература

1. Danilov, A. M. (2010). Application of additives in fuels. St. Petersburg: Himizdat.
2. Gnatchenko, I. I., Borodin, V. A., Repnikov, V. R. (2000). Automotive oils, lubricants, additives: motorist's guide. St. Petersburg: Poligon.
3. Kuliyev, A. M. (1972). Chemistry and technology of oil and fuels additives. Moscow: Khimiya.
4. Druk, V. G., Katzev, V. G., Voezekhovskaya, M. A. (1999). Oxirans – synthesis and biological activity. Мoscow: Bogorodskii pechatnik.
5. Li, J. J. (2006). Name reactions. Darzens reaction. Moscow: BINOM Laboratoria Znanii.
6. Talybov, G. M., Dzafarova, N. V., Bairamova, S. T. (2015). Condensation of chloromethyl propargyl ether wuth carbonyl compounds. Russian Journal of Organic Chemistry, 51(7), 1028–1029.
7. Talybov, G. M. (2015). Condensation of chloromethyl propargyl ether with nitrils. Russian Journal of Organic Chemistry, 53(2), 294–295.
8. Talybov, G. M. (2017). New synthesis of 1,2-diol monopropargyl ethers. Russian Journal of Organic Chemistry, 53(1), 123–124.

Композиты HDPE/PKR-3M 0-3, приготовленные методом смешивания и горячего прессования в пресс-форме, были исследованы с помощью ACIS. Анализируется частотная зависимость действительной и мнимой частей импеданса и график Коула-Коула. Будущая работа будет связана с измерениями полного импеданса на различных частотах, анализом поведения действительной и мнимой частей и связи с поляризационными процессами в ферроэлектрической пленке.

Ключевые слова: полимерный композит, импедансная спектроскопия, полимер, комплексное сопротивление, электрическое поле, время релаксации, угол сдвига фаз.

Литература

1. Pandey, M., Joshi, G. I., Deshmukh, K., Ahmed, J. (2015). Impedance spectroscopy and conductivity studies of CdCl2 doped polymer electrolyte. Advanced Materials Letters, 6(2), 165-171.
2. Senthil, V., Bahapanda, T., Kumar, S. N., et al. (2012). Relaxation and conduction mechanism of PVA:BYZT polymer composites by impedance spectroscopy. Journal of Polymer Research, 19, 9838.
3. Khan, I., Saeed, K., Khan, I. (2019). Nanoparticles: properties, applications and toxicities. Arabian Journal of Chemistry, 12(7), 908–931.
4. Kidalov, S. V., Shakhov, F. M., Vul, A. Y. (2008). Thermal conductivity of sintered nanodiamonds and microdiamonds. Diamond and Related Materials, 17(4), 844–847.
5. Kirsh, I. A., Pomogova, D. A., Sogrina, D. A. (2013). Biodecomposed polymeric compositions on the basis of agriculture’s waste / in «Progress in organic and physical chemistry». Apple Academic Press.
6. Kochetov, R. (2011). Modeling of the thermal conductivity in polymer nanocomposites and the impact of the interface between filler and matrix. Journal of Physics D: Applied Physics, 44(39), 1-12.
7. Kurbanov, M. A., Aliev, Kh. S., Kerimov, E. A., Sultanakhmedova, I. S. (2009). Plasma crystallization of polymerferroelectric/ piezoelectric ceramic composites and their piezoelectric properties. Physics of the Solid State, 51(6), 1223-1230.
8. Kurbanov, M. A., Aliyev, H. S., Allahverdiyev, Z. A., Niftiyev, S. N. (1997). Influence of the polarity of the polymer matrix on thermal, electric and mechanical properties of composites on the basis of polymers-nitrides and carbides of metals. In: Elektik-Elektonic Bilgisayar Muhendisligi 7 Ulusal Kongresi, Turkiye, Ankara.

Проведено кинетическое исследование процесса растворной полимеризации метилметакрилата в присутствии ферроцена в растворителях, отличающихся полярностью: бензоле, толуоле, этилацетате. Показано, что скорость процесса значительно увеличивается, а энергия активации полимеризации существенно падает в присутствии ферроцена. Прослежено влияние полярности среды на кинетические параметры процесса: наибольший рост скорости и падение энергии активации полимеризации наблюдается в наиболее полярном этилацетате.

Ключевые слова: метилметакрилат; ферроцен; растворная полимеризация; полярность среды.

Литература

1. Николаев, А. Ф., Крыжановский, В. К., Бурлов, В. В. и др. (2008). Технология полимерных материалов. Санкт-Петербург: Профессия.
2. Долгоплоск, Б. А., Тинякова, Е. И. (1982). Генерирование радикалов и их реакции. Москва: Наука.
3. Заикина, А. В., Ярмухамедова, Э. И., Пузин, Ю. И., Монаков, Ю. Б. (2010). Исследование полимеризации метилметакрилата, инициированной системой N,N-диметил-N-бензиламин – пероксид бензоила. Известия ВУЗ. Серия: химия и химическая технология, 53(3), 86-89.
4. Puzin, Yu. I., Leplyanin, G. V. (1990). Sulfur organic initiators applied to radical polymerization. Sulfur Reports, 10(1), 1-22.
5. Shchepalov, A. A., Grishin, D. F. (2008). Dicyclopentadienyltitanium chlorides as regulators of free-radical polymerization of vinyl monomers. Polymer Science. Series A, 50(4), 382-387.
6. Puzin, Yu. I., Yumagulova, R. Kh., Kraikin, V. A. (2001). Radical polymerization of methyl methacrylate and styrene in the presence of ferrocene. European Polymer Journal, 37(9), 1801.
7. Kraikin, V. A., Ionova, I. А., Puzin, Yu. I., et al. (2000). The effect of ferrocene addition on the molecular mass and thermal stability of PMMA. Polymer Science. Series A, 42(9), 1042-1045.
8. Киреев, В. В. (2015). Высокомолекулярные соединения. Москва: Юрайт.
9. Исламова, P. M., Садыкова, Г. Р., Пузин, Ю. И. и др. (2008). Влияние трехкомпонентной инициирующей системы ферроцен-цирконоцендихлорид-пероксид бензоила на процесс радикальной полимеризации метилметакрилата. Высокомолекулярные соединения. Серия Б, 50(5), 938-944.
10.  Фризен, А. К. (2016). Металлокомплексные соединения в радикально инициируемой полимеризации. Квантово-химическое обоснование концепции радикально-координационной полимеризации. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора химических наук. Уфа: Уфимский институт химии РАН.
11. Пузин, Ю. И., Кузнецов, С. И., Голованов, А. А. (2017). Взаимодействие ферроцена со стиролом и метилметакрилатом в средах разной полярности. Журнал общей химии, 87(5), 838-843.
12. Органикум. Т.2. (2008). Москва: Мир.
13. Торопцева, А. М., Белогородская, К. В., Бондаренко, В. М. (1972). Лабораторный практикум по химии и технологии высокомолекулярных соединений. Ленинград: Химия.
14. Сиггиа, С., Ханна Дж. Г. (1983). Количественный органический анализ по функциональным группам. Москва: Химия.
15. Исламова, Р. М., Пузин, Ю. И., Крайкин, В. А. и др. (2006). Регулирование процесса полимеризации метилметакрилата тройными инициирующими системами. Журнал прикладной химии, 79(9), 1525-1528.
16. Пузин, Ю. И., Гафуров, М. А. (2015). Взаимодействие металлоценов с малеиновым ангидридом. Журнал общей химии, 85(10), 1704-1707.