Исследования энергетического баланса процесса разработки нефтяных месторождений термодинамическими методами показывает, что отбор пластовых флюидов приводит к необратимым потерям энергии, а применение оптимальных условий эксплуатации позволяет минимизировать эти потери. Были проведены исследования по определению степени упорядоченности пластовой системы, на основе анализа динамики производства и изменения приращения энтропии, дана оценка самоорганизации динамических открытых систем вдали от состояния равновесия. На основе концепции производства энтропии был проведен анализ основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения, который позволил определить границы переходных процессов пластовой системы и дать оценку прогнозных извлекаемых запасов нефти. Предложенный подход с учетом переходных процессов пластовой системы с использованием динамического анализа и концепции производства энтропии позволяет получать достоверные прогнозные значения извлекаемых объемов углеводородов и принимать обоснованные решения по выбору стратегии разработки нефтегазовых месторождений.

Ключевые слова: нефтяное месторождение; разработка; производство энтропии; технологические показатели разработки.

Литература

1. Prigogine, I., Stengers, I (1984). Order out of chaos. New York: Bantam Books.
2. Theodoratos, N. (2012). Entropy. Uncertainty in hydrology and nature. PhD Thesis. National Technical University of Athens, Greece.
3. Tiab, D., Donaldson, E. C. (2016). Petrophysics. Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. Gulf Professional Publishing.
4. Ju, Y., Wu, G., Wang, Y., et al. (2021, October). 3D numerical model for hydraulic fracture propagation in tight ductile reservoirs, considering multiple influencing factors via the entropy weight method. SPE-205385-PA. SPE Journal, 26(05), 2685–2702.
5. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем.
6. Civan, F., Tiab, D. (1989, March). Second law analysis of petroleum reservoir for optimized performance. SPE-18855-MS. In: SPE Production Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
7. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И. (2019). Анализ состояния разработки месторождения на основе информационных показателей Фишера и Шеннона. Автоматика и телемеханика, 5, 118-135.
8. Сулейманов, А. А. (2014). Непараметрические критерии диагностирования распределения данных в нефтегазодобыче. Нефтепромысловое дело, 9, 47-50.
9. Stepanov, S. V., Tyrsin, A. N., Ruchkin, A. A., Pospelova, T. A. (2020). Using entropy modeling to analyze the effectiveness of the waterflooding system. Oil Industry, 06, 62–67.
10. Santos, J. P., Landi, G. T., Paternostro, M. (2017).Wigner entropy production rate. Physical Review Letters, 118, 220601.
11. Tillero, E. J., Machado, F., Romero, D. (2011, March). From volumetric energy balance to the entropy generation: The evolution of the state of the art in thermodynamic concepts in petroleum production systems. SPE-139913-MS. In: SPE Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
12. Хасанов, М., Карачурин, Н., Тяжев, Е. (2001). Оценка извлекаемых запасов нефти на основе феноменологических моделей. Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2, 3-7.
13. Сулейманов, А. А., Мамедзаде, М. Р. (2011). Применение феноменологических моделей при прогнозировании процессов разработки нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, 3, 27-30.
14. Holland, J. H. (1996). Hidden order: How adaptation builds complexity. New York: Addison-Wesley.
15. Хазен, А. М. (1988). О возможном и невозможном в науке или где границы моделирования интеллекта.
    Москва: Наука.
16. Цветков, О. В. (2015). Энтропийный анализ данных в физике, биологии и технике. Санкт-Петербург:
    СПбГЭТУ «ЛЭТИ».

Бурение боковых стволов позволяет решить ряд задач с учетом геологических особенностей продуктивных горизонтов. Снижение затрат на технику и расходные материалы также являются преимуществами бурения боковых стволов. Успешность выполнения указанных операций неразрывно связана с правильным выбором типа бурового раствора, который выполняет важную технологическую функцию, как с бурением основного ствола, так и сохранением коллекторских свойств залежей. В условиях потенциально неустойчивых глинистых отложений большое предпочтение должно отдаваться высокоингибированным буровым растворам с хорошей электропроводимостью. Повышение качественного вскрытия бурением продуктивных горизонтов тесным образом связано от поступающих технологических информаций параметров бурения и при этом электропроводность бурового раствора является одним из ключевых показателей, определение которого позволяет повысить эффективность и улучшить технико-экономические показатели бурения. Таким образом, измерение электропроводности бурового раствора позволяет эффективно подбирать оптимальный состав технологической жидкости, определять степень вскрытия продуктивных горизонтов в процессе бурения.

Ключевые слова: буровой раствор; электропроводимость; сопротивление; боковой ствол; продуктивный горизонт.

Литература

1. Azar, C. C., Robello Samuel, Q. (2014). Qazma mühəndisliyi. Bakı: Nafta-Press.
2. Zeynalov, R. M., Kazımov, E. A., Əliyev, N. M. (2021). Qazma məhlulları xassələrinin idarə olunma texnologiyası. Bakı: Mars Print NPF.
3. Васильев, С. Г., Болдырев, А. Л., Бакиев, Р. К. (2020). Совершенствование бурового раствора для бурения боковых горизонтальных скважин. Молодой ученый, 42(332), 85-88.
4. https://ppt-online.org/304043 Электропроводность растворов электролитов
5. (1997, Juin). Boues et produits chimiques de forage. Confe'rencier: A. Duchesne. Organise' avec L'Ambassade de Franse prts Re'publique de L'Azerbaidjan, Bakou.

Бурение скважин и возврат их на другие горизонты планируются в определенной последовательности и интервалах с целью получения максимальной экономической эффективности при разработке и эксплуатации углеводородных месторождений. Важно определить реальную схему расположения добывающих скважин, изучить взаимосвязь между ними в зависимости от различных параметров. В представленной работе в зависимости от параметров пласта и скважин определены площади дренирования горизонтальных скважин и взаимосвязь между этими скважинами, определена максимальная суммарная добыча таких скважин. В расчетах использовалась совместная гидродинамическая модель пласт-скважина. Результаты работы могут быть использованы для определения площадей дренирования в зависимости от угла наклона горизонтальных скважин и определения взаимосвязи между ними, для повышения экономической эффективности месторождения за счет снижения дополнительных затрат на бурение ненужных скважин при разработке месторождения.

Ключевые слова: анализ чувствительности; площадь дренирования; скин-фактор; гидроразрыв пласта; кислотная обработка; повреждение пласта; дебит.

Литература

1. Etesami, D. (2020). Modeling and prediction of rate of penetration for deviated wells. Canada: Department of Mechanical Engineering, University of Saskatchewan.
2. Prasun, S., Kumar, A. (2019, September). Drainage areas, shapes and reservoirs for wells in reservoirs with multiple fluid contacts. SPE -196184-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
3. Chan, K. S., Masoudi, R., Karkooti, H., et al (2014, October). Smart horizontal well drilling and completion for effective development of thin oil-rim reservoirs in Malaysia. SPE-170593-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
4. Prasandi, A. A., Tutuka, A. (2017). Optimization of horizontal well direction and length considering geomechanics properties and drainage area using genetic algorithm in a gas field. Modern Applied Science, 11(9), 114-130.
5. Szott, W., Miłek, K. (2015). Methods to determine drainage area in shale formations produced by stimulated horizontal wells using reservoir simulation modelling. Journal «Nafta-gas», 12, 992-994.
6. Economides, J. M., Nolte, G. K. (2000). Reservoir stimulation. Chichester, United Kingdom: John Wiley and Sons Ltd.
7. Wagenhofer, T., Hatzignatiou, D. G. (1996, May). Optimization of horizontal well placement. SPE-35714-MS. In: SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
8. Joshi, S. D. (2003, May). Cost/benefits of horizontal wells. SPE-83621-MS. In: SPE Western Regional/AAPG Pacific Section Joint Meeting. Society of Petroleum Engineers.
9. Lingyan, H., Hai, T. (2015). The optimization of sidetracking horizontal well. Development Engineering, Southwest Petroleum University, 20(14), 5945-5946.

Как правило, при определении начального дебита проектных горизонтальных скважин используются данные, полученные при исследовании поисковых или поисково-разведочных вертикальных скважин, а также на основании заданных депрессий на пласт и длины горизонтального участка ствола. В данной работе перечислены основные проблемы, возникающие при определении производительности проектных горизонтальных скважин. Авторами предложен способ обоснования и выбора депрессии на пласт и длины горизонтального участка ствола при определении начального дебита скважины с целью рентабельного освоения месторождения.

Ключевые слова: горизонтальная скважина; депрессия на пласт; форма зоны дренирования пласта; проектная скважина; поисково-разведочная скважина.

Литература

1. Алиев, З. С., Бондаренко, В. В. (2002). Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора: Печорское время.
2. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Мещеряков, С. В. и др. (2016). Особенности разработки низкопродуктивных газоконденсатных месторождений с большим содержанием конденсата с использованием горизонтальных скважин. Москва: Недра.
3. Алиев, З. С., Шеремет, В. В. (1995). Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. Москва: Недра.
4. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Котлярова, Е. М. и др. (2014). Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважин для освоения газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: Недра.

С целью уменьшения негативного влияния жидкостей глушения на производительность скважины, а именно газопроявления во время ремонта скважины и поглощения жидкости глушения, были определены оптимальные блокирующие составы. Для повышения эффективности способа глушения газопроявляющих скважин разработан способ глушения, основанный на последовательной закачке в скважину гелеобразной массы и продавочной жидкости. При этом необходимый объем закачиваемого в скважину пеногеля определяют по высоте перфорированного интервала скважины. Для предотвращения смешения продавочной жидкости с пеногелем до его полного сшивания в скважину закачивают конденсат или легкую нефть. Для выноса пеногеля из скважины не требуется использовать специальные составы для его разрушения. За счет низкой плотности пеногель легко
выносится из скважины перепадом давления.

Ключевые слова: жидкости глушения; газопроявляющие скважины; коллекторские свойства; пеногель; плотность; продавочная жидкость.

Литература

1. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
2. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(1), 2150038.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
5. 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.
6. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
8. Исмаилов, Р. Г., Велиев, Э. Ф. (2021). Эмульсирующий состав для повышения коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 22-28.
9. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
10. 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.
11. Сулейманов, Б. А., Байрамов, М. М., Мамедов, М. Р. (2004). О влиянии скин-эффекта на дебит нефтяных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 68-70.
12. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57, 704-704.
13. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30-36.
14. Нагиева, Н. В. (2020). Коллоидно-дисперсные гели для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. SOCAR Proceedings, 2, 67-77.
15. Баспаев, Е. Т., Аяпбергенов, Е. О., Рзаева, С. Д. (2018). Анализ влияния жидкостей глушения скважин на фильтрационные свойства пород месторождения «Узень». SOCAR Proceedings, 3, 38-44.
16. Вахрушев, С. А., Михайлов, А. Г., Диндарьянов, А. Р. и др. (2017). Глушение скважин, эксплуатирующих высокотемпературные кавернозно-трещиноватые карбонатные пласты месторождения имени Р. Требса. Нефтяное хозяйство, 10, 41-45.
17. Шилов, И. А., Неволин, А. И. (2017). Подбор наиболее эффективных жидкостей глушения скважин и оценка их влияния при лабораторном моделировании. Нефтепромысловое дело, 12, 53-57.
18. Бачурина, О. В., Павлюченко, В. И. (2015). Особенности технологии глушения скважин в заглинизированных коллекторах. Нефтегазовое дело, 2, 18-21.
19. Попов, А. Н., Суфьянов, К. Т., Конесев, В. Г. и др. (2014). Разработка биополимерных растворов для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением. Территория «Нефтегаз», 6, 16-19.
20. Gladkov, P. (2014). Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs. World Applied Sciences Journal, 31(6), 1078-1081.
21. Fan, H., Deng, S., Ren, W., et al. (2017). A new calculation method of dynamic kill fluid density variation during deep water drilling. Mathematical Problems in Engineering, 3, 1-8.
22. Пономарева, И. Н., Илюшин, П. Ю., Мартюшев, Д. А., Рахимзянов, Р. М. (2017). Результаты исследований в области повышения эффективности технологий глушения скважин. Нефтяное хозяйство, 1, 62-65.
23. Okromelidze, G. V., Garshina, O. V., Nekrasova, I. L., et al. (2014, October). Method of well-killing operation by using visco-elastic gels with controllable destruction terms. SPE-171302-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
24. Simonsen, A. C., Hansen, P. L., Klosgen, B. (2004). Nanobubbles give evidence of incomplete wetting at a hydrophobic interface. Journal of Colloid and Interface Science, 273, 291-299.
25. Ying, X., Yuan, X., Yadong, Z., et al. (2020). Study of gel plug for temporary blocking and well-killing technology in low-pressure, leakage-prone gas well. SPE Production & Operation, 36(01), 234-244.
26. Ying, X., Youquan, L., Nan, C., et al. (2018). The research and application of controllable crosslinking temporary plugging rubber plug for killing well. Chemical Engineering of Oil and Gas, 47(6), 55-58.
27. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, C. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Proceedings, 3, 33-39.
28. Haobo, Z., Sun, M., Niu, X., et al. (2018, November). Dynamic well killing method for ultra-deep wells and the simulation system. SPE-193216-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
29. Сулейманов, Б. А., Гурбанов, А. Г., Баспаев, Е. Т. (2021). Способ глушения скважины. Заявка на получение Евразийского патента № 2021/023(АZ) от 01.09.2021.

В статье показано, что в условиях месторождений Вьетнама для предотвращения снижения активности энзимов в пластовых условиях из-за высокой минерализации и температуры необходимо включать хелатные соединения, чтобы ограничить влияние ионов металлов. Результаты эксперимента с применением ЭДТА – хелатного соединения показали, что при концентрации ЭДТА от 2.0 до 0.8% мутность раствора энзимов уменьшилась в течение времени тестирования, что демонстрирует положительный эффект применения ЭДТА с энзимами в среде соленой воды. Результаты исследования сравнения изменения поверхностного натяжения растворов энзима и ПАВ показали, что добавление 1 % стабилизатора ЭДТА, 1% поверхностно-активного вещества альфаолефинсульфонат в энзим-раствор повышает активность системы. На основе экспериментальных данных, полученных с помощью программного обеспечения Modde 5.0, выявлены оптимальные концентрации растворов энзима и ПАВ для минимального значения поверхностного натяжения. Оптимальный эффект минимального значения поверхностного натяжения – 1.735 мН/м с компонентами получен при соотношении компонентов энзим: ПАВ = 0.4770.3. По результатам оптимизации получен компонентный состав системы: микробный продукт энзимного происхождения – 50%; ПАВ – 30%; стабилизатор – 1.0 %; ингибитор микроорганизмов – 0.5%.

Ключевые слова: энзим; поверхностно-активные вещества; призабойная зона пласта; хелатные соединения; поверхностное натяжение.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. (2002). Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Alvin, Texas: Orsa Press.
3. Мищенко, И. Т., Кондратюк, А. Т. (1996). Особенности разработки нефтяных месторождений с
   трудноизвлекаемыми запасами. Москва: Недра.
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. 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.
6. 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.
7. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
8. 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.
9. 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.
10. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
11. Каневская, Р. Д. (1999). Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра-Бизнесцентр.
12. 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.
13. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2015). Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 8, 86-89.
14. 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.
15. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
16. 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.
17. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
18. 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.
19. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
20. 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.
21. Нгиа, Т. Т., Велиев, М. М., Хай, Л. В. (2015). Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами. Территория «Нефтегаз», 10, 42–48.
22. 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.
23. Щетников, В. И., Велиев, М. М. (2019). Изменение смачиваемости породы нефтью под воздействием энзим-комплексов. Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса. Материалы IX Международной научной конференции. Уфа: РИЦ БашГУ.
24. 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.
25. Щетников, В. И., Велиев, М. М. (2019). Комбинированное применение энзим-растворов, стабилизаторов и ПАВ для интенсификации добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро». Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике. Материалы VIII Международной научно-практической и методической конференции. Уфа: Изд-во БГУ.
26. Щетников, В. И. (2019). Испытание технологии интенсификации добычи нефти на основе энзим-комплексов в промысловых условиях. Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике. Материалы VIII Международной научно-практической и методической конференции. Уфа: Изд-во БГУ.
27. Нгиа, Т. Т., Хай, Л. В., Велиев, М. М., Зунг, Н. К. (2015). Особенности технологии интенсификации добычи нефти в высокотемпературных скважинах месторождений СП «Вьетсовпетро». Нефтяное хозяйство, 12, 106–109.
28. Велиев, М. М., Хай, Л. В. (2015). Некоторые вопросы обработки призабойных зон высокотемпературных скважин месторождений СП «Вьетсовпетро». Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Материалы Международной научно-практической конференций в рамках Нефтегазового форума и XХIII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2015». Уфа.
29. Меркулов, A. A., Назин, С. С., Слиозберг, Р. А. и др. (2000). Комбинированное воздействие на продуктивные коллекторы месторождения «Белый Тигр». Нефтяное хозяйство, 10, 89-91.
30. Нгиа, Т. Т., Хай, Л. В., Велиев, М. М. (2015). Обработка призабойных зон скважин с использованием хелатных соединений и гидрофторида аммония. Энергоэффективность. Проблемы и решения. Материалы XV Всероссийской энергетической конференции. Уфа.
31. Лозин, Е. В. (1987). Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство.
32. Сулейманов, Б. А., Рзаева, С. Дж., Ахмедова, У. Т. (2021). Теоретические и практические основы применения газированных биосистем при интенсификации добычи нефти. SOCAR Proceedings, 3, 36–44.
33. Хисамов, Р. С., Газизов, А. А., Газизов, А. Ш. (2003). Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ».
34. Глущенко, В. Н., Силин, М. А. (2010). Нефтепромысловая химия. Т. 2. Объемные и поверхностно-активные свойства жидкостей. Москва: Интерконтакт Наука.
35. Ибрагимов, Г. З., Сорокин, В. А., Хисамутдинов, Н. И. (1986). Химические реагенты для добычи нефти: справочник рабочего. Москва: Недра.
36. Deng, Z. X., Liang, Y. A., Weng, G. F. (2006). Broken down technology application of applo enzyme in Baise oilfield. Nanfang Oil and Gas, 19(1), 67–70.

В статье приведены результаты лабораторных исследований комплексов на основе энзимов. Показано, что для предотвращения снижения активности энзимов в пластовых условиях из-за высокой минерализации и температуры необходимо включение хелатных соединений, чтобы ограничить влияние ионов металлов. Результаты эксперимента с применением ЭДТА – хелатного вещества показали, что при концентрации ЭДТА от 2 до 0.8% мутность энзим-раствора уменьшилась в течение времени тестирования, что демонстрирует положительный эффект применения ЭДТА с энзимами в среде соленой воды. На основе экспериментальных исследований выяснена оптимальная концентрация энзим-растворов и ПАВ для минимального значения поверхностного натяжения. Оптимальный эффект минимального значения поверхностного натяжения – 1.735 мН/м с компонентами получен при соотношении энзим: ПАВ = 0,477 : 0.3. Результаты исследования термостойкости энзимного комплекса показали, что межфазное натяжение между раствором энзимного комплекса и керосином намного меньше чем межфазное натяжение между морской водой и керосином (21.75 мН/м), и это является доказательством термостойкости энзимного комплекса при температуре пласта.

Ключевые слова: энзим-раствор; термостойкость; смачиваемость; интенсификация добычи нефти; поверхностно-активное вещество.

Литература

1. Бухаров, А. В., Алимханов, Р. Т., Родионов, А. В. и др. (2015). Проведение большеобъемных ГРП на объектах большой толщины месторождений, находящихся на четвертой стадии разработки (на примере объекта БВ8 Повховского месторождения). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 10, 53-59.
2. Кустышев, А. В., Ваганов, Ю. В., Кустышев, Д. А., Гейхман, М. Г. (2015). Влияние геологических характеристик нефтегазовой залежи на эффективность гидравлического разрыва пласта. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1, 52-58.
3. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
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. 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.
6. 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.
7. 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.
8. Кондратьев, С. А., Жуковский, А. А., Кочнева, Т. С., Малышева, В. Л. (2016). Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края. Нефтепромысловое дело, 6, 23-26.
9. Хисамов, Р. С., Орлов, Г. А., Мусабиров, М. Х. (2003). Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин. Нефтяное хозяйство, 4, 43-45.
10. 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.
11. 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.
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. Ибрагимов, Н. Г., Исмагилов, Ф. З., Мусабиров, М. Х., Абусалимов, Э. М. (2014). Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 40-43.
14. Павловская, Е., Поплыгин, В. В., Иванов, Д. Ю., Елисеев, И. Ю. (2015). Эффективность кислотных обработок скважин, эксплуатирующих башкирские отложения на месторождениях Пермского края. Нефтяное хозяйство, 3, 28-30.
15. Сергеева, Л. Г., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Граничные критерии применения кислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных пластах. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4, 44-48.
16. 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.
17. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40–50.
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. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
20. Тулешева, Г. Д. (2016). Анализ опыта применения методов интенсификации добычи нефти на месторождении Жетыбай. Нефть, газ и бизнес, 6, 22-31.
21. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
22. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
23. 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.
24. 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.
25. Фомкин, А. В., Фурсов, А. Я., Щербина, В. В. (2017). Оценка эффективности разных технологий интенсификации разработки многопластовых и резко неоднородных объектов. Нефтяное хозяйство, 6, 104-108.
26. Зейгман, Ю. В., Сергеев, В. В. (2016). Лабораторные исследования вязкостных свойств кислотной композиции с добавками загустителя. Нефтепромысловое дело, 8, 35-37.
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. 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.
29. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40–50.
30. Газизов, А. А., Газизов, А. Ш., Богданова, С. А. (2014). Наукоемкие технологии добычи нефти. Казань: Центр инновационных технологий.
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. 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. Толстоногов, А. А. (2014). Оценка эффективности геолого-технических мероприятий в области нефтедобычи. Фундаментальные исследования, 11-1, 150-154.
34. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
35. 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.
36. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
37. 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.
38. 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.
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. 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.
41. Лонг, В. Т., Велиев, М. М. (2015). Некоторые аспекты применения биотехнологии на основе энзимов для интенсификации добычи нефти нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр». Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: материалы Международной научно-практической конференций в рамках нефтегазового форума и XХIII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2015». Уфа.
42. Щетников, В. И. (2019). Применение биотехнологии на основе энзим-комплексов для интенсификации добычи нефти. Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса: материалы IX Международной научной конференции. Уфа: РИЦ БашГУ.
43. Kong, J. Li., Zhou, M. L. (2005). Enzyme base reservoir block-age removing agent SUN and its uses in Shengli offshore oil fuel. Oilfield Chemistry, 22(1), 23-24.
44. Hlady, V., Buijs, J., Jennissen, H. P. (1999). Methods for studying protein adsorption. Methods in Enzymology, 309, 402-429.
45. Morrow, N. R., Tang, G.-Q., Valat, M., Xie, N. (1998). Prospects of improved oil recovery related to wettability and brine composition. Journal of Petroleum Science and Engineering, 20, 267-276.
46. Ying-li, S., Nie, S. L. (2020). New usage of enzyme in oil and gas production. World Petroleum Industry, 7(5), 45-47.
47. Нгиа, Т. Т., Велиев, М. М., Лонг, В. Т. (2015). Проведение лабораторных исследований комплексов на основе энзимов. Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: материалы Международной научно-практической конференций в рамках нефтегазового форума и XХIII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2015». Уфа.

В статье приведены результаты лабораторных испытаний применения энзим-растворов на модели пласта миоценовых отложений месторождения «Белый Тигр». Установлено, что использование энзим-растворов позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти в пределах 7.23–10.59%. Вариация значений связана с различными характеристиками образцов керна по пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности, а также по литологическому составу. После обработки энзим-раствором дифференциальное давление снижается, что свидетельствует об изменении смачиваемости нефти с нефтеносной породой.

Ключевые слова: энзим-раствор; модель пласта; коэффициент вытеснения нефти; смачиваемость; призабойная зона пласта.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. Setya Wardhana, B. A., Titaley, G. S., Purwatiningsih, N. (2019). An integrated geological approach for a successful waterflood implementations and EOR planning: Lesson learned from T field development, Barito Basin, Indonesia. SPE-196301-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
6. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
7. 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.
8. 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.
9. 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.
10. Hou, L., Yu, Z., Luo, X., et al. (2021). Key geological factors controlling the estimated ultimate recovery of shale oil and gas: A case study of the Eagle Ford shale, Gulf Coast Basin, USA. Petroleum Exploration and Development, 48, 3, 762-774.
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. 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.
13. 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.
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. Мухаметшин, В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328, 7, 40–50.
16. 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.
17. Распопов, А. В., Казанцев, А. С., Карманов, А. Ю., Жигалов, В. А. (2016). Повышение эффективности ОПР за счет изменения подхода к выбору технологий воздействия на пласт (на примере добывающего фонда группы месторождений Соликамской депрессии). Нефть. Газ. Новации, 7, 27-34.
18. 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.
19. 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.
20. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2015). Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 8, 86-89.
21. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
22. Koltyrin, A. N. (2016). Efficiency enhancement of the technology of a formation hydraulic fracturing in a carbonate-type collector. Oilfield Engineering, 10, 28-31.
23. 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.
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. 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.
26. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
27. 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.
28. 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.
29. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
30. Серебренников И. В., Мальшаков Е. Н., Бухаров А. В., Алимханов Р. Т. (2014). Особенности подбора скважин-кандидатов для проведения гидравлического разрыва пласта на нефтяных месторождениях. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 10, 74-76.
31. 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.
32. 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.
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. Мирзаджанзаде, А. Х., Степанова, Г. С. (1977). Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. Москва: Недра.
35. 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.
36. 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.
37. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
38. Hoang, L., Trinh, T. V., Trieu, T. H., et al. (2021). Study and apply the advanced analysis algorithm to screen the optimal enhanced oil recovery solution for oil and gas fields in Viet Nam. Journal of Mining and Earth Sciences. 62(3a), 17-29.
39. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
40. 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.
41. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
42. Хисамов, Р. С., Орлов, Г. А., Мусабиров, М. Х. (2003). Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин. Нефтяное хозяйство, 4, 43-45.
43. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
44. 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.
45. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
46. Нгиа, T. T., Велиев, М. М., Лонг, В. Т. (2015). Комбинированное применение энзимов поверхностно-активных веществ для интенсификации добычи нефти. Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: материалы международной научно-практической конференций в рамках нефтегазового форума и XХIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2015». Уфа.
47. Yuan, W., Zhao-min, L., Binfei, L., et al. (2005). Experimental research on the changing wettability of rock surface using biological enzyme. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 12(1), 71-72.

При определении напряженного состояния упругого полого шара при фильтрации через его стенку жидкости необходимо решить задачу о напряжениях для случая фильтрации жидкости к центру шара при снижении давления в его полости (χ = -1). Изменение знака потенциала фильтрации приводит к изменению тангенциальных напряжений на стенке скважины до величины, равной утроенной депрессии пластового давления (при этом радиальные напряжения равны нулю). Этим объясняется отрицательное действие остановок скважин, а тем более изменение направления фильтрационного потока в прискважинной части пласта на устойчивость стенок скважин, эксплуатация которых осложнена пескопроявлением пласта. Таким образом, максимальная разность главных нормальных напряжений наблюдается на стенке скважины, поэтому для предотвращения разрушения пласта вблизи забоя необходимым условием является соответствие прочностных свойств горных пород напряжениям, действующим в этой зоне. При эксплуатации скважин, склонных к пробкообразованию, необходимо ограничивать депрессию пластового давления предельно допустимой величиной, когда материал прифильтровой зоны находится в упругом состоянии по всему объему.

Ключевые слова: напряженное; состояние; обсадная; колонна; скважина; интегрирование; уравнения.

Литература

1. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. (2010). Анализ нарушений эксплуатационных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 6, 50-54.
2. Гилаев, Г. Г. (2004). Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Тюмень.
3. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
4. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
5. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
6. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
7. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
8. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
9. Климов, В. В. (2014). Интерпретация данных профилеметрии обсадных колонн. Точность и инструментальная преемственность для скважин произвольного профиля. Oil&Gas Journal Russia, 5 (83), С. 36 – 39.
10. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Исламов, Р. Ф. и др. (2010). Методы предупреждения и ликвидации пескопроявления в добывающих скважинах.  Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 9, 15-21.
11. Близнюков, Ю. В., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Пескопроявление в добывающих скважинах и нарушение обсадных колонн. оценка закономерностей распределения пластовых, поровых давлений по разрезу скважин сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1, 17-22.
12. Привалихин, Р. С. (2011). Напряженное состояние в зоне контакта двух цилиндрических тел конечной длины. Общие проблемы машиностроения. СФУ, 10, 599 – 603.
13. Близнюков, Ю. В., Гилаев, А. Г., Моллаев, З. Х. и др. (2010). Влияние физико-механических свойств пласта и падения пластового давления на пескопроявление. Инженер-нефтяник, 3, 5-9.
14. Хабибуллин, М. Я. (2020). Совершенствование процесса солянокислотной обработки скважин применением новейших технологий и оборудования. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(10), 128-134.
15. Firme, P. A., Pereira, F. L., Roehl, D., Romanel, C. (2016). A probabilistic assessment of the casing integrity in a pre-salt wellbore. 50th US Rock Mechanics Geomechanics Symposium, 3, 2555-2564.
16. Lee, H., Ong, S., Azeemuddin, M. (2012). A wellbore stability model for formations with anisotropic rock strengths. Journal of Petroleum Science and Engineering, 96-97, 109-119.
17. Aregbe, A. G. (2017). Wellbore stability problems in deepwater gas wells. World Journal of Engineering and Technology, 5(4), 626-647.
18. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
19. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Обоснование условий расчета и выбора прочностных характеристик эксплуатационных колонн сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2, 31-38.
20. Behnia, M. L, Seifabad, M. C. (2018). Stability analysis and optimization of the support system of an underground powerhouse cavern considering rock mass variability. Environmental Earth Sciences, 77(18), 567-578.
21. Cai, M. (2011). Rock mass characterization and rock property variability considerations for tunnel and cavern design. Rock Mechanics and Rock Engineering, 44(4)? 379-399.
22. Gaede, O., Karrech, A, Regenauer-Lieb, K. (2013). Anisotropic damage mechanics as a novel approach to improve pre- and post-failure borehole stability analysis. Geophysical Journal International, 193(3), 1095-1109.
23. Gao, D., Sun, L., Lian, J. (2010). Prediction of casing wear in extendedreach drilling. Petroleum Scince, 10,494-501.
24. Garkasi, A., Yanghua, X., Gefri, L. (2010). Casing wear in extended reach and multilateral wells. World Oil, 6, 135-140.
25. Jiabin, L., Yongga, M., Tianmin, S. (2008). Reserch on mechanism of casing wear in sliding-impact wear condition. Advanced Tribology: Proceedings of CIST, 87(7), 980-984.
26. Lu, H., Kim, E., Gutierrez, M. (2019). Monte Carlo simulation (MCS)-based uncertainty analysis of rock mass quality Q in underground construction. Tunnelling and Underground Space Technology, 94(8), 327-332.
27. Khabibullin, M. Ya. (2019). Managing the processes accompanying fluid motion inside oil field converging-diverging pipes. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042012.
28. Гилаев, Г. Г., Хисметов, Т. В., Бернштейн, А. М. и др. (2009). Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 8, 64-67.
29. Хабибуллин, М. Я. (2020). Метод термокислотного импульсирования для увеличения нефтеотдачи. Нефтегазовое дело, 18(4), 58-64.
30. Khabibullin, M. Ya. (2019). Managing the reliability of the tubing string in impulse non-stationary flooding. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry» 4. Mechatronics, Robotics and Electrical Drives, 052012.
31. Гилаев, Ген. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
32. Khabibullin, M. Ya. (2019). Theoretical grounding and controlling optimal parameters for water flooding tests in field pipelines. Journal of Physics: Conference Series. International Conference "Information Technologies in Business and Industry", 042013.
33. Manshad, A., Jalalifar, H., Aslannejad, M. (2014). Analysis of vertical, horizontal and deviated wellbores stability by analytical and numerical methods. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 4, 359-369.
34. Каменев, П. А., Богомоловm Л. М. (2017). О распределении по глубине коэффициента внутреннего трения и сцепления в массивах осадочных пород о. Сахалин. Геофизические исследования, 18(1), 5-19.
35. Zhang, J., Lu, Y. (2019). Study on temperature distribution of ultra-deep wellbore and its effect on mechanical properties of surrounding rock. Yanshilixue Yu Gongcheng Xuebao. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 38, 2831-2839.

Разработаны наносодержащие композиции (НСК) ингибиторы отложений минеральных солей. Способ получения НСК ингибитора отложений минеральных солей, включает взаимодействие аминоспиртов с ортофосфорной кислотой с добавлением наночастиц и в дальнейшем их разбавления водой до образования 2%-ного раствора. Установлено, что разработанные НСК ингибиторы отложений минеральных солей при расходе 20-30 мг/л проявляют высокую эффективность для предотвращения отложений сульфата кальция и магния в модели пластовых вод. Защитный эффект ингибирования в этих случаях составляет 86.3-99.4 %.

Ключевые слова: ингибитор; аминосодержащее соединение; ортофосфорная кислота; отложения минеральных солей; наночастицы.

Литература

1. Шахбазов, Э. Г. (2012). Нанотехнологии в нефтяной промышленности. Баку: SOCAR.
2. Шахбазов, Э., Гулиев, А. (2017). Нанотехнологии в нефтепереработке: негативные факторы и защита от коррозии. Баку: SOCAR.
3. Глущенко, В. Н., Денисова, А. В., Силин, М. А., Пташко, О. А. (2013). Ингибиторная защита нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложения. Уфа: Китап.
4. Хайдарова, Г. Р. (2014). Ингибиторы коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования. Современные проблемы науки и образования, 6, 286.
5. Nancollas, G. H., Kazmierczak, T. F., Schuttringer, E. (1981). A controlled composition study of calcium carbonate growth: the influence of scale inhibitors. Corrosion-NACE 37, 2, 76-81.
6. Дятлова, Н. М., Темкина, В. Я., Попов, К. И. (1988). Комплексоны и комплексонаты металлов. Москва: Химия.
7. Чаусов, Ф. Ф. (2008). Эффективность фосфонатоцинкатных ингибиторов солеотложений и коррозии. Сравнительные лабораторные исследования. Экология и промышленность России, 9, 28-33.
8. Чаусов, Ф. Ф. (2008). Сравнение эффективности защиты стали от коррозии и солеотложений различными ингибиторами. Новости теплоснабжения, 9, 40-45.
9. Бикчантаева, Н. В., Монахова, Н. В., Алешкина, И. В. (2000). Исследование свойств нового ингибитора солеотложений СНПХ-5312 (марок С и Т). Нефтяное хозяйство, 11, 39-40.
10. Маркин, А. Н., Низамов, Р. Э., Суховерхов, С. В. (2011). Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: «Дальнаука» ДВО РАН.

В статье, с целью прямого - без проведения математических расчетов или практических замеров, определения показателей плотности смесей типа «вода-нефть-песок», создающихся в результате произвольного смешения нефти с водой и песком при добыче, сборе и транспортировке реологически сложной скважинной продукции, предложена группа эмпирических зависимостей. Также, учитывая практическую значимость, целесообразность использования в вычислительных работах и возможностей создания новых тривиальных решений в процессах добычи и транспортировки, на основе применения «Цветовых характеристик» комментируются перспективы применения нового метода диагностики, позволяющего объяснить зависимости одного из основных качественных показателей - плотности гетерогенных жидкостей от водонасыщенности и температурного факторов, атакже концентрации наполнителя.

Ключевые слова: сыпучий наполнитель; дисперсные системы; гетерогенные жидкости; суспензия; фактор плотности; эмпирическая зависимость.

Литература

1. Ismayilov, G. G., Safarov, N. М. (2010). Reotechnology of visco-loose systems. Baku: «МSM».
2. Lurye, M. V.(2003). Mathematical modeling of the processes of pipeline transportation of oil, oil products and gas. Мoscow: RGU.
3. Safiyeva, R. Z., Sunyayev, R. Z. (2007). Physical and chemical properties of oil dispersed systems and oil and gas technologies. Moscow-Ijevsk: ICR, Regular and Chaotic Dynamics.
4. Safarov, N. M. (2014). On the need to take into account the rheophysical features of oil-water-sand mixtures during their collection and transportation. Pipeline Transport (Theory and Practice), 3-4(43-44), 44-49.
5. Ismayilov, G. G., Ismayilova, F. B., Мusayev, S. F. (2021). Prediction of viscosity properties of oil-water systems. SOCAR Proceedings, SI1, 109-115.
6. Evdokimov, E. N., Losev, A. P., Fesan, A. A. (2012). Lack of additivity of oil mixtures. Drilling and Oil, 1, 27-28.
7. Evdokimov, I. N., Fesan, A. A., Kronin, A. M., Losev, A. P. (2016). Common features of «Rag» layers in water-incrude oil emulsions with different stability. Possible presence of spontaneous emulsification. Journal of Dispersion Science and Technology, 37(11), 1535–1543.
8. Shramm, G. (2003). Fundamentals of practical rheology and rheometry. Мoscow: CоlоsS.

Статья посвящена интенсификации добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. С этой целью были рассмотрены некоторые комбинированные методы воздействия на истощенный пласт. Для дополнительной добычи нефти с истощенного пласта были рассмотрены следующие технологии воздействия на пласт: полимерное заводнение; вытеснение оторочки полимера закачкой водовоздушной смесью; вытеснение нефти только водовоздушной смесью. В качестве базовой технологии рассматривалось полимерное заводнение. В экспериментах использовался полиакриламид. Все эксперименты проводились на одной модели пласта и с одной пористой средой. Это позволило добиться почти одинаковые показатели фильтрационно-емкостные свойства пористой среды во всех опытах. Начальные нефте- и водонасыщенность также поддерживались на одном уровне. Такие начальные условия позволяли осуществлять сравнительный анализ проведенных экспериментов и выявить наиболее эффективный метод воздействия.

Ключевые слова: нефтенасыщеннось; проницаемость; пласт; полимер; водовоздушная смесь; вязкость.

Литература

1. Рузин, Л. М., Морозюк, О. А. (2014). Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). Ухта: УГТУ.
2. Крянов, Д. Ю., Жданов, С. А. (2011). Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в России и за рубежом. Бурение и нефть, 2, 22-26.
3. Байков, Н. М. (2008). Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 12, 101-103.
4. Манжай, В. Н., Поликарпов, А. В., Рождественский, Е. А. (2017). Применение нефтерастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов. Известия ТПУ, Инжиниринг георесурсов, 328(12), 29-35.
5. Тома, А., Саюк, Б., Абиров, Ж., Мазбаев, Е. (2017). Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти. Территория «Нефтегаз» , 7-8, 58-67.
6. Шевцов, И. А., Кабо, В. Я., Румянцева, Е. Л., Досов, А. Н. (2001). Новые технологии применения полимерных реагентов в добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 7, 28-30.
7. Jouenne, S., Klimenko, A., Levitt, D. (2016, April). Polimer flooding: Establishing specifications for dissolved oxygen and iron in injection water. SPE-179614-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma, USA. Society of Petroleum Engineers.
8. Нажису, Ерофеев В.И. (2018). Исследование и применение технологии полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов. Успехи современного естествознания, №11(2), 420-424.
9. Химченко, П. В. (2017). Подбор полиакриламида различных составов для увеличения нефтеотдачи пластов при применении технологии полимерного заводнения в условиях высокотемпературных коллекторов и пластовых вод с высокой минерализацией. Территория «Нефтегаз», 6, 64-75.
10. Sheng, J. J., Leongardt, B. (2015). Status of polymer-flooding technology. Journal of Canadian Petroleum Technology, 54(2), 116-126.
11. Mikhailov, N. N., Zakenov, S. T., Kiynov, K. K., et al. (2019). The experience of implementation of polymer flooding technology in oil fields characterized by a high degree of salinity of reservoir and injected waters. Oil Industry, 4, 74-78.
12. Бабаев, Э. Р., Мамедова, П. Ш., Солтанова, З. Г. (2016). Композиции на основе водорастворимых полимеров для применения в качестве агентов вытеснения нефти. НефтеГазоХимия, 3, 17-19.
13. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: ИКИ.
14. Дроздов, А. Н., Дроздов, Н. А. (2017). Принципиальные предложения по технической реализации водо-газового воздействия на Уренгойском месторождении. Территория «Нефтегаз», 10, 56-60.
15. Дроздов, А. Н., Телков, В. П., Егоров, Ю. А. и др. (2007). Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями. Нефтяное хозяйство, 1, 58-59.
16. Надыров, А. И., Владимиров, И. В. (2018). Исследование водогазового воздействия при разработке залежи высоковязкой нефти с применением U-образной многофункциональной скважины. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, 3(113), 9-22.
17. Гиматудинов, Ш. К., Ширковский, А. И. (20005). Физика нефтяного и газового пласта. Москва: Альянс.
18. Эфрос, Д. А. (1963). Исследование фильтрации неоднородных систем. Москва: Гостоптехиздат.
19. Воюцкий, С. С. (1976). Курс коллоидной химии. Москва: Химия.
20. Перри, С., Амос, Р., Брюер, П. (1974). Практическое руководство по жидкостной хромотографии. Москва: Мир.

Одним из важнейших вопросов термодинамики и систем теплоснабжения сегодня является повышение точности приборов для измерения температуры. Повышение точности измерения температуры в системах теплоснабжения - один из важнейших способов предотвратить расход материалов. В этом направлении проведено достаточно исследований и высказаны различные предложения. В некоторых исследованиях даже отмечалось, что все возможные систематические ошибки в этом направлении были предотвращены. В нашем исследовании было обнаружено, что влияние окружающей среды, температуры в точке входа и выхода из скважины, а также неопределенность измерения термодинамической температуры могут существенно повлиять на результат этого измерения. В данной статье предлагаются решения, позволяющие минимизировать погрешности измерения температуры в различных системах теплоснабжения и измерения.

Ключевые слова: измерение температуры; погрешность измерения; тепловая энергия; термодинамика; метрология.

Литература

1. Shah, Y. T. (2018). Thermal energy. 1st edition. CRC Press.
2. Agyenim, F., Hewitt, N., Eames, P., Smyth, M. (2010). A review of materials, heat transfer and phase change problem formulation for latent heat thermal energy storage systems (LHTESS). Renewable & Sustainable Energy Reviews, 14, 615-628.
3. Zalba, B., Marín, J.M., Cabeza, L.F., Mehling, H. (2003). Review on thermal energy storage with phase change: materials, heat transfer analysis and applications. Applied Thermal Engineering, 23, 251–283.
4. Yilmaz, S., Sayin, K., Gök, Ö., et al. (2009). New binary alkane mixtures as pcms for cooling applications. In: 11th International Conference on Thermal Energy Storage for Energy Efficiency and Sustainability, Stockholm International Fairs. Stockholm, Sweden.
5. Reddy, B. K., Balaji, C. (2012). Estimation of temperature dependent heat transfer coefficient in a vertical rectangular fin using liquid crystal thermography. International Journal of Heat and Mass Transfer, 55, 3686- 3693.
6. Sharma, A., Tyagi, V. V., Chen, C. R., Buddhi, D. (2009). Review on thermal energy storage with phase change materials and applications. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13(2), 318-345.

Oтмечены важные аспекты микробиологической защиты подземных сооружений. Показано, что важной экологической и технологической проблемой является защита подземных нефтегазопроводов от микробной коррозии почвенно-коррозионно-опасными микроорганизмами, в которой решающую роль играют сульфатредуцирующие (СРБ) и тионовые бактерии (ТБ). Исследовано влияние природы ингибитора и гидрофобности электролитного состава базовых и модифицированных мастик и гетеротрофных бактерий, выделенных из поврежденного трубопровода, стабильность модифицированного битумно-полимерного герметика и воздействие азотсодержащих ингибиторов коррозии на рост активность ферментов бактерий и серного цикла, механизм блокировки тионовых бактерий и гидрогеназной реакции коррозионно-активных СРБ, эффективность производных диоксида декагидроакридина на скорость микробной коррозии стали под воздействием СРБ и тионовых бактерий. Проведена сравнительная оценка эффективности этих ингибиторов по сравнению с промышленным ингибитором. Эти ингибиторы обеспечивают высокую степень защиты от коррозии в присутствии СРБ (90%), что свидетельствует об их антибактериальных свойствах и открывает перспективу их использования в промышленных применениях от анаэробной коррозии, вызванной СРБ.

Ключевые слова: нефтегазопроводы; микроорганизмы; ингибитор; механизм; коррозия.

Литература

1. Serednytsky, J., Banakhevych, Yu., Dragilev, A. (2004). Modern anti-corrosion insulation in pipeline transport. Part 2. Lviv: Spline LLC.
2. Andreyuk, K. I., Kozlova, I. P., Kopteva, Zh. P., et al. (2005). Microbial corrosion of underground structures. Kyiv: Naukova Dumka.
3. Kozlova, I. P., Radchenko, O. S., Stepura, L. G., et al. (2008). Geochemical activity of microorganisms and its applied aspects. Kyiv: Naukova Dumka.
4. Ilyichev, V. D., Bocharov, B. V., Gorlenko, M. V. (1985). Ecological bases of protection against biodamage. Moscow: Nauka.
5. Kryzhanivsʹkyy, Ye. I., Fedorovych, Ya. T., Polutrenko, M. S., i dr. (2009). Zabezpechennya mikrobiolohichnoyi stiykosti bitumno-polimernoho izolyatsiynoho pokryttya. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 3(32), 72-79.
6. Kryzhanivsʹkyy, Polutrenko, É. M., Fedorovych, Y. A. (2010). Pidvyshchennya efektyvnosti protykoroziynoho ta mikrobiolohichnoho zakhystu pidzemnykh naftohazoprovodiv / v kn.: Problemy koroziyi ta protykoroziynoho zakhystu metaliv. Spetsvypusk zhurnalu «Fizyko-khimichna mekhanika materialiv». Lʹviv: FMI im. H.V.Karpenka NAN Ukrayiny.
7. Polutrenko, M. S. (2012). Vyvchennya vodonasychennya modyfikovanykh bitumno-polimernykh mastyk. Naukovyy Visnyk Chernivetsʹkoho Natsionalʹnoho Universytetu im.Yu. Fedʹkovycha, 606, 106-112.
8. DSTU 3999-2000. (2001). Pokryttya zakhysni polimerni, naftobitumni ta kamʺyanovuhilʹni. Metody laboratornykh vyprobuvanʹ na biostiykistʹ. Kyyiv: Derzhstandart Ukrayiny.

Преобразующий механизм станков–качалок представляет собой шарнирный четырёхзвенный механизм, выполненный по симметричной и несимметричной кинематическим схемам. При симметричной схеме центр вращения кривошипа находится на прямой, проходящей через точки, соответствующие крайним положениям сочленения шатуна и балансира. Все остальные случаи соответствуют несимметричной схеме. В настоящее время, в соответствии с имеющейся методикой проектирования преобразующего механизма симметричной схемы в качестве исходных данных используют кинематические соотношения r/k и r/l - отношения радиуса кривошипа к длине соответственно заднего плеча балансира и шатуна. Более предпочтительной и практичной считается методика, позволяющая проектировать механизм по заранее заданным выходным параметрам. В результате получаем, что габаритные размеры преобразующего механизма отечественных станков-качалок симметричной схемы (длина на 45…60%, а высота – 25…30%) меньше, чем у зарубежных станков-качалок несимметричной схемы. Разработанная методика позволяет сопоставить технико-эксплуатационные показатели станков-качалок, выполненных по различным кинематическим схемам.

Ключевые слова: шатун; балансир; кривошипы; траверса; радиус; механизм.

Литература

1. Антониади, Д. Г. (2003). Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти северо-комсомольского месторождения. Интервал. Передовые нефтегазовые технологии, 4, 38-41.
2. Архипов, К. И., Попов, В. И., Попов, И. В. (2000). Справочник по станкам-качалкам. Альметьевск: АО ТатНефть.
3. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Моллаев, З. Х. и др. (2010). Влияние физико-механических свойств пласта и падения пластового давления на пескопроявление. Инженер-нефтяник, 3, 5-9.
4. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев. Г. Г. и др. (2010). Вопросы эксплуатации пескопроявляющих пластов. влияние пластового давления на вынос песка из коллектора при эксплуатации добывающих скважин. Инженер-нефтяник, 1, 11-22.
5. Гилаев, А. Г. (2012). Исследование влияния выноса мелких частиц продуктивного пласта на изменение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: Институт машиноведения им. А.А. Благонравова РАН.
6. Гилаев, Г. Г. (2003). Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на сложнопостроенных нефтегазовых месторождениях. Краснодар: Советская Кубань.
7. Гилаев, Г. Г. (2004). Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Тюмень.
8. Гилаев, Ген. Г. (2020). Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории самарской области. Нефтяное хозяйство, 8, 54-57.
9. Караев, И. К. (1986). Методика проектирования преобразующего механизма станков-качалок. Химическое и нефтегазовое машиностроение, 6, 3-6.
10. Коннов, Ю. Д. (2018). Механизация технологического процесса спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. SOCAR Proceedings, 2, 15-24.
11. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г. и др. (2010). Методы предупреждения и ликвидации пескопроявления в добывающих скважинах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 9, 15-21.
12. Молчанов, А. Г. (1972). К вопросу о металлоемкости штанговых глубиннонасосных установок. Нефтяное хозяйство, 11, 53-55.
13. Молчанов, А. Г. (2007). Станки-качалки: проблемы и перспективы совершенствования. Промышленные ведомости, 10, 45-60.
14. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Гилаев, Г. Г., Еганьянц, Р. Т. (2010). Обоснование условий расчета и выбора прочностных характеристик эксплуатационных колонн сладковско-морозовской группы месторождений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2, 31-38.
15. Близнюков, В. Ю., Гилаев, А. Г., Исламов, Р. Ф., Моллаев, З. Х. (2010). О механизме пескопроявления при разработке слабосцементированных песчаных пластов с АВПД. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 11, 16-20.
16. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Федорченко, Г. Д. и др. (2013). Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса самарской области: история открытия и перспективы поиска. Нефтяное хозяйство, 10, 38-40.
17. Гилаев, Г. Г., Хисметов, Т. В., Бернштейн, А. М. и др. (2009). Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 8, 64-67.
18. Антониади, Д. Г., Гилаев, Г. Г., Гарушев, А. Р., Ишханов, В. Г.  (2002). Толковый словарь по термическим методам воздействия на нефтяные пласты. Краснодар: Советская Кубань.
19. Хабибуллин, М. Я. (2020). Совершенствование процесса солянокислотной обработки скважин применением новейших технологий и оборудования. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(10), 128-134.
20. Хабибуллин, М. Я. (2020). Увеличение эффективности разделения жидких систем при сборе пластовой жидкости. Нефтегазовое дело, 18(2), 64-71.  
21. Щуров, В. И. (2005). Технология и техника добычи нефти. Москва: Альянс.
22. Galimullin, M. L. (2020). Еxperience with sucker-rod plunger pumps and the latest technology for repair of such pumps. Chemical and Petroleum Engineering, 55(11-12), 896-901.
23. Khabibullin, M. Ya. (2019). Мanaging the processes accompanying fluid motion inside oil field converging-diverging pipes. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 1333, 042012.
24. Khabibullin, M. Ya. (2019). Мanaging the reliability of the tubing string in impulse non-stationary flooding. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry» - 4 - Mechatronics, Robotics and Electrical Drives, 13333(5), 052012.
25. Khabibullin, M. Yа. (2019). Theoretical grounding and controlling optimal parameters for water flooding tests in field pipelines. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 1333(4), 042013.
26. Рабаев, Р. У., Бахтизин, Р. Н., Султанов, Ш. Х. и др. (2020). Обоснование применения технологии кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах газоконденсатных месторождений морского шельфа. SOCAR Proceedings, 4, 60-67.
27. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
28. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
29. Аббасов, Э. М., Агаева, Н. А. (2014). Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамической связи системы пласт-скважина. SOCAR Proceedings, 1, 77-84. 
30. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М. (2010). Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом немгновенного прекращения притока в скважину. SOCAR Proceedings, 2, 20-24. 
31. Моисеев, К. В., Кулешов, В. С., Бахтизин, Р. Н. (2020). Свободная конвекция линейно неоднородной жидкости в квадратной полости при боковом нагреве. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.

Актуальность темы: в современных условиях определение суммы дифференциальной горной ренты на макроуровне (нефтедобывающая компания, отрасль) должна позволить оптимизировать налоговую систему в нефтедобыче за счет определения максимальные пределы изъятия. Цель работы: на основании методики, основанной на представлениях классиков политической экономии, о дифференциальной горной ренте на уровне объекта добычи как о разнице между замыкающими затратами, исчисленными на объем добычи и его фактическими затратами, в работе предложена методика величины дифференциальной горной ренты на макроуровне, как суммы размеров указанных рентных доходов по отдельным объектам добычи (скважина, месторождение). На основе предложенной методики в работе проведен расчет дифференциальной горной ренты по нефтедобыче Азербайджана в 2020 году по данным государственной статистики. Практическое значение работы: расчет и последующее изъятие суммы дифференциальной горной ренты в доход государства, позволит дальнейшее налогообложение нефтедобычи может производиться по единым ставкам, или дифференцированным без учета природной и транспортной составляющей (рента местоположения), например, как налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Ключевые слова: дифференциальная горная рента; замыкающие затраты; фактические затраты; объект добычи; объем добычи; рента на макроуровне; оптимизация налогообложения.

Литература

1. Abdullaev, R., Gasimov, S. (2017). The history of SOCAR transformation. Baku: SOCAR.
2. Abbritti, M., Equiza-Goñi, J., De Gracia, F. P., et al. (2020). The effect of oil price shocks on economic activity: a local projections approach. Journal of Economics and Finance, 44, 708-723.
3. Bonato, M., Gkillas, K., Gupta, R., et al. (2020). Investor happiness and predictability of the realized volatility of oil price. Sustainability, 12(10).
4. Gasimov, A. A., Hajiyev, G. B. (2021). On management evaluation of oil-gas industry enteprises in modern economic condition. SOCAR Proceedings, 3, 100-105.
5. Ready, C. R., Roussanov, N. L., Zurowska, E. (2019). Why does oil matter? Commuting and Aggregate Fluctuations.
6. Tiwari, A. K., Raheem, I. D., Bozoklu, S., et al. (2022). The oil price - macroeconomic fundamentals nexus for emerging market economies: Evidence from a wavelet analysis. International Journal of Finance & Economics, 27, 1569-1590.
7. Evaluation of natural rent. http://www.fbk.ru/upload/docs/renta_final.pdf
8. Marshall, A. (1993). Principles of economic science. Moscow: Univers.
9. 9. Lojnikova, A. V. (2011). Renta in the context of modernization and technological development: macro- and microeconomic nature. Tomsk: TSU.
10. Petrakov, N. Y. (2009). Unknown Novozhilov. Moscow: Science.
11. 11. Bozhedomov, A. I. (1958). Land rent in the capitalist oil industry. Grozniy: Chechen-Ingush Book Publishing.
12. Natural meter, super-profile of oil monopolies and the state. http://www.nkj.ru/Archive/Articles /4196/
13. Kimelman, S., Andryushin, S. (2004). The problem of mining rent in modern Russia. Questions of the Economy, 2, 30-42.
14. Volynskaya, N. A., Ezhov, S. S. (2006). Rent in the raw materials sectors of the fuel and energy complex of Russia. Russian Foreign Economic Bulletin, 4, 58-71.
15. Chernyavskiy, S. V. (2013). The concept of reforming the seizure of differential mining rent in the oil industry in Russia. PhD Thesis. Moscow: State University of Management.
16. 1 Karvetskaya, A. A., Morozov, G. B. (2009). On the distribution of natural rent in modern Russia. Bulletin of the Chelyabinsk State University, 9(147), 31-37.
17. Chernyavskiy, S. V. (2014). Calculation of rent at the macro level and developing conditions for the use of the results of calculations to optimize the tax burden. University Bulletin (State University of Management), 1, 169-173.
18. https://azstat.org/HSSP/faces/info.xhtml?cid=3

На основе анализа развития Азербайджанской ЭЭС особенностей её мощностной и сетевой структуры, расширений межсистемных связей, обосновывается необходимость мониторинга и управления на основе синхрофазорных измерений состояния режимной надежности – индикатора энергетической безопасности. Эффективность подтверждается расчетно на примере установки PMU в Азербайджана ЭЭС.

Ключевые слова: энергетическая безопасность; режимная надежность; электрическая система; SCADA/EMS – WAMS, PMU.

Литература

1. Сендерев, С. М., Юсифбейли, Н. А., Рабчук, В. И. и др. (2018). Энергетическая безопасность прикаспийских регионов России и Азербайджана: анализ проблем и пути обеспечения. Общественно-деловой научный журнал «Энергетическая политика», 6, 108-187.
2. Воропай, Н. И., Курбацкий, В. Г., Томин, И. В. и др. (2016). Комплекс интеллектуальных средств для предотвращения крупных аварий в электроэнергетических системах. Новосибирск: Наука.
3. Юсифбейли, Н. А., Гусейнов, А. М., Насибов, В. Х. и др. (2021). Стратегия обеспечения энергетической безопасности Азербайджана в условиях особенностей и интенсивного развития электроэнергетической системы. Надежность систем энергетики в условиях их цифровой трансформации, 72(1), 23-32.
4. Hector, J., Ferrer, A., Edmund, O. (2010). Schweitzer III. Modern solutions for protection. control and monitoring of electric power systems. USA: Schweitzer Engineering Laboratories.
5. Phadke, A. G., Thorp, S. S. (2008). Synchronized phasor measurement and their applications. New York: Springer Science & Business Media.
6. Kerimovic, M. (2012). Xreft power associates. Wide-area monitoring, protection and control system (WAMPAC). Standards for Cyber Security Requirements.
7. Гамм, А. А., Голуб, И. И. (1990). Наблюдаемость электроэнергетических систем. Москва: Академия наук.
8. Гусейнов, А. М., Гулиев, Г. Б., Сулейманов, К. А. (2018). Оптимальное размещение устройств PMU для оценки состояния и мониторинга запаса устойчивости Азербайджанской ЭС. Материалы 90-го заседания Международного научного семинара им. Ю.Н. Руденко «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики». Иркутск: ИСЭМ.