SOCAR Proceedings
SOCAR Proceedings - официальное издание НИПИ «Нефтегаз» Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики – издается с 1930 года и предназначен для специалистов нефтяной и газовой промышленности, аспирантов и научных сотрудников.
Журнал включен в международную систему цитирования SCOPUS, Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ) и в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.
С 2017 года журнал индексируется и реферируется в Emerging Sources Citation Index.
Д. Ф. Гусейнова
Диагностирование состояния пластовой системы на основе энтропийного подхода
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200667
E-mail: dinara-huseynova@mail.ru
А. М. Ашурова
Исследование электропроводимости компонентов бурового раствора для бурения боковых стволов
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200668
E-mail: elchin.kazimov@socar.az
Дж. Эйвазов
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200669
E-mail: jabrayil.eyvazov88@gmail.com
З. С. Алиев, Д. А. Мараков, Ф. А. Адзынова
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200670
А. Г. Гурбанов1, Е. Т. Баспаев2
Новый способ глушения газопроявляющих скважин
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200671
В. И. Щетников1, В. В. Мухаметшин2, Л. С. Кулешова3, Э. М. Велиев3, Р. Р. Степанова3, Л. З. Самигуллина3
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200672
В. И. Щетников1, В. В. Мухаметшин2, М. М. Велиев1, Л. С. Кулешова3, Р. В. Вафин3, Ш. Г. Мингулов3
Исследование комплексов на основе энзим-растворов для интенсификации добычи нефти
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200673
М. М. Велиев1, В. И. Щетников1, В. В. Мухаметшин2, Л. С. Кулешова3, Т. Р. Вафин3
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200674
Р. Н. Бахтизин1, М. Я. Хабибуллин2, Г. Г. Гилаев3
К вопросу о напряженном состоянии упругого полого шара при фильтрации через его стенку жидкости
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200675
Э. Г. Шахбазов1, Х. И. Гасанов2, Н. Н. Халилов2
Наносодержащие ингибиторы солеотложения на основе этаноламмонийфосфатов
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200676
E-mail: nurlan.xalilov1@gmail.com
Н. M. Сафаров1, Ф. Б. Исмайылова2 , С. Г. Гаджизаде1
О разработке диагностического метода для определения плотности в смесях типа «вода-нефть-песок»
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200677
Е. Н. Мамалов1, Г. И. Джалалов1, Е. В. Горшкова1, А. С. Хадиева2
Интенсификация добычи нефти с применением водовоздушной смеси
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200678
E-mail: evgeniy_mamalov@rambler.ru
Н. Ш. Искандаров
Повышение точности измерения температуры в системах теплоснабжения
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200679
E-mail: nabi.iskandarov@engineer.com
А. Н. Гурбанов1, И. З. Сардарова2
Повышение эффективности микробиологической защиты подземных сооружений
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.
References
DOI: 10.5510/OGP20220200680
E-mail: ebdulaga.qurbanov@socar.az
М. Я. Хабибуллин1, Р. Н. Бахтизин2, Г. Г. Гилаев3
Новая методика проектирования преобразующего механизма шарнирного четырехзвенника станка качалки
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200681
Р. М. Акбаров, Э. А. Гарибли
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200683
К. А. Сулейманов
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.
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
DOI: 10.5510/OGP20220200682
E-mail: kamran.suleymanov99@gmail.com