Статья посвящена изучению зависимости неопределенностей объема запасов углеводородов Продуктивного толщи в Южно-Каспийский бассейне с геолого-техническими критериями. Как известно, на точность оценки запасов месторождения напрямую влияет степень изученности расчетных параметров. Изучение этих параметров в той или иной степени зависит от геологических и физических характеристик месторождений. Основной целью исследования было изучение влияния этих геолого-технических факторов на неопределенность объема запасов углеводородов. Классифицируя месторождения по геологическим и физическим характеристикам, удалось проанализировать зависимости геолого-технических факторов с неопределенностью объема запасов углеводородов. Как и во всех бассейнах, неопределенность объема запасов углеводородов Южно-Каспийского бассейна (ЮКБ) зависит от степени изученности подчетных параметров месторождений (площадь нефтегазоносности, эффективная толщена, пористость, нефтегазонасыщенность, пластовая давления, пластовая температура и др.). В ходе исследования большое значение придавалось применению кластерного метода. Евклидово расстояние кластерного анализа использовалось для выделения однородных групп. Принимая во внимание общие результаты исследовательского процесса, следует отметить, что неопределенность объема запасов углеводородов продуктивной серии (ПС) в ЮКБ, помимо уровня точности расчетных параметров, зависит также от других геологических и технические факторы (глубина залежей, глубина моря, сложность строения, количество
тектонических блоков и объектов разработки).

Ключевые слова: месторождение; пласт; неопределенность; геолого-технические факторы; сложность структуры; запасы.

Литература

1. Bagirov, B. A., Salmanov, A. M., Nazarova, S. A. (1999). Porgnozirovanie parametrov mnogoplastovix mestorajdeniy, nerovnomerno kharakterizovannix fakticheskimi dannimi. Materiali konferensii, posvyaschennoy yubileyu akademica Sh.F. Mekhtiyeva.
2. Salmanov, A. M., Ahamadov, E. H., Rahimov, F. V. (2019). Geological assessment of reservoir factors of the Umid - Babek area. SOCAR Proceedings, 3, 8-14.
3. Bagirov, B. A., Salmanov, A. M., Nazarova, S. A. (2000). Choosing of the oil objects in multihorizonal fields in the South Caspian Basin on the basis geological and mathematical modeling. In: AAPG`s Inaugural Regional International Conference.
4. Bagirov, E. B. (1999). South Caspian Fields: onshore and offshore reservoir properties. Natural Resurces Research, 4, 209-313.
5. Lerche, I. (1997). Geological risk and uncertainty in oil exploration. London: Academic Press.
6. Ahmadov, E. H., Veliyev, R. V. (2019). Methods of minimization of uncertainties and geological risks based on Umid gas condensate field. Georesursy, 1, 92-98.
7. Rahimov, F. V., Ahmadov, E. H., Khasayev, A. G. (2019). Studying the influence of estimation parameters on oil reserves by taking into account geological risks. In: Third International conference on geology of the Caspian Sea and adjacent areas.
8. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
9. Suleimanov, B. А. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.
10. Eminov, A. Sh., Suleymanova, V. M., Ibrahimov, F. S. (2022). Analysis of the application of new methods in the adoption of reserves of the Garbi Absheron field. Scientific Petroleum, 2, 19-22.

В статье на основе анализа геолого-геофизических данных по северо-западной части Шимали Абшеронской (Северо-Абшеронской) зоны поднятий рассмотрен вопрос уточнения геологической структуры, участвующей в разрезе плиоцена, в частности, подкирмакинской свиты (ПК). Установлено, что в прослеживаемых зонах выклинивания подкирмакинской свиты (ПК) сформировалось несколько неантиклинальных заливообразных ловушек (стратиграфически и тектонически экранированных). В результате проведенных исследований изучены коллекторские свойства отложений подкирмакинской свиты (ПК) и надкирмакинской песчаной свиты (НКП), характеризующихся хорошей высокой песчаностью. Проведена переинтерпретация сейсмических временных и динамических глубинных разрезов прошлых и последних лет, совместно со скважинными данными и была составлена структурная карта, отражающая строение подкирмакинской свиты (ПК).

Ключевые слова: зона поднятия; сейсморазведка; геологическое строение; отложения продуктивной толщи; зона выклинивания; неантиклинальная ловушка; нефтегазоносность; сейсмические временные и динамические глубинные разрезы.

Литература

1. Алиева, Э. Х., Ниязов, Т. Х. и др. (2020). Фациальный анализ неогеновых пород и прогнозирование неантиклинальных ловушек в юго-восточной части северо-Абшеронской зоны поднятия по сейсмическим и скважинным данным. Отчет. Баку: Фонд  НИПИ «Нефтегаз» SOCAR.
2. Худузаде, А. И. (2016). Формирование слагательных структур и нефтегазоносности в северо-западной части Абшеронского архипелага. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 13-18.
3. Магеррамов, Б. И., Аббасов, Г. А., Аббасов, А. Г. (2018). Геологическое строение и нефтегазоносность северо-Абшеронской тектонической зоны. Геофизические новости в Азербайджане, 1,  9-15.
4. Мамедов, П. З., Рагимханов, Ф. Г. (1985). Изучения поверхности несогласия в низах среднего плиоцена северо-западной части Абшеронского порога по результатам сейсмостратиграфических исследований. Нефть и газ, 7, 14-20.
5. Нариманов, А. А., Худузаде, А. И. (2010). Формирование нефтегазовых скоплений северо-западной части Абшеронского архипелага южного Каспия. Геолог Украины, 3, 45-48.
6. Şəkərov, H. İ., Rasulova, M. M., Allahverdiyev, E. Q., Həsənova, L. F. (2022).   İkiölçülü seysmik kəşfiyyat işləri ilə Bulla-dəniz sahəsinin geoloji quruluşunun dəqiqləşdirilməsi. Scientific Petroleum, 2, 14-18.
7. Şəkərov, H. İ., Həsənova, L. F., Rəsulova, M. M. (2022). Seysmik məlumatlar əsasında Zərdab-Şıxbağı sahəsinin geoloji quruluşunun öyrənilməsi və neftlilik-qazlılığının proqnozlaşdırılması. Scientific Petroleum, 1, 31-35.
8. Şəkərov, H. İ., İsgəndərov, M. M., Abuzərova, A. H. və b. (2021). Pirallahı adası yatağında Qırmaki və Qırmakialtı lay dəstələrinin əsas lay göstəricisi parametrlərinin dəyişmə xüsusiyyətləri. Scientific Petroleum, 1, 15-22.
9. Сулейманов, А. М. (2017). Перспективы нефтегазоносности северо-западной части Абшеронского архипелага. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 12, 3-12.
10. Мехтиев, П. Х., Омаров, А. К. (2004). Перспективы нефтегазоносности миоценовых, палеоценовых и мезозойских отложений Абшеронского архипелага. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 1-8.
11. Юсубов, Н. П., Гулиев, Г. А., Боровикова, А. Ю., Ахмедов, Р. Л. (2013). Глубинное строение осадочного чехла северо-Абшеронской зоны поднятий и перспективы её нефтегазоносности по данным сейсморазведки. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 10, 9-13.
12. Сулейманов, А., Рустамов, Р., Ахундов, Ш. (2014). Оценка нефтегазовых перспектив северо-западной части Абшеронского архипелага. Отчет. Баку: Фонд  НИПИ «Нефтегаз» SOCAR.
13. Халилов, Н. Ю., Керимов, А. А., Хыдырова, Р. А. (2000). Оценка перспектив нефтегазоносности структур юго-восточной части северо-Абшеронской зоны поднятий в свете новых данных. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 3, 1-7.

В данной работе освещены результаты литолого-фациального анализа каротажных кривых и седиментологического описания кернового материала скважин месторождения Каратон, с целью определения условий осадконакопления и определения схожести характеров поведения каротажных кривых. Месторождение входит в Каратон-Тенгизкую зону поднятий, отличающихся достаточной сложностью условий осадконакопления. На основе типовых моделей групп фаций и описания кернового материала юрских отложений, удалось выделить зоны развития песчаных отложений и определить основные условия осадконакопления.

Ключевые слова: седиментология; фации; электрофации; типовая модель; среда осадконакопления.

Литература

1. Сарсенбеков, Н. Д., Якупова, Э. Н., Каирбеков, С. Б., Сейтхазиев, Е. Ш. (2018). Роль резервуарной геохимии нефти в повышении рациональности системы разработки многопластовых залежей нефтяных и газонефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, 3, 65-74.
2. Хибасов, Б. Б., Шиланов, Н. С. (2011). Емкостно-фильтрационные свойства сложнопостроенных коллекторов триасового комплекса по данным поисковой скважины № 12 месторождения «Придорожное». SOCAR Proceedings, 3, 6-9.
3. Пронин, Н. А. (2018). Анализ состояния и дальнейшие направления литологических исследований в ТОО НИИ «Каспиймунайгаз». Расширение базы углеводородов в Казахстане. Сборник статей второго Международного форума по геологоразведке нефти и газа «Kazakhstan Geology Forum: Oil&Gas 2018». Алматы.
4. Сейтхазиев, Е. Ш. (2020). Комплексное геохимическое изучение образцов шлама и керна надсолевых отложений южной части Прикаспийской впадины и корреляция «нефть-нефтематeринская порода». SOCAR Proceedings, 2, 30-49.
5. Сейтхазиев, Е. Ш. (2021). Геохимические исследования газов нефтегазовых месторождений южной части Прикаспийской впадины и их корреляция с результатами геохимии нефти. SOCAR Proceedings, 4, 43-52.
6. Пронин, Н. А., Тасеменов, Е. Т., Сисенгалиева, А. С. (2020). Сопоставление результатов электрофациального анализа отложений юрских горизонтов на месторождениях восточной части прикаспийской синеклизы. Сборник трудов «Инжиниринговые решения в области нефтегазовой индустрии Казахстана». Выпуск 6. Актау: АО «НИПИнефтегаз».
7. Биншток, М. М. (1978). Геологическое строение неокома Среднего Приобья в связи с поисками литологических залежей нефти. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Тюмень: ТИИ.
8. Муромцев, В. С. (1984). Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. Ленинград: Недра.
9. (1968). Атлас палеогеографических карт СССР. Том III. Москва: Всесоюзный аэрологический трест министерства геологии СССР.
10. Nichols, G. (2009). Sedimentology and stratigraphy. West Sussex: Wiley-Blackwell.
11. Пронин, Н. А., Мухаметрахимов, Ш. К., Сисенгалиева, А. С. (2019). Выделение зон развития песчаных отложений мезозоя на примере месторождения С. Нуржанов. Материалы международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы эксплуатации зрелых месторождений». Том 1. Актау.

В настоящее время почти все исследователи считают, что турбулентный поток - наиболее предпочтительный режим вытеснения. Однако, когда дело доходит до цементирования, где практические ограничения препятствуют получению турбулентного потока, то мнения начинают расходиться. В общем случае рекомендуется для всех скважин в затрубном пространстве или «очень медленный» поток или «очень быстрый» поток. Используются, в основном, два типа буферных жидкостей - «wash» и «space». Первая буферная жидкость - «wash», смывающая и удаляющая остатки бурового раствора, глинистой корки и т.д., а вторая - «space», более густая система, заходя в каверны очищает их, а также вытаскивает на поверхность все остатки первой буферной жидкости. Первая буферная жидкость - «wash», в основном, разжижитель, бурового раствора, которая может содержать поверхностно-активные вещества - ПАВ или реагенты, сдерживающие водоотдачу, предпочтительный режим движения - турбулентный. Вторая буферная жидкость - «space», в основном может содержать полимерные материалы, утяжелители, предпочтительный режим движения - ламинарный (пробковый). Выбор этих жидкостей определяется их химической совместимостью с буровым и цементным растворами, их эффективностью при удалении бурового раствора. Приведены очень важные постулаты, принятые почти всеми ведущими нефтяными фирмами. Предложен новый и очень доступный состав буферной жидкости следующего состава: «wash» - ФЛС - 4%, дизельное топливо - 2%, остальное вода - 9%; «space» - карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) – 0.5%, бентонитовый раствор плотностью 1030 кг/м3 – 99.5%. При необходимости эти буферные жидкости могут утяжеляться, например, баритом, до средней плотности между плотностями бурового и цементного растворов в данной скважине.

Ключевые слова: буферная жидкость; буровой раствор; цементный раствор; турбулентный поток; режим движения; глинистая корка; центратор; обсадная колонна.

Литература

1. (1997). Schlumberger dowell cementing technology. USA: Schlumberger Dowell.
2. (1997). Weatherford general services and products catalog. USA, Houston, Texas: Weatherford Internation Inc.
3. Sutton, D., Safins, F., Faul, R. (1984). Annualar gas-flow theory and prevention methods deserifed. Oil and Gas Journal, 10, 84-92.
4. Steawart, R., Schouten, F. (1988). Gas invasion and migration in cemented annuli: causes and cures. SPE-14779-PA. SPE Drilling Engineering, 3(01), 77-82.
5. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. (1983). Specification 10V. Specification for casing centralizers. Dallas, Texas, USA: API.
7. (1995). Schlumberger wireline and testing catalog. USA: Houston, Texas.
8. (1991). Schlumberger dowell cementing handbook. Schlumberger Oilfield Services. USA: Schlumberger Drive.
9. (1999). Gas miqration control technology. USA: Schlumberger Dowell.
10. (1995). Halliburton cementing tables. Halliburton services. USA: Halliburton.
11. Хузина, Л. Б., Шайхутдинова, А. Ф., Кязимов, Э. А. (2023). К вопросу исследования вибрационного устройства для предупреждения прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин. Scientific Petroleum, 1, 33-43.
12. Vəliyev, F. F. (2022). Qazma məhlullarının spesifik xassələrinin yeni sintez olunmuş polimer əlavələrlə tənzimlənməsi. Scientific Petroleum, 1, 42-45.
13. Мыслюк, М. А. (2023). Об оценке выносной способности буровых растворов. SOCAR Proceedings, 1, 26-34.
14. Исаев, Р. А. (2023). Анализ распределений петрофизических характеристик разрезов и их связи с поглощением при бурении скважин на старых месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями. SOCAR Proceedings, 1, 35-42.
15. Сулейманов, Б. А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743–746.
16. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 359-363.
17. Suleimanov, B. A, Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140.

В статье рассматривается газопроявление в процессе бурения скважин с полупогружных буровых установок. В статье сделана попытка проанализировать характер изменения давления на выкиде превентора после его закрытия из-за газопроявлений на самоподьемных буровых установках. Многочисленные наблюдения в буровых установках показали, что значение давления интенсивно растет до максимума, затем постепенно уменьшается и при определенном значении стабилизируется. Имеют место случаи, когда значение давления интенсивно растет. Затем, не уменьшаясь, стабилизируется. Предложен, что явления сегрегации газа в скважине, приводящего к росту давления, имеет теоретическое и практическое значение. Кроме того, в реальной скважине, изменение забойного давления может протекать при различных условиях, если скорость роста давления вследствие сегрегации газа в подъемных трубах будет: больше скорости давления за счет работы пласта, при этом часть жидкости из скважины должна быть выжата в пласт.

Ключевые слова: проводки скважин; газопроявление; осложнения; открытый фонтан; буровой раствор; превентор; сегрегация газа; нефть и газ. 

Литература

1. Сафаров, Я. И. (2000). Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях. Баку: САДА.
2. Логинова, М. Е., Конесев, Г. В., Тептерева, Г. А. и др. (2022). Обоснование рецептуры модифицированного бурового раствора для применения при строительстве скважин севера Западной Сибири. SOCAR Proceedings, 3, 21-27.
3. Сулейманов, Э. М., Новрузова, С. Г., Алиев, И. Н., Гадашова, Э. В. (2022). Оценка влияния пластового флюида на возникновение прихватов бурильных и обсадных колонн под действием перепада давлений. SOCAR Proceedings, 4, 17-20.
4. Хузина, Л. Б., Шайхутдинова, А. Ф., Кязимов, Э. А. (2023). К вопросу исследования вибрационного устройства для предупреждения прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин. Scientific Petroleum, 1, 33-43.
5. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. Чабаев, Л. У. (2009). Методы ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров при строительстве и эксплуатации скважин. Известия вузов. Нефть и газ, 1, 92-97.
7. Чабаев, Л. У. (2008). Основы стратегии и тактики ликвидации открытых газовых фонтанов. Пожарная безопасность, 4, 83-85.
8. Зозуля, Г. П., Кустышев, А. В. (2002). Обеспечение пожаробезопасности ликвидацией аварийного фонтанирования газовых скважин. Материалы конференции «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания». Тюмень: Вектор Бук.
9. Чабаев, Л. У., Кустышев, А. В., Зозуля, Г. П., Гейхман, М. Г. (2007). Предупреждение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера. Москва: ИРЦ Газпром.
10. Журавлев, В. В., Гульцев, В. Е., Лахно, Е. Ю. и др. (2008). Результаты работ по ликвидации открытых газовых фонтанов. Сборник научных трудов Института нефти и газа материалов межрегиональной научно-технической конференции с международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири». Тюмень: «Тюменский ГНГУ».
11. Булатов, А. И., Рябченко, В. И., Сибирко, И. А., Сидоров, Н. А. (2007). Газопроявления в скважинах и борьба с ними. Москва: Недра.
12. Алиев, З. С., Бондаренко, В. В. (2006). Технология применения горизонтальных скважин. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
13. Бакеев, Р. А., Чабаев, Л. У., Сизов, О. В., Лахно, Е. Ю. (2004). Предотвращение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте газовых скважин на месторождениях Севера. Сборник трудов Института нефти и газа «Нефтегазовое направление». Тюмень: «Вектор Бук».

Для оценки эффективности процесса заводнения в неоднородных коллекторах предложена модифицированная емкостно-резистивная модель (CRM), учитывающая нелинейность коэффициента продуктивности на основе двухчленного закона фильтрации Форхгеймера. Модель более точно отображает внутрипластовые процессы в неоднородных коллекторах, что позволяет использовать их для прогнозирования добычи и оперативного мониторинга процесса заводнения. Предложенный подход не требует применения геологического и гидродинамического численного моделирования, связанного с затратами дорогостоящего вычислительного времени и основывается на данных отбора и закачки. CRM с нелинейным коэффициентом продуктивности была протестирована на модельных и реальных промысловых данных. Кроме того, был проведен сравнительный анализ результатов применения CRM с линейным и нелинейным коэффициентами продуктивности.

Ключевые слова: дебит; моделирование; эффективность заводнения; емкостно-резистивная модель; нелинейный коэффициент продуктивности; двучленный закон фильтрации Форхгеймера.

Литература

1. Dake, L. P. (1978). Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam: Elsevier Science BV.
2. Willhite, G. P. (1986). Waterflooding. Textbook Series. TX, USA: SPE, Richardson.
3. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
4. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. United States: Elsevier Inc., Gulf Professional Publishing.
5. Ahmed, T. H. (2001) Reservoir engineering handbook. Houston, Texas: Gulf Professional Publishing.
6. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем.
7. Сулейманов, Б. А., Фейзуллаев, Х. А. (2023). Моделирование изоляции водопритоков при разработке слоисто-неоднородных нефтяных пластах. SOCAR Proceedings, 1, 43-50.
8. Suleimanov, B. A., Feyzullayev, Kh. A., Abbasov, E. M. (2019). Numerical simulation of water shut-off performance for heterogeneous composite oil reservoirs. Applied and Computational Mathematics, 18(3), 261-271.
9. Eminov, A. Ş., Süleymanova, V. M., İbrahimov, F. S. (2022). Qərbi Abşeron yatağının ehtiyatlarının mənimsənilməsində yeni üsulların tətbiqinin təhlili. Scientific Petroleum, 2, 19-22.
10. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
11. Мирзаджанзаде, А. Х., Алиев, Н. А., Юсифзаде, Х. Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Элм.
12. Al-Harrasi, A., Rathore, Y. S., Kumar, J. (2011, September). Field development and waterflood management in complex clastic field in Oman. SPE-145663-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Chan, K. S. (1995, October). Water control diagnostic plots. SPE-30775-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
14. Hearn, C. L. (1983). Method analyzes injection well pressure and rate data. Oil & Gas Journal, 117-120.
15. Kumar, A. (1977). Strength of water drive or fluid injection from transient well test data. Journal of Petroleum Technology, 29(11), 1497-1508.
16. Lyons, W. C., Plisga, G. J. (2005). Standard handbook of petroleum & natural gas engineering. Burlington, MA, USA: Gulf Professional Publishing.
17. Yortsos, Y. C., Choi, Y., Yang, Z. (1999). Analysis and interpretation of water/oil ratio in waterfloods, SPE Journal, 4, 413-424.
18. Сулейманов, Б. А., Сулейманов, А. А. (2002). Применение принципов динамического анализа при разработке нефтегазовых месторождений. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 11, 6-12.
19. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
20. Сулейманов, Б. А., Азизов, Х. Ф. (1995). Об особенностях течения газированной жидкости в пористом теле. Коллоидный журнал, 57(6), 862-867.
21. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 386-390.
22. Soroush, M., Kaviani, D., Jensen, J. L. (2014). Interwell connectivity evaluation in cases of changing skin and frequent production interruptions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 616-630.
23. Can, B., Kabir, C. S. (2014). Simple tools for forecasting waterflood performance. Journal of Petroleum Science and Engineering, 120, 111-118.
24. Albertoni, A., Lake, L. W. (2002, April). Inferring interwell connectivity from well-rate fluctuations in waterfloods. SPE-75225-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
25. Yousef, A. A., Gentil, P. H., Jensen, J. L. (2006). A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations.
    SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 9(6), 630-646.
26. Yousef, A. (2006). Investigating statistical techniques to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations. PhD Thesis. Austin, Texas: University of Texas.
27. Kim, J. S., Lake, L. W., Edgar, T. F. (2012, May-June). Integrated capacitance-resistance model for characterizing waterflooded reservoirs. In: 2012 IFAC Workshop on Automatic Control in Offshore Oil and Gas Production, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, Norway.
28. Laochamroonvorapongse, R. (2013). Advances in the development and application of a capacitance-resistance model. PhD Thesis. Austin, Texas: University of Texas.
29. Suleymanov, A. A., Abbasov, A. A., Guseynova, D. F., Babayev, J. I. (2016). Oil reservoir waterflooding efficiency evaluation method. Petroleum Science and Technology, 34(16), 1447-1451.
30. Aulisa, E., Ibragimov, A., Walton, J. R. (2009). A new method for evaluating the productivity index of nonlinear flows. SPE Journal, 12, 693-706.
31. Aulisa, E., Ibragimov, A., Valko, P., Walton, J. R. (2009). Mathematical framework of the well productivity index for fast Forchheimer (non-Darcy) flows in porous media. Mathematical Models and Methods in Applied Sciences, 19(8),1241-1275.
32. Li, D., Engler, T. W. (2001, May). Literature review on correlations of the non-Darcy coefficient. SPE-70015-MS. In: SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
33. Karger, M., Trofimov, D., Eminov, A., et al. (2014, October). A methodology for early detection of semi-permeable filtration barriers. SPE-171199-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
34. Weber, D. B. (2009). The use of capacitance-resistance models to optimize injection allocation and well location in water floods. PhD Thesis. Austin, Texas: University of Texas at Austin.
35. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Proceedings, 3, 45-53.
36. Batchelor, G. (2000). An introduction to fluid dynamics. Cambridge Mathematical Library, Cambridge University Press.
37. Navidi, W. C. (2011). Statistics for engineers and scientists. NY: McGraw-Hill.

Для мониторинга зонального воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений с целью повышения нефтеотдачи предлагается использовать картографический метод представления распределения гидродинамических показателей c последующим расчетом соответствующих им информационных показателей. Картографический метод позволяет визуализировать распределение показателей, характеризующих фильтрацию пластовой жидкости по простиранию в продуктивном пласте на определенный момент времени. Алгоритм расчета информационных показателей, используемых для проведения сравнительного анализа распределения гидродинамических показателей на участке воздействия на определенный период времени, позволяет произвести диагностирование эволюции распределения гидродинамических показателей как на месторождении в целом, так и для его отдельных зон, оценить фильтрационное состояние продуктивного пласта до и после планируемого воздействия. Предложенный метод, основанный на взаимосвязи между продуктивностью скважин, эксплуатируемых в условиях интерференции, и текущим геолого-гидродинамическим состоянием пластовой системы, можно рекомендовать для оценки результативности воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений. Реализация предложенного метода показана на примере данных разработки месторождения «Нефт Дашлары» и «Пираллахи» (Азербайджан). Анализ полученных результатов показал, что воздействие на пласт с учетом оценки распределения гидродинамических и информационных показателей способствует выбору рационального режима воздействия на пласт.

Ключевые слова: пласт; повышение нефтеотдачи; зональное воздействие; продуктивность скважин; диагностика; фильтрация; мониторинг; линии тока.

Литература

1. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологииповышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
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. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И. (2019). Анализ состояния разработки месторождения на основе информационных показателей Фишера и Шеннона. Автоматика и телемеханика, 5, 118–135.
4. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2011). Анализ состояния разработки нефтяного месторождения на основе мультифрактального подхода. Нефтяное хозяйство, 2, 92-96.
5. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2012). Мультифрактальный анализ состояния разработки нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 2, 20-28.
6. Ван, Ц., Флеминг, Г. К., Лу, Ц. (2012). Способ добычи нефти или газа с применением компьютерного моделирования нефтяного или газового месторождения и эксплуатационного оборудования. Патент РФ 2594405.
7. Колганов, В. И., Шашель, А. Г. (1997). Контроль за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин. Нефтяное хозяйство, 1, 40-42.
8. Хатмуллин, И. Ф., Хасанов, М. М., Хамитов, И. Г., Галеев, Р. М. (1998). Способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин. Патент РФ 2122107.
9. Булыгин, Д. В., Булыгин, В. Я., Закиров, Р. Х. и др. (1996). Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ 2055981.
10. Хасанов, М. М., Хатмуллин, И. Ф., Хамитов, И. Г., Абабков, К. В. (1999). Способ контроля за разработкой нефтяных залежей. Патент РФ 2135766.
11. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
12. Берлинт, А. М. (1986). Образ пространства: карта и информация. Москва: Мысль.
13. Басниев, К. С.,Власов, А. М., Кочина, И. Н., Максимов, В. М. (1986). Подземная гидравлика. Москва: Недра.
14. Datta-Gupta, A., King, M. J. (2007). Streamline simulation: theory and practice. USA, TX: Society of Petroleum Engineers.
15. King, M. J., Datta-Gupta, A. (1998). Streamline simulation. A current perspective. USA: Texas A&M University.
16. Huseynova, N. I. (2017). Hydrodynamic express monitoring of zonal impact on productive formations of oil fields, taking into account well interference. Oil and Gas Business, 15(3), 41-46.
17. Ibrahimov, K. M., Huseynova, N. I., Abdullaveva, F. Y. (2017). Experience of microbial enhanced oil recovery methods at Azerbaijan fields. Petroleum Science and Technology, 35(18), 1822-183.
18. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И., Рзаева, С. Д., Тулешева, Г. Д. (2018). Промысловая реализация технологии очаговой кислотной обработки нагнетательных скважин на месторождении «Жетыбай» (Казахстан). SOCAR Proceedings, 1, 59-65.
19. Ibrahimov, K. M., Huseynova, N. I., Hajiev, A. A. (2020). Diagnostics of the productive horizons current filtration state in the selected area at the «Neft Dashlary» field (Azerbaijan). In: COIA-2020 Proceedings of the 7th International Conference on Control and Optimization with Industrial Applications. Vol.2.
20. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
21. Бекман, И. Н. (2009). Курс лекций по информатике. http://profbeckman.narod.ru/InformLekc.htm
22. Уэлстид, С. (2003). Фракталы и вейвлеты для сжатия изображений в действии. Москва: «Триумф».
23. Исмаилов, Н. М., Рзаева, Ф. М. (1998). Биотехнология нефтедобычи. Принципы и применение. Баку: «Элм».

Одним из наиболее часто используемых методов увеличения нефтеотдачи в настоящим время является метод водогазового воздействия (WAG). Метод WAG — это метод извлечения нефти, направленный на улучшение коэффициента вытеснения, коэффициента охвата и регулирования фронта вытеснения в разных слоях для улучшения извлечения нефти и поддержания давления. Основным механизмом этого метода является: 1) улучшение подвижности, 2) повышение коэффициента охвата (по сравнению с газовыми методами) и 3) повышение коэффициента вытеснения (по сравнению с заводнением). В прошлом было проведено много исследований, но из-за увеличения доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и возникновения трудностей во время добычи традиционная WAG сталкивается с проблемами, которые должны решены. В течение последних двух десятилетий были разработаны новые комбинированные методы и изменения в процессе закачки для удовлетворения потребностей. В этом исследовании было проведено моделирование и исследование для сравнения предлагаемых изменений в процессе закачки, для того чтобы найти оптимальную схему закачки для месторождения с высокой неоднородностью и низкой проницаемостью. Анализ результатов моделирования показал, что каждая из технологий имеет свои преимущества и недостатки, и их необходимо применять в соответствии с ограничениями и требованиями отрасли.

Ключевые слова: водогазовое воздействие (ВГВ); повышение нефтеотдачи; моделирование пласта; схема закачки; неоднородность; проницаемость.

Литература

1. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
2. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk, ICS.
3. Irani, M. M., Telkov, V. P. (2021) Study of modern options for using combinations of gasflooding and traditional waterflooding (water-gas influence and its alternative). SOCAR Proceedings, SI2, 248-256.
4. Afzali, S., Rezaei, N., Zendehboudi, S. (2018). A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection. Fuel, 227, 218-246.
5. Darvishnezhad, M. J., Jannatrostami, A., Montazeri, G. H. (2010). Study of various water alternating gas injection methods in 4-and 5-spot injection patterns in an Iranian fractured reservoir. SPE-132847-MS. In: Trinidad and Tobago Energy Resources Conference.  Society of Petroleum Engineers.
6. Mousavi, S. M. (2011). Investigation of different I-WAG schemes toward optimization of displacement efficiency. SPE-144891-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
7. Liao, Ch., Liao, X., Zhao, X., et al. (2013). Study on enhanced oil recovery technology in low permeability heterogeneous reservoir by water-alternate-gas of CO2 flooding. SPE-165907-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
8. Bagrezaie, M. A. (2014). Screening different water alternating carbon dioxide injection scenarios to achieve to the highest macroscopic sweep efficiency in a non-fractured carbonate reservoir. SPE-172267-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
9. Bagrezaie, M. A. (2014). Study of different water alternating carbon dioxide injection methods in various injection patterns in an iranian non-fractured carbonate reservoir. OTC-24793-MS. In: Offshore Technology Conference Asia. Society of Petroleum Engineers.
10. Han L., Gu, Y. (2014). Optimization of miscible CO2 water-alternating-gas injection in the Bakken formation. Energy and Fuels, 28(11), 6811–6819.
11. Holtz, M. H. (2016). Immiscible water alternating gas (iwag) eor: Current State of the Art. SPE-179604-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. Graham, A. J., Christie, M. A., Al-Haboobi, Z. I. M. (2020). Calibrating the Todd and Longstaff mixing parameter value for miscible finite-sized slug wag injection for application on a field scale. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 23, 479-497.
13. Telkov, V. P., Lyubimov, N. N. (2012). Determination of oil and gas miscibility conditions in various conditions in case of gas and water-gas influence on the reservoir. Drilling and Oil. «Bureniye i neft», 12, 38-42 .
14. Zakaria, H., Dong, Ch. (2019). Accurate prediction of CO2 minimum miscibility pressure using adaptive neuro-fuzzy inference systems. SPE-198553-MS. In: SPE Gas & Oil Technology Showcase and Conference. Society of Petroleum Engineers.
15. Alston, R. B., Kokolis, G. P., James, C. F. (1985). CO2 minimum miscibility pressure: SPE-11959-PA. A Correlation for impure CO2 streams and live oil systems. SPE Journal, 25(02), 268–274.
16. Mohammad, R. S., Zhang, S., Haq, E., et al. (2018). Carbon dioxide minimum miscibility pressure with nanopore confinement in tight oil reservoirs. IOP Conferences Series: Earth Environmental Science, 167, 012030.
17. Irani, M., Zhou, T. (2022). Study of the effect of the order of working agents injection on the effectiveness of the water-gas influence on the reservoir. Proceedings of 75-th International Youth Scientific Conference. Moscow: «Oil and Gas».
18. Irani, M. (2022). Study of the method of water-gas influence on the reservoir using carbon dioxide and optimization of parameters in order to increase oil recovery. PhD Thesys. Moscow.
19. Baibatsha, A. B., Muszyński, A., Shaiyakhmet, T. K., Shakirova, G. S. (2020). 3D modeling for estimation of engineering-geological conditions of operating mineral deposits. Series of Geology and Technical Sciences, 4(442), 19-27.

В данной статье рассматривается разработка интеллектуальной системы оперативного поддержания уровня добычи нефти и газа (СОП УДНГ) в рамках реализации Стратегии развития информационных технологий управления данными и Программы развития цифровизации месторождений АО «НК Казмунайгаз». Преимущество системы заключается в мультизадачности и использовании практически всех данных поступающих с производственных объектов в режиме реального времени. Основной задачей системы является управление группой скважин с учетом их взаимовлияния для максимизации добычи нефти и уменьшения отрицательного влияния несогласованной работы скважин без нанесения урона рациональной системе разработки месторождения. Значительной особенностью разработанной системы является создание сложных алгоритмов по прогнозированию основных показателей разработки с применением искусственных нейронных сетей, базирующих на комбинации методов CRM (Capacity resistance model), FFNN (feedforward neural network), MBM (material balance model) и BFGS (Broyden-Fletcher-Goldfarb-Shanno local search optimization). В ходе опытно-промышленного испытания на 10 скважинах проводилась регулировка режимов согласно рекомендациям, выданным СОП УДНГ и система подтвердила свою работоспособность и эффективность применения.

Ключевые слова: виртуальный расходомер; производительность труда; обратное распределение; машинное обучение; рациональная система разработки; нейронные сети.

Литература

1. Мусекенов, Т. М., Абдиев, Б. А., Конысова, Л. Ж. (2022). Программа развития цифровизации месторождений АО НК «Казмунайгаз» 2023-2027 гг. Астана: Рауан.
2. Корина, И. (2020). Цифровые навыки в наши дни (Russian Edition). Sciencia Scripts.
3. Назарбаев, Н. А. (2017). Государственная программа «Цифровой Казахстан». Астана.
4. Ивановский, В. Н., Сабиров, А. А., Салихова, А. Р. и др. (2019). Развитие цифрового месторождения за счет использования блока интеллектуализации нижнего уровня скважин. Neftegaz.ru, 6, 16-19.
5. Ивановский, В. Н., Герасимов, И. Н., Брюханов, С. В., Золотарев, И. В. (2016). Разработка и внедрение виртуального расходомера для скважин, оборудованных установками центробежных насосов. Территория «Нефтегаз», 11, 115-120.
6. Richardson, J. G., Blackwell, R. J. (1971). Use of simple mathematical models for predicting reservoir behaviour. Journal of Petroleum Technologies, 23(09), 1145-1154.
7. Сенсизбай, А. Н., Наукенов, А. Ж. (2018). Методика по составлению технологических режимов эксплуатации нефтедобывающих скважин в группе компаний АО НК «Казмунайгаз». Астана: АО НК «Казмунайгаз».
8. Мищенко, И. Т. (2003). Скважинная добыча нефти. Москва: Нефть и газ.
9. Bruce, W. A. (1943). An electrical device for analyzing oil-reservoir behavior. Petroleum Technology, 151, 112–124.
10. Zhao, H., Kang, Z., Zhang, X., et al. (2015, February). A data-driven model for history matching and prediction for waterflooding monitoring and management with a field application. In: SPE Reservoir Simulation Symposium. Society of Petroleum Engineers.
11. Dake, L. P. (1998). Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam-London-New York-Tokyo: Elsevier.
12. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
13. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
14. Albertoni, A., Lake, L. W. (2003). Inferring interwell connectivity only from well-rate fluctuations in waterfloods. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 6, 6–16.
15. Yousef, A. A., Gentil, P. H., Jensen, J. L., Lake, L. W. (2006). A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 9, 630–646.
16. Sayarpour, M., Zuluaga, E., Kabir, C. S., Lake, L. W. (2009). The use of capacitance-resistance models for rapid estimation of waterflood performance and optimization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 69, 227–238.
17. Жетруов, Ж. Т., Шаяхмет, Қ. Н., Карсыбаев, К. К. и др. (2022). Применение прокси-моделей при прогнозировании параметров разработки нефтяных залежей. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 4(2), 48-57.
18. Ишангалиев, С. В., Жетруов, Ж. Т., Кайракбаев, Н. Б. и др. (2022). Программа ЭВМ «Система оперативного поддержания уровня добычи нефти и газа и управление заводнением». Авторское право Республики Казахстан № 31082.

Сущность метода экспертных оценок заключается в рациональной организации проведения экспертами анализа проблемы с количественной оценкой суждений и обработкой их результатов. В качестве объекта исследования был выбран морской глубоководный нефтегазовый промысел и проведен опрос экспертов по вариантам выбора промыслов в зависимости от критериев, относящихся к той и ли иной группе показателей, таких как: природно-климатические условия, обустройство, разработка, и безопасность промысла. На следующем этапе исследования для каждой из групп показателей был проведен дисперсионный анализ, предназначенный для нахождения уровня влияния критериев на представленные варианты промысла. Сравнивались критерии между собой и были определены какие из них отличаются друг от друга. Проведенное исследование показало, что использование методов статистического анализа позволяет формализовать процедуры сбора, обобщения и анализа мнений специалистов с целью преобразования их в форму, наиболее удобную для принятия обоснованного решения.

Ключевые слова: математическая статистика; экспертная оценка; статистический анализ; морской нефтегазовый промысел; глубоководные месторождения.

Литература

1. Чегодаев, А. И. (2010). Математические методы анализа экспертных оценок. Вестник СГЭУ, 2(64), 130-135.
2. Прохоров, Ю. К., Фролов, В. В. (2011). Управленческие решения. Санкт-Петербург: СПбГУ ИТМО.
3. Данелян, Т. Я. (2015). Формальные методы экспертных оценок. Прикладная информатика, 1, 183-187.
4. Боровиков, В. (2003). Statistica. Искусство анализа данных на компьютере. – Санкт-Петербург: Питер.
5. Усманов, Р. Р. (2020). Статистическая обработка данных агрономических исследований в программе Statistica. Москва: РГАУ-МСХА имени К. А. Тимирязева.
6. Усманов, Р. Р. (2022). Методика экспериментальных исследований в агрономии: учебное пособие для вузов. Москва: Издательство Юрайт.
7. Левин, Д. М., Стефан, Д., Кребиль, Т.С., Беренсон, М. Л. (2004). Статистика для менеджеров с использованием Microsoft Excel. Москва: Издательский дом «Вильямс».

В статье рассматривается один из способов определения оптимальной расстановки добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин на верейском горизонте, пласты которого сложены переслаиванием карбонатных и терригенных пород. Проведен геолого-промысловый анализ пробуренных скважин. Для увеличения доли вовлеченных в разработку запасов применялся многостадийный гидроразрыв пласта. При бурении горизонтальных скважин, применяя гидроразрыв пласта, можно не только увеличить зону дренирования целевого пласта, но и вовлечь в разработку выше- и нижележащие пласты. По результатам проведенного анализа подтверждена высокая эффективность применения скважин с горизонтальным окончанием с многостадийным гидроразрывом пласта. Далее в работе спроектированы различные варианты расположения добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, которые были рассчитаны на геолого-гидродинамической модели одного из участков объекта. На основании проведенного анализа и расчетов выделены наиболее эффективные схемы расположения скважин.

Ключевые слова: карбонатные породы; горизонтальная скважина; прогноз; моделирование; многостадийный ГРП; закачка; система ППД.

Литература

1. Zhihui, X., Thin, P. (2017, May). Reservoir horizontal well pattern optimization design available. In: 2017 2nd International Conference on Materials Science, Machinery and Energy Engineering (MSMEE 2017).
2. Bazyrov, I. Sh., Shel, E. V., Khasanov, M. M. (2020). Efficiency evaluation of waterflooding of low-permeability reservoirs by horizontal wells with water-injection induced fractures. Proneft. Professionals about oil, 2(16), 52-60.
3. Barhatov, E. A., Yarkeeva, N. R. (2017). The efficiency of multizone hydraulic fracturing in horizontal well. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 328(10), 50-58.
4. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
5. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.
6. Nurgaliev, R. Z., Kozikhin, R. A., Fattakhov, I. G., Kuleshova, L. S. (2019). Application prospects for new technologies in geological and technological risk assessment. Gornyi Zhurnal, 4, 36–40.
7. Wang, X., Tao, Y., Wang, X., et al. (2021, May). Optimization of horizontal well pattern in low permeability layered reservoir. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 791, 012144.
8. Fani, M., Al-Hadrami, H., Pourafshary, P., et al. (2018, November). Optimization of smart water flooding in carbonate reservoir. SPE-193014-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Pyatkov, A. A., Kosyakov, V. P. (2018). Study of the processes of stationary and non-stationary waterflooding of fractured-porous reservoirs. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 4(3), 90-102.
10. Bakirov, I. I., Bakirov, A. I., Bakirov, I. M. (2019). Studying the efficiency of waterflood development of carbonate deposits. Neftyanaya Provintsiya, 4(20), 172-183.
11. Shaohua, G., Nie, Zh., Yi, X., et al. (2020). Study on the interference law of staged fracturing crack propagation in horizontal wells of tight reservoirs. ACS Omega, 5, 10327 - 10338.
12. Egorova, Yu. L., Nizaev, R. Kh., Ivanov, A. F., Fattakhov, I. G. (2019). The use of geological and hydrodynamic modeling to study the spatial orientation of cracks in carbonate collectors based on trasseral research methods. Neftyanaya Provintsiya, 1(17), 116-125.
13. Almulla, S., Al-Bader, H., Al-Ibrahim, A., et al. (2020, February). Improving well productivity and sustainability in a horizontal exploratory well by multistage fracturing - a case study. SPE-199332-MS. In: SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
14. Badriya, Al-E., Mishal, Al.-M., Ayham, A., Navia, A. (2017, November). First successful openhole lateral multistage acid frac in a complex unconventional carbonate reservoir North Kuwait. SPE-188170-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
15. Kolesova, S. B., Polozov, M. B., Buyanov, A. V. (2018). The quantitative evaluation of temperature logs in horizontal injection wells with multiple hydraulic fractures. Journal of Geophysics, 2, 30-36.
16. Kozikhin, R. A., Daminov, A. M., Fattakhov, I. G., et al. (2018). Identifying the efficiency factors on the basis of evaluation of acidizing of carbonate reservoirs. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 194(6), 062013.
17. Bahtizin, R. N., Nurgaliev, R. Z., Fattakhov, I. G., et al. (2018). On the question of the efficiency analysis of the bottom-hole area stimulation method. International Journal of Mechanical Engineering and Technology, 9(6), 1035–1044.
18. Kolesova, S. B., Polozov, M. B. (2019). Using acid fracturing for promotion oil recovery of low-permeable heterogeneous reservoirs of Kashiro-Podolsk sediments. Exposition Oil Gas, 3(70), 54-56.
19. Fattakhov, I. G., Kuleshova, L. S., Yakubova, D. I. et al. (2018). Evaluation of the water shut-off effectiveness of based on model studies. Materials of the 45th scientific and technical conference of young scientists, graduate students and students. Ufa: UGNTU Publishing House.

Развивается новая концепция имитационного моделирования динамических систем. Излагаются основные понятия и термины концепции, принципы создания имитационной модели физического процесса на основе взаимосвязанных объектов. Предложенная концепция применяется к моделированию процесса разработки пласта летучей нефти, эксплуатируемого скважиной, оборудованной погружным бесштанговым насосом в системе «насос-скважина-пласт». Разработаны алгоритмы для оптимизации глубины подвески насоса и продолжительностей периодов ожидания и откачки при непрерывном и периодическом режимах.

Ключевые слова: интегральное моделирование; компьютерное симуляция; имитационное моделирование; алгоритм; летучая нефть; погружной насос; система насос-скважина-пласт.

Литература

1. Таха, Х. А. (2007). Введение в исследование операций. Москва: Издательский дом «Вмльямс».
2. Строгалев, В. П., Толкачева, И. О. (2008). Имитационное моделирование. Москва: МГТУ им. Баумана.
3. Мирзаджанзаде, А. Х., Шахвердиев, А. Х. (1997). Динамические процессы в нефтегазодобыче. Москва: Наука.
4. Джамалбеков, М. А., Велиев, Н. А. (2017). Прогнозирование показателей разработки залежей летучих нефтей в сложно деформируемых коллекторах. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 4, 39-46.
5. Nazarov, U. S., Salidjanova, N. S., Nashvandov, Sh. M., Xidirov, O. I. (2022). Some features of quaternary ammonium compounds as a corrosion inhibitor in environments with sulfate-reducing bacteria. Scientific Petroleum, 1, 52-62.
6. Ismayilov, R. H., Fatullayeva, P. A. (2021). Metal complexes with dihydrazone of malonic acid dihydrazine.
   Scientific Petroleum, 1, 58-62.
7. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
8. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
9. Горбунов, А. Т. (1981). Разработка аномальных нефтяных месторождений. Москва: Недра.
10. Aliev, F. A., Dzhamalbekov, M. A., Veliev, N. A., et al. (2019). Computer simulation of crude oil extraction using a sucker rod pumping unit in the oil well–resevoir system. International Applied Mechanics, 55(3), 332–341.
11. Власов, Ю. Г., Муковозов, В. П., Зюзев, A. M., Локтев, А. В. (1998). Способ управления глубинно-насосной
    установкой нефтяной скважины. Патент РФ № 2118443.

Целью работы является формирование методики для обоснования предельных значений параметров, определяющих технологический режим эксплуатации добывающих газовых скважин. Основой для этого являются данные лабораторных геомеханических и фильтрационных исследований керна и результаты математического моделирования. Определение фильтрационно-емкостных и прочностных характеристик слабосцементированного (слабоконсолидированного) керна сеноманского возраста проводилось в пластовых условиях (с точки зрения барических параметров). Исследования были направлены на выявление ограничений, нарушение которых приводит к разрушению пласта. Разработана модификация методики по определению предельной депрессии на основе лабораторных исследований керна и математического моделирования с использованием критерия разрушения Кулона-Мора.

Ключевые слова: газовые скважины; давление; депрессия; керн; напряжение; пласт; разрушение.

Литература

1. Мищенко, И. Т., Бравичева, Т. Б., Пятибратов, П. В. (2004). Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов. Бурение и нефть, 11, 18-19.
2. Мищенко, И. Т., Бравичева, Т. Б., Бравичев, К. А., Пятибратов, П. В. (2003). Система добычи нефти из истощенных залежей с использованием природной энергии. Бурение и нефть, 9, 14-17.
3. Yan, C., Deng, J., Lai, X., et al. (2014). Critical drawdown pressure of depleted reservoir. Indian Geotechnical Journal, 44(1), 101-106.
4. (2007). СТО Газпром 2-2.3-117-2007. Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн. Москва: ООО «ИРЦ Газпром».
5. Ермолаев, А. И., Ефимов, С. И., Миронов, Е. П., Легай, А. А. (2019). Обоснование предельных дебитов газовых скважин сеноманских залежей с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа устьевого оборудования. Наука и техника в газовой промышленности, 2(78), 38-45.
6. Veselovskiy, R. V., Dubinya, N. V., Ponomarev, A. V. (2022). Shared research facilities «petrophysics, geomechanics and paleomagnetism» of the Schmidt Institute of Physics of the Earth RAS. Geodynamics & Tectonophisycs, 13(2), 12.
7. Ефимов, С. И. (2020). Методика комплексной оценки предельной депрессии на пласт при эксплуатации газовых скважин. Наука и техника в газовой промышленности, 3(83), 19-25.
8. Тихоцкий, С. А., Фокин, И. В., Баюк, И. О. и др. (2007). Комплексные лабораторные исследования керна в ЦПГИ ИФЗ РАН. Наука и технологические разработки, 96(2), 17–32.
9. Порошин, М. А., Тананыхин, Д. С., Григорьев, М. Б. (2020). Анализ лабораторных методов исследования процесса пескопроявления при разработке нефтяных месторождений. Вестник Евразийской науки, 2, 2-3.
10. (1986). ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. Москва: Издательство стандартов.
11. Жуков, В. С. (2006). Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа. Бурение и нефть, 1, 8-9.
12. Khaksar, A., Asadi, M. S., Younessi, A. (2021, November). Comparison and validation of analytical and numerical sand production prediction methods with core tests and field sanding data. ARMA-IGS-21-060. In: ARMA/DGS/SEG International Geomechanics Symposium. American Rock Mechanics Association.
13. Aadnoy, B. S., Kaarstad, E., Goncalves, C. J. (2013, March). Obtaining both horizontal stresses from wellbore collapse. SPE-163563-MS. In: SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Jaeger, J. C., Cook, N. G. W. (1979). Fundamentals of rock mechanics. London: Chapman and Hall.
15. Дубиня, Н. В. (2019). Обзор скважинных методов изучения напряженного состояния верхних слоев земной коры. Физика Земли, 2, 137-155.
16. Попов, А. Н., Головкина, Н. Н., Исмаков, Р. А. (2005). Определение коэффициента бокового распора пористых горных пород по промысловым данным. Нефтегазовое дело, 4.
17. Oluyemi, G., Oyeneyln, B. (2010). Analytical critical drawdown (CDD) failure model for real time sanding potential prediction based on hoek and brown failure criterion. Journal of Petroleum and Gas Engineering, 1(2), 16-27.
18. Hoek, E., Brown, E. T. (1997). Practical estimates of rock mass strength. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 34 (8), 1165-1186.
19. Abass, H. H, Habbtar, A. H., Shebatalhamd, A. (2003, June). Sand control during drilling, perforation, completion and production. SPE-81492-MS. In: Middle East Oil Show. Society of Petroleum Engineers.
20. Завьялов, С. В., Сопнев, Т. В., Кушнирюк, В. Д. и др. (2018). Результаты исследования характеристик датчиков-сигнализаторов твердых примесей и жидкости при эксплуатации скважин с различными конструкциями вскрытия продуктивного горизонта. Нефтегазовое дело, 16(8), 11.
21. Завьялов, С. В., Кушнирюк, В. Д., Горлов, С. Н. и др. (2017). Телеметрический мониторинг режимов эксплуатации скважин Харвутинской площади ЯНГКМ в условиях выноса песка и жидкости с использованием датчиков-сигнализаторов ДСП-А. Газовая промышленность, 1, 12.
22. Назаров, С. И., Горлов, С. Н., Тябликов, А. В., Алимгафаров, Р. И. (2010). Методика автоматизированного контроля выноса жидкости и песка на сеноманских скважинах Ямбургского НГКМ в условиях падающей добычи газа. Москва: Газпром ВНИИГАЗ.

В статье обобщен и приведен обзор аналитических уравнений притока жидкости к горизонтальным скважинам. С использованием фактических данных установлено, что аналитические уравнения не позволяют достоверно рассчитывать и прогнозировать дебит горизонтальных скважин и необходимо применение новых подходов для решения данной задачи. В работе предложен принципиально новый подход прогнозирования дебита горизонтальных скважин, основанный на применении и обучении методов машинного обучения. В качестве модели использовалась полносвязная нейронная сеть прямого распространения. При сопоставлении фактических и рассчитанных с применением полносвязной нейронной сети прямого распространения значений дебитов горизонтальных скважин уставлена высокая их сходимость с коэффициентом корреляции более 0.8. В дальнейших исследованиях планируется расширение выборки и параметров, входящих в модель для повышения расчета и прогнозирования дебитов горизонтальных скважин в различных геолого-физических условиях их эксплуатации.

Ключевые слова: горизонтальная скважина; дебит нефти; линейная регрессия; искусственная нейронная сеть.

Литература

1. Киселев, В. М., Кинсфатор, А. Р., Бойков, О. И. (2015). Прогноз оптимальных направлений горизонтальных стволов для разработки Юрубчено-Томоховского месторождения. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 14(15), 20–27.
2. Садыков, Р. Ш., Ибрагимова, Г. Г. (2016). Оптимизация разработки участков верхних горизонтов скважинами малого диаметра с горизонтальным окончанием. Нефтепромысловое дело, 9, 58–61.
3. Ашрафьян, М. О., Кривошей, А. В. (2007). Совершенствование технологии цементирования боковых стволов и скважин малого диаметра. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, 3, 34–38.
4. Таипова, В. А., Шайдуллин, А. А., Шамсутдинов, М. Ф. (2017). Горизонтальные скважины и гидроразрыв в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на примере НГДУ «АЗНАКАУВСК-НЕФТЬ» ПАО «ТАТНЕФТЬ». Георесурсы, 19(3), 198–203.
5. Бергенов, С. У., Чернова, О. С., Зипир, М. Г. (2020). Методика оценка ожидаемых запускных дебитов горизонтальных скважин на примере газоконденсатного месторождения. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(3), 207–212.
6. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3PS Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55–61.
7. Hazbeh, O., Aghdam, S. Kh., Ghorbani, H., et al. (2021). Comparison of accuracy and computational performance between the machine learning algorithms for rate of penetration in directional drilling well. Petroleum Research, 6(3), 271-282.
8. Старосветсков, В. В., Кашников, О. Ю. (2017). Особенности геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин в сложно построенных коллекторах (на примере месторождения им. В. Н. Виноградова). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2, 43–49.
9. Ovchinnikov, K. N., Kotenev, Yu. A., Sultanov, Sh. H., et al. (2022). Regulation of hydrocarbon production process based on dynamic tracer monitoring of horizontal well inflow profile. Georesursy, 24(4), 126–137.
10. Chen, P., Hu, C., Zou, P., et al. (2021). Pressure response of a horizontal well in tight oil reservoirs with stimulated reservoir volume. Lithosphere, 1, 5383603.
11. Azad, M., Ghaedi, M., Farasat, A., et al. (2022). Case study of hydraulic fracturing in an offshore carbonate oil reservoir. Petroleum Research, 7(4), 419-429.
12. Martyushev, D. A., Ponomareva, I. N., Zakharov, L. A., Shadrov, T. A. (2021). Application of machine learning for forecasting formation pressure in oil field development. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 332(10), 140-149.
13. Galkin, V. I., Ponomareva, I. N., Martyushev, D. A. (2021). Prediction of reservoir pressure and study of its behavior in the development of oil fields based on the construction of multilevel multidimensional probabilisticstatistical models. Georesursy, 23(3), 73–82.
14. Ponomareva, I. N., Galkin, V. I., Martyushev, D. A. (2021). Operational method for determining bottom hole pressure in mechanized oil producing wells, based on the application of multivariate regression analysis. Petroleum Research, 6(4), 351-360.
15. Raji, S., Dehnamaki, A., Somee, B., Mahdiani, M. R. (2022). A new approach in well placement optimization using metaheuristic algorithms. Journal of Petroleum Science and Engineering, 215, 110640.
16. Ramah, S. G., Othman, M. A., Nouh, A. Z., El-Kwidy, T. (2022). Prediction of fold-of-increase in productivity index post limited entry fracturing using artificial neural network. Petroleum Research, 7(2), 236-245.
17. Zhang, L., Dou, H., Wang, T., et al. (2022). A production prediction method of single well in water flooding oilfield based on integrated temporal convolutional network model. Petroleum Exploration and Development, 49(5), 1150-1160.
18. Zakharov, L. À., Martyushev, D. À., Ponomareva, I. N. (2022). Predicting dynamic formation pressure using artificial intelligence methods. Journal of Mining Institute, 253, 23-32.
19. Li, D., Liu, X., Zha, W., et al. (2020). Automatic well test interpretation based on convolutional neural network for a radial composite reservoir. Petroleum Exploration and Development, 47(3), 623-631.
20. Bahaloo, S., Mehrizadeh, M., Najafi-Marghmaleki, A. (2022). Review of application of artificial intelligence techniques in petroleum operations. Petroleum Research. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2022.07.002
21. Bhattacharyya, S., Vyas, A. (2022). Machine learning based rate decline prediction in unconventional reservoirs. Upstream Oil and Gas Technology, 8, 100064.
22. Veliyev, E. F., Shirinov, S. V., Mammedbeyli, T. E. (2022). Intelligent oil and gas field based on artificial intelligence technology. SOCAR Proceedings, 4, 70-75.
23. Bukhtoyarov, V. V., Nekrasov, I. S., Tynchenko, V. S., et al. (2022). Application of machine learning algorithms for refining processes in the framework of intelligent automation. SOCAR Proceedings, SI1, 12-20.
24. Wang, Z.-Z., Zhang, K., Chen, G.-D., et al. (2023). Evolutionary-assisted reinforcement learning for reservoir realtime production optimization under uncertainty. Petroleum Science, 20(1), 261-276.
25. Rashid, M., Luo, M., Ashraf, U., et al. (2023). Reservoir quality prediction of gas-bearing carbonate sediments in the Qadirpur field: Insights from advanced machine learning approaches of SOM and cluster analysis. Minerals, 13, 29.
26. Kang, J., Li, N.-Y., Zhao, L.-Q., et al. (2022). Construction of complex digital rock physics based on full convolution network. Petroleum Science, 19(2), 651-662.

В статье, с целью повышения эффективности разработки месторождений, предлагается проводить водоэмульсионное воздействие на пласт в комплексе с заводнением. Для оценки результатов комплексного воздействия на нефтяную залежь предлагается использовать метод, базирующийся на математической модели фильтрации жидкости в пласте с фиксацией линий тока. Быстродействующая математическая модель позволяет достаточно точно оценивать текущее состояние процесса воздействия на продуктивный пласт, путем расчета и визуализации распределения гидродинамических показателей фильтрационных потоков жидкости в пластовой среде. Предлагаемый метод оценки текущего состояния фильтрации жидкости при водоэмульсионном воздействии на нефтяной пласт с локальной детализацией решения позволяет избежать многих трудностей, возникающих при решении диагностических задач в условиях неопределенности, связанной с недостаточностью геофизической и гидродинамической информации о текущем распределении (физико-механических, литологических и других) показателей, характеризующих пластовую систему.

Ключевые слова: з аводнение нефтяного пласта; водоэмульсионное воздействие; линии тока; фронт вытеснения; вязкость водоэмульсионной жидкости; диагностика; фильтрация.

Литература

1. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (2005). Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределен-ность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
2. Абасов, М. Т., Джалалов, Г. И., Джалилов, К. Н. и др. (1988). Гидрогазодинамика трещиноватых коллекторов. Баку: Эльм.
3. Джалалов, Г. И., Ханбабаева, М. Г., Дунямалыев, М. А. (2016). Гидрогазо­динамика процессов фильтрации флюидов в напряженно деформированных пластах. Германия, Саарбрюккен: Palmirium Аcademic Р
4. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
5. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Серия: Современные нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. Манырин, В. Н., Швецов, И. А. (2002). Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: «Самарский Дом печати».
7. Чекалин, А. Н., Конюхов, В. М., Костерин, А. В. (2009). Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. Казань: КГУ.
8. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И. (2023). Визуализация распределения фильтрационных характеристик пластовой жидкости как способ контроля разработки нефтяных залежей. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
9. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологииповышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
10. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, Ocotber). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. Сулейманов, Б. А., Гусейнов, Н. И. (2019). Анализ состояния разработки месторождения на основе информационных показателей Фишера и Шеннона. Автоматика и телемеханика, 5, 118–135.
12. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С, Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2011). Анализ состояния разработки нефтяного месторождения на основе мультифрактального подхода. Нефтяное хозяйство, 2, 92-96.
13. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С, Дышин, О. А., Гусейнова, Н. И. (2012). Мультифрактальный анализ состояния разработки нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 2, 20-28.
14. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
15. Рзаева, С. Дж. (2021). Использование биологически активных рагентов в методах интенсификации добычи нефти. Scientific Petroleum, 1, 31-36.
16. Исмайылов, Г. Г., Гасымлы, A. M., Сафаров. Н. М. (2012). O возможности внутрипластового образования аномальных водонефтяных эмульсий и их применения для повышения эффективности процесса разработки. Известия НАН Азербайджана. Серия наук о Земле, 2, 62-6
17. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А. (2021). Влияние структуры наночастиц на эффективность применения эмульсий Пикеринга для увеличения нефтеотдачи. ANAS Transactions, 1, 82-92.
18. Huseynova, N. I. (2017). Hydrodynamic express monitoring of zonal impact on productive formations of oilfields, taking into account well interference. Oil and Gas Business, 15(3), 41-46.
19. Сафаров, Н. М. (2012). Mетод комплексирования с водоэмульсионным воздействием для повышения нефтеотдачи пласта. Международная премия «OFS Awards-2012» за лучшее инженерное решение / технология года в номинации «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва: Oilfield Services
20. Мазо, А. Б., Поташев, К. А. (2020). Суперэлементы. Моделирование разработки нефтяных месторождений. Монография. Москва: Инфра-М.
21. Шестаков, Р. А., Дульченко, А. А. (2022). Анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий. Neftegaz.Ru, 12(132), 64-69.
22. Сафаров, Н. М. (2013). О целесообразности применения технологии комплексирования с водоэмульсионным воздействием для повышения нефтеотдачи пласта. Материалы международной научно-практической конференции «Инновационное развитие нефтегазового комплекса Казахстана», Актау.

При добыче нефти и газа из нефтяных и газовых пластов для вытеснения часто закачиваются такие жидкости, как вода, CO₂, растворы полимеров и ПАВ. Однако наличие высокопроницаемых слоев, каналов и трещин в пластах может препятствовать эффективности процессов вытеснения. Вытесняющие жидкости стремятся пройти через эти высокопроницаемые слои, оставляя значительные объемы углеводородов в низкопроницаемых зонах, которые остаются невытесненными. Последние разработки в области нанокомпозитных гидрогелей показали многообещающие результаты для перекрытия воды благодаря их термической стабильности и деформируемости. В данном исследовании был разработан предварительно сформированный гель частиц с нанодобавкой (NC-PPG) путем свободнорадикальной полимеризации AM, AMPS и наноглины. Было обнаружено, что наночастицы наноглины действуют как физические сшиватели в полимерной сети, что приводит к уменьшению размеров пор и увеличению термостабильности. Добавление соответствующего количества наночастиц наноглины значительно улучшило скорость набухания и механические свойства NC-PPG. Представленный состав также показал хорошую солеустойчивость, о чем свидетельствует его совместимость с высокосоленой пластовой водой и степень закупорки и RRF 0.25% раствора NC-PPG, которые составили 94.3 и 17.6 %, соответственно, в эксперименте с песчаной пачкой. Эти результаты свидетельствуют о том, что NC-PPG обладает потенциалом для эффективного закупоривания зон высокой проницаемости в зрелых коллекторах, что делает его подходящим кандидатом для водоизоляционной обработки и увеличения нефтеотдачи (EOR). Способность NC-PPG повышать эффективность вытеснения и контролировать поток воды в пластах может способствовать повышению эффективности добычи нефти и совершенствованию методов эксплуатации пластов.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи; изоляция избыточной воды; блокирование поровых каналов; гель предварительно сформированных частиц; наноглина; профиль уплотнения.

Литература

1. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
2. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
3. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions. Earth Sciences, 2, 81-93.
4. Veliyev, E. F., Askerov, V. M., Aliyev, A. A. (2022). Enhanced oil recovery method for highly viscous oil reservoirs based on in-situ modification of physico-chemical properties. SOCAR Proceedings, SI2, 144-152.
5. Veliyev, E. F., Shirinov, S. V., Mammedbeyli, T. E. (2022). Intelligent oil and gas field based on artificial intelligence technology. SOCAR Proceedings, 4, 70-75.
6. Akhmetov , R. Т., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 333(7), 86-95.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
8. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
9. 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.
10. Thomas, S. (2008). Enhanced oil recovery-an overview. Oil & Gas Science and Technology-Revue de l'IFP, 63(1), 9-19.
11. Yue, P., Jia, B., Sheng, J., et al. (2019). A coupling model of water breakthrough time for a multilateral horizontal well in a bottom water-drive reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, 317-330.
12. Li, C., Wang, H., Zhao, X., et al. (2022). Pridiction model of water breakthrough time of area well pattern in low permeability oilfield. Journal of Petrochemical Universities, 35(3), 63.
13. Ortiz Requena, J. R., Santiago Martinez, M. Y., Alshehhi, F. M., et al. (2021, September). Improving well and reservoir management practice through new flow control philosophy that prolongs the life of production wells affected by water breakthrough in a giant carbonate oil field, Abu Dhabi, United Arab Emirates. SPE-205978-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
14. Zhao, S., Pu, W., Wei, B., Xu, X. (2019). A comprehensive investigation of polymer microspheres (PMs) migration in porous media: EOR implication. Fuel, 235, 249-258.
15. Battiato, I., Ferrero V, P. T., O’Malley, D., et al. (2019). Theory and applications of macroscale models in porous media. Transport in Porous Media, 130, 5-76.
16. Jia, H., Xie, D. S., Kang, Z. (2020). Secondary surface modified laponite-based nanocomposite hydrogel for gas shutoff in wellbore. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191, 107116.
17. Yudhowijoyo, A., Rafati, R., Sharifi Haddad, A., et al. (2019, September). Developing nanocomposite gels from biopolymers for leakage control in oil and gas wells. SPE-195765-MS. In: SPE Offshore Europe Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Jia, H., Niu, C. C., Yang, X. Y. (2020). Improved understanding nanocomposite gel working mechanisms: From laboratory investigation to wellbore plugging application. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191, 107214.
19. Haruna, M. A., Amjad, M., Magami, S. M. (2021). Nanocomposites for enhanced oil recovery /in: Emerging nanotechnologies for renewable energy.
20. Narimani, A., Kordnejad, F., Hemmati, M., Duong, A. (2022). Synthesis, characterization, and rheological behavior of HPG graft poly (AM-co-AMPS)/GO nanocomposite hydrogel system for enhanced oil recovery. Journal of Dispersion Science and Technology, 1-13.
21. Wei, B., Mao, R., Tian, Q., et al. (2022). Performance evaluation of nanocellulose-engineered robust preformed particle gel upon extrusion through 1 to 1.5 mm bead-packed porous media. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 4, 1-16.
22. Brattekås, B., Seright, R., Ersland, G. (2020). Water leakoff during gel placement in fractures: extension to oil-saturated porous media. SPE Production & Operations, 35(02), 202-213.
23. Bai, B., Leng, J., Wei, M. (2022). A comprehensive review of in-situ polymer gel simulation for conformance control. Petroleum Science, 19(1), 189-202.
24. Yin, H., Yin, X., Cao, R., et al. (2022). In situ crosslinked weak gels with ultralong and tunable gelation times for improving oil recovery. Chemical Engineering Journal, 432, 134350.
25. Wang, Z., Bai, B., Sun, X., Wang, J. (2019). Effect of multiple factors on preformed particle gel placement, dehydration, and plugging performance in partially open fractures. Fuel, 251, 73-81.
26. Bai, B., Sun, X. (2020, August). Development of swelling-rate controllable particle gels to control the conformance of CO2 flooding. SPE-200339-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
27. Sagbana, P. I., Abushaikha, A. S. (2021). A comprehensive review of the chemical-based conformance control methods in oil reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11, 2233-2257.
28. Yan, T., Song, B., Pei, X., et al. (2020). Widely adaptable oil‐in‐water gel emulsions stabilized by an amphiphilic hydrogelator derived from dehydroabietic acid. Angewandte Chemie, 132(2), 647-651.
29. Zhu, D., Xu, Z., Sun, R., et al. (2021). Laboratory evaluation on temporary plugging performance of degradable preformed particle gels (DPPGs). Fuel, 289, 119743.
30. Esfahlan, M. S., Khodapanah, E., Tabatabaei-Nezhad, S. A. (2021). Comprehensive review on the research and field application of preformed particle gel conformance control technology. Journal of Petroleum Science and Engineering, 202, 108440.
31. Karadağ, E., Saraydin, D. (2002). Swelling of superabsorbent acrylamide/sodium acrylate hydrogels prepared using multifunctional crosslinkers. Turkish Journal of Chemistry, 26(6), 863-876.
32. Li, P., Kim, N. H., Lee, J. H. (2009). Swelling behavior of polyacrylamide/laponite clay nanocomposite hydrogels: pH-sensitive property. Part B: Engineering, 40(4), 275-283.
33. Pourjavadi, A., Mahdavinia, G. R. (2006). Superabsorbency, pH-sensitivity and swelling kinetics of partially hydrolyzed chitosan-g-poly (acrylamide) hydrogels. Turkish Journal of Chemistry, 30(5), 595-608.

Высокая обводненность продукции на месторождениях является постоянной и сложной проблемой, особенно усугубляющейся при бурении с увеличенным радиусом действия и многоствольных скважин. В данной статье представлена лабораторная разработка новой технологии самоселективного ограничения водопритока без буровой установки. Метод включает в себя разработку и закачку трех различных жидкостей через трещиноватые пробки керна в определенной последовательности. Первая жидкость служит для временной блокировки пористой среды, при этом свободно перемещаясь по трещинам. Вторая жидкость представляет собой сшивающий полимерный гелеобразователь, который закачивается сразу после первой жидкости под давлением ниже давления гидроразрыва пласта для блокирования трещин. Раствор химического разрушителя на основе ферментов, выступающий в качестве третьей жидкости, оценивается для удаления фильтрообразующих материалов. Исследования обработки и притока проводятся с использованием высоконапорной и высокотемпературной установки для притока керна. В итоге, разработанная технология контроля воды, представленная в данном исследовании, предлагает недорогое решение для трещиноватых и высокоаномальных скважин. Технология особенно эффективна при наличии значительного контраста проницаемости между нефтеносной матрицей и водопроводящими трещинами. Результаты демонстрируют успешную блокировку трещины при минимальном загрязнении пористой среды. Исследование также подчеркивает важные факторы, которые необходимо учитывать при полевом применении данной технологии. Перед внедрением технологии на месторождении рекомендуется провести специализированные лабораторные исследования в смоделированных пластовых условиях. Это поможет оптимизировать конструкцию обработки и обеспечить ее эффективность в реальных условиях.

Ключевые слова: водоизоляция; временный блокирующий агент; гелеобразный состав; заводнение керна; контраст проницаемости.

Литература

1. Aldhaheri, M., Wei, M., Alhuraishawy, A., Bai, B. (2021). Field performances, effective times, and economic assessments of polymer gel treatments in controlling excessive water production from mature oil fields. Journal of Energy Resources Technology, 143(8), 080804.
2. Wenling, L., Dakuang, H., Shuiqing, H., et al. (2009). Consideration and practice of reservoir geophysics techniques in development of mature oilfields with high water cut. Acta Petrolei Sinica, 30(4), 550.
3. Goudarzi, A., Zhang, H., Varavei, A., et al. (2013, April). Water management in mature oil fields using preformed particle gels. SPE-165356-MS. In: SPE Western Regional & AAPG Pacific Section Meeting 2013 Joint Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
4. Veliyev, E., Aliyev, A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 2021(1), 104-113.
5. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Guliyev, V. V., Naghiyeva, N. V. (2019, October). Water shutoff using crosslinked polymer gels. SPE-198351-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
7. Suleimanov, B. A., Gurbanov, А. Q., Tapdiqov, Sh. Z. (2022). Isolation of water inflow into the well with a thermosetting gel-forming. SOCAR Proceedings, 4, 21-26.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
10. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193(10), 107411.
11. Suleimanov, B. A., Ismayilov, R. H., Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
12. 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.
13. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions. Earth Sciences, 2, 81-93.
14. Suleimanov, B. A.,Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82–92.
15. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
16. Dupuis, G., Bouillot, J., Templier, A., Zaitoun, A. (2015, November). Successful chemical water shut-off treatment in an Omani field heavy-oil well. SPE-177914-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Society of Petroleum Engineers.
17. Du, J., Wang, Q., Liu, P., et al. (2022). Nanocomposite gels for water shut-off and temporary plugging in the petroleum industry: a review. Petroleum Science and Technology, 1-36.
18. Kabir, A. H., Bakar, M. A., Salim, M. A., et al. (1999, April). Water/gas shut-off candidates selection. SPE-54357-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
19. Xindi, S. U. N., Baojun, B. A. I. (2017). Comprehensive review of water shutoff methods for horizontal wells. Petroleum Exploration and Development, 44(6), 1022-1029.
20. Sun, X., Ge, J., Zhang, G., et al. (2021). Self-emulsifying water shutoff agent based on fumed silica nanoparticles for high temperature horizontal gas wells. Petroleum Science and Technology, 39(1), 1-10.
21. Kabir, A. H. (2001, October). Chemical water & gas shutoff technology – an overview. SPE-72119-MS. In: SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Chung, T., Bae, W., Nguyen, N. T. B., et al. (2011). A review of polymer conformance treatment: A successful guideline for water control in mature fields. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 34(2), 122-133.
23. Di Lullo, G., Rae, P., Curtis, J. (2002, November). New insights into water control-a review of the state of the art – Part II. SPE-79012-MS. In: SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
24. Suleymanov, A. B., Shovgenov, A. D. (2021, October). Nano composite polymer composition for water shutoff treatment at high formation temperature. SPE-207066-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
25. Elsharafi, M., Saleh, L., Alhaj, H. K. (2016, December). Microgels, bright water, and colloidal dispersion gel (CDG) applications in mature reservoirs. In: The 1st International Conference on Chemical, Petroleum, and Gas Engineering (ICCPGE 2016).
26. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Shovgenov, A. D. (2022). Well cementing: fundamentals and practices. Moscow-Izhevsk: ICS.
27. Farooqui, M. A. S. Z., Al-Rufaie, Y. A. (1998, February). Rigless techniques enhance the effectiveness and economics of water shut-off. SPE-39511-MS. In: SPE India Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.

Цель исследования - оценить возможность применения самовосстанавливающегося бетона на основе бактерий с использованием портландцемента и оценить влияние температуры на его характеристики. Результаты показали, что включение в смесь лактата кальция и бактерий ускоряет набор прочности на сжатие, но после 28 дней твердения реагент самовосстановлений не оказывает влияния на общее значение прочности смеси на сжатие. Анализ распределения ширины трещин выявил обратную зависимость между шириной трещин и площадью самовосстановления, при этом более широкие трещины имеют более низкую скорость самовосстановления. Большая часть трещин восстанавливается в течение 15 дня, и лишь небольшая часть - в период с 15-го по 60-й день. Исследование также показало, что низкие температуры не вызывают самовосстановления в исследуемых образцах, а температура 25 °C увеличивает площадь самовосстановления при любой ширине трещин. Наконец, хроматографические анализы погруженной воды показывают, что для реакции восстановление трещин необходим кальций из какого-то внешнего источника.

Ключевые слова: самовосстанавливающийся цемент; эмиссия углекислого газа; бактерии; лактат кальция; портландцемент.

Литература

1. Nguyen, T. H., Ghorbel, E., Fares, H., Cousture, A. (2019). Bacterial self-healing of concrete and durability assessment. Cement and Concrete Composites, 104, 103340.
2. Van Oss, H. G., Padovani, A. C. (2002). Cement manufacture and the environment: part I: chemistry and technology. Journal of Industrial Ecology, 6(1), 89-105.
3. Van Oss, H. G., Padovani, A. C. (2003). Cement manufacture and the environment part II: environmental challenges and opportunities. Journal of Industrial Ecology, 7(1), 93-126.
4. Devi, K. S., Lakshmi, V. V., Alakanandana, A. (2017). Impacts of cement industry on environment. An overview. Asia Pacific Journal of Research, 1, 156-161.
5. Huntzinger, D. N., Eatmon, T. D. (2009). A life-cycle assessment of Portland cement manufacturing: comparing the traditional process with alternative technologies. Journal of Cleaner Production, 17(7), 668-675.
6. Mohamad, N., Muthusamy, K., Embong, R., et al. (2022). Environmental impact of cement production and Solutions: A review. Materials Today: Proceedings, 48, 741-746.
7. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions. Earth Sciences, 2, 81-93.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Shovgenov, A. D. (2022). Well cementing: fundamentals and practices. Moscow-Izhevsk: ICS.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for Petroleum Engineering: Fundamentals and Practices. John Wiley & Sons.
10. Suleimanov, B. A. (2006). Specific features of heterogenous systems flow. Moscow-Izhevsk: ICS.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
12. Aliyev, A. A. (2021). Improvement of rheological properties of alkaline-activated geopolymers using anhydrous-based process fluids. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, (3 (80)), 60-67.
13. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
14. Vrålstad, T., Skorpa, R., Werner, B. (2019, March). Experimental studies on cement sheath integrity during pressure cycling. SPE-194171-MS. In: SPE/IADC International Drilling Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
15. Kuanhai, D., Yue, Y., Yi, H., et al. (2020). Experimental study on the integrity of casing-cement sheath in shale gas wells under pressure and temperature cycle loading. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107548.
16. Zhang, H., Xu, Y., Gan, Y., et al. (2019). Combined experimental and numerical study of uniaxial compression failure of hardened cement paste at micrometre length scale. Cement and Concrete Research, 126, 105925.
17. Austin, S., Robins, P., Pan, Y. (1999). Shear bond testing of concrete repairs. Cement and concrete research, 29(7), 1067-1076.
18. Jingtai, N., Youwen, P., Congcong, W., Bowen, W. (2012). Cement loop damage-based fracture mechanism during repair of casing failure well. Procedia Earth and Planetary Science, 5, 322-325.
19. Zhang, W., Zheng, Q., Ashour, A., Han, B. (2020). Self-healing cement concrete composites for resilient infrastructures: A review. Composites Part B: Engineering, 189, 107892.
20. Ferrara, L., Van Mullem, T., Alonso, M. C., et al. (2018). Experimental characterization of the self-healing capacity of cement based materials and its effects on the material performance: A state of the art report by COST Action SARCOS WG2. Construction and Building Materials, 167, 115-142.
21. Muhammad, N. Z., Shafaghat, A., Keyvanfar, A., et al. (2016). Tests and methods of evaluating the self-healing efficiency of concrete: A review. Construction and Building Materials, 112, 1123-1132.
22. Jonkers, H. M., Thijssen, A., Muyzer, G., et al. (2010). Application of bacteria as self-healing agent for the development of sustainable concrete. Ecological Engineering, 36(2), 230-235.
23. Vijay, K., Murmu, M., Deo, S. V. (2017). Bacteria based self healing concrete – A review. Construction and Building Materials, 152, 1008-1014.
24. Jonkers, H. M., Schlangen, E. (2008). Development of a bacteria-based self healing concrete. Tailor Made Concrete Structures, 1, 425-430.
25. Luo, M., Qian, C. X., Li, R. Y. (2015). Factors affecting crack repairing capacity of bacteria-based self-healing concrete. Construction and Building Materials, 87, 1-7.
26. Jogi, P. K., Lakshmi, T. V. (2021). Self healing concrete based on different bacteria: a review. Materials Today: Proceedings, 43, 1246-1252.
27. Lee, Y. S., & Park, W. (2018). Current challenges and future directions for bacterial self-healing concrete. Applied Microbiology and Biotechnology, 102, 3059-3070.
28. Williams, S. L., Kirisits, M. J., Ferron, R. D. (2017). Influence of concrete-related environmental stressors on biomineralizing bacteria used in self-healing concrete. Construction and Building Materials, 139, 611-618.
29. Wiktor, V., Jonkers, H. M. (2011). Quantification of crack-healing in novel bacteria-based self-healing concrete. Cement and Concrete Composites, 33(7), 763-770.
30. Tziviloglou, E., Wiktor, V., Jonkers, H. M., Schlangen, E. (2016). Bacteria-based self-healing concrete to increase liquid tightness of cracks. Construction and Building Materials, 122, 118-125.

Предлагается способ разработки нефтяной залежи, основанный на низкотемпературном окислении нефти в результате инициации экзотермической реакции и последующей закачке кислородсодержащего газа в пласт. В предложенном способе, включающем последовательное нагнетание в скважину водных растворов калиевой соли и серной кислоты, перед нагнетанием водного раствора кислоты в залежь вводят легкую нефть или газоконденсат. Далее после нагнетания водного раствора серной кислоты в пласт закачивают воздух с дальнейшим проталкиванием водой. В способе в качестве водного раствора калиевой соли используют 16%-ный водный раствор бихромата калия. Применение предложенной технологии привело к повышению температуры в пласте выше 200 °С и приросту коэффициента вытеснения до 19.7 %.

Ключевые слова: термохимическое воздействие; интенсификация добычи; низкотемпературный пласт; повышение нефтеотдачи; окисление; вытеснение нефти.

Литература

1. Chen, Z., Wang, L.,Tang, L., Huang, A. (2012). Low temperature oxidation experiments and kinetic model of heavy oil. Advances in Petroleum Exploration and Development, 4(2), 58–62.
2. Хлебников, В. Н., Зобов, П. М., Антонов, С. В., Рузанова, Ю. Ф. (2008). Исследование термогазового метода добычи нефти. Кинетические закономерности автоокисления нефти пластов юрского возраста. Башкирский химический журнал, 2008, 15(4), 105-110.
3. Зимин, А. С., Соснин, В. А., Заволжский, В. Б. и др. (2016). Моделирование процессов тепло- и газовыделения при разложении бинарных систем в технологии добычи нефти и газа. Вестник технологического университета, 19, 123-127.
4. Мамыкин, А. А., Муллагалин, И. З., Харисов, Р. Я. (2016). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта. Патент РФ № 2587203.
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley &
6. Сулейманов, Б. А. (2006) Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
7. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
8. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326
10. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193(10), 107411.
11. Suleimanov, B. A, Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140
12. Suleimanov, B. A., Ismayilov, H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
13. Suleimanov, B. A., Suleymanov, A. A., Abbasov, E. M., Baspayev, E. T. (2018) A mechanism for generating the gas slippage effect near the dewpoint pressure in a porous media gas condensate flow. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 237-248.
14. Suleimanov, B. A., Abbasov, E. M., Sisenbayeva, M. R. (2017). Mechanism of gas saturated oil viscosity anomaly near to phase transition point. Physics of Fluids, 29, 012106.
15. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2023) Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
16. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2016). Effect of copper nanoparticle aggregation on the thermal conductivity of nanofluids. Russian Journal of Physical Chemistry A, 90(2), 420–428.
17. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф. (2022). Механизм повышения нефтеотдачи пласта нанофлюидами. SOCAR Proceedings, 3, 28-37.
18. Vəliyev, F. F. (2022). Qazma məhlullarının spesifik xassələrinin yeni sintez olunmuş polimer əlavələrlə tənzimlənməsi. Scientific Petroleum, 1, 42-45.
19. Гаибова, А. Г., Аббасов, М. M. (2022). Исследования инновационного водо-изоляционного состава на основе карбамид-формальдегидной смолы. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
20. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
21. Хлебников, В. Н., Волошин, А. И., Телин, А. Г., Боксерман, А. А. (2006). Способ повышения нефтеотдачи месторождения. Патент РФ № 2277632.
22. Боксерман, А. А., Бернштейн, А. М., Полковников, В. В. И др. (1996). Способ разработки нефтяного месторождения. Авторское свидетельство СССР № 1241748.
23. Бруслов, А. Ю., Горбунов, А. Т., Шахвердиев, А. Х. и др. (1994). Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ № 2023874.
24. Сулейманов, В. А., Ибрагимов, Х. М., Рзаева, С. Д. и др. (2022). Способ разработки нефтяной залежи. Евразийский патент EA039711.

В представленной работе было изучено влияние модифицированных углеродных нанотрубок на различные реагенты, применяемые для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Было установлено, что нанотрубки способствуют стабилизации пены в исследуемых реагентах, что позитивно сказывалось на увеличении КИН.

Ключевые слова: нанотехнологии; увеличение коэффициента извлечения нефти; углеродные нанотрубки.

Литература

1. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 431-437.
2. Шамилов, В. М., Бабаев, Э. Р. (2019). Биоцидная композиция на основе наночастиц меди для нефтяной промышленности. SOCAR Proceedings, 1, 46-50.
3. Исмагилова, В. С. (2020). Использование нанотехнологий при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых, 2, 150-156.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley &
5. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: Институт Компьютерных Исследований.
6. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
7. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
8. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193(10), 107411.
10. Suleimanov, B. A, Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133 – 1140
11. Suleimanov, B. A., Ismayilov, H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
12. Suleimanov, B. A., Suleymanov, A. A., Abbasov, E. M., Baspayev, E. T. (2018) A mechanism for generating the gas slippage effect near the dewpoint pressure in a porous media gas condensate flow. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 237-248.
13. Suleimanov, B. A., Abbasov, E. M., Sisenbayeva, M. R. (2017). Mechanism of gas saturated oil viscosity anomaly near to phase transition point. Physics of Fluids, 29, 012106.
14. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2023) Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
15. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2016). Effect of copper nanoparticle aggregation on the thermal conductivity of nanofluids. Russian Journal of Physical Chemistry A, 90(2), 420–428.
16. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф. (2022). Механизм повышения нефтеотдачи пласта нанофлюидами. SOCAR Proceedings, 3, 28-37.
17. Vəliyev, F. F. (2022). Qazma məhlullarının spesifik xassələrinin yeni sintez olunmuş polimer əlavələrlə tənzimlənməsi. Scientific Petroleum, 1, 42-45.
18. Гаибова, А. Г., Аббасов, М. M. (2022). Исследования инновационного водо-изоляционного состава на основе карбамид-формальдегидной смолы. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
19. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
20. Sircar, A., Rayavarapu, K., Bist, N., et al. (2022). Applications of nanoparticles in enhanced oil recovery. Petroleum Research, 7(1), 77-90.
21. Ogolo, N. A., Olafuyi, O. A., Onyekonwu, M. O. (2012). Enhanced oil recovery using nanoparticles. SPE-160847-MS. In: SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
22. Razavinezhad, J., Jafari, A., Elyaderani, S. (2022). Experimental investigation of multi-walled carbon nanotubes assisted surfactant/polymer flooding for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 214, 110370.
23. Шамилов, В. М. (2022). Получение модифицированных многостенных углеродных нанотрубок и их применение для интенсификации нефтедобычи. SOCAR Proceedings, 1, 84-88.
24. Ghalamizade, S., Jafari, A., Razavi, J. (2019). Experimental investigation of mechanisms in functionalized multiwalled carbon nanotube flooding for enhancing the recovery from heavy-oil reservoirs. SPE Journal,24(06), 2681-2694.
25. Башкирцева, Н. Ю., Куряшов, Д. А., Мингазов, Р. Р. И др. (2020). Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных ПАВ. Патент РФ № 2716070.
26. Krämer, C., Kowald, T. L., Butters, V., Trettin, R. H. F. (2016). Carbon nanotube-stabilized three-phase-foams. Journal of Materials Science, 51, 3715–3723.
27. Li, X., Pua, Ch., Bai, Y., Huang, F. (2022). Effect of surfactant types on the foam stability of multiwalled carbon nanotube stabilized foam. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 648, 129389. 

Известно, что шероховатость влияет на падение гидравлического давления, увеличивая силу сопротивления движению потока среды. Образование пограничного слоя на шероховатых поверхностях существенно влияет на динамику жидкости и процесс теплообмена в конвективных потоках, вызывающих возмущения в профиле скорости и влияющих на поверхностное сопротивление, турбулентное перемешивание и теплообмен. Несмотря на то, что есть большое количество экспериментальных и CFD-исследований в области изучения турбулентного потока, полноценного обзора этой проблематики не существует. Ввиду этого необходимо систематизировать исследования, связанные с изучением влияния шероховатой поверхности при турбулентном течении флюида. В большинстве случаев шероховатость определяется количественно только с помощью единственного параметра масштабирования – эквивалентной высоты шероховатости песчинки, которая может быть выражена на основе статистических параметров. В данной статье представлен обзор и обобщение данных по параметрам и характеристикам шероховатых поверхностей. Рассматривается метод корреляции с использованием среднеквадратичного отклонения по уклону профиля шероховатости, а также влияние вторичного потока на течение теплоносителя в замкнутом пространстве. Результаты данного исследования могут найти применение при интенсификации теплообмена в реакторах термической деструкции с использованием интенсификаторов в виде дискретно-шероховатых поверхностей.

Ключевые слова: дискретно-шероховатые поверхности; термоконтактная поверхность; шероховатая поверхность; турбулентный поток; реактор пиролиза; термическая деструкция; теплообменный аппарат.

Литература

1. Kolenchukov, O. A., Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., et al. (2021). Simulating the hydrocarbon waste pyrolysis in reactors of various designs. SOCAR Proceedings, 2, 1-7.
2. Mohammadi, A., Floryan, J. (2013). Pressure losses in grooved channels. Journal of Fluid Mechanics, 725, 23-54.
3. Eckert, M. (2021). Pipe flow: a gateway to turbulence. Archive for History of Exact Sciences. 75, 249–282.
4. Bons, J. P. (2010). A review of surface roughness effects in gas turbines. Journal of Turbomachinery, 132(2), 16.
5. Stripf, M., Schulz, A., Bauer, H. J. (2008). Modeling of rough-wall boundary layer transition and heat transfer on turbine airfoils. Journal of Turbomachinery, 130(2), 11.
6. McClain, S. T., Vargas, M., Tsao, J. C., Broeren, A. (2019). Influence of freestream temperature on ice accretion roughness SAE. Technical Papers - Publications - SAE International, 2(1), 227-237.
7. Liu, Y., Zhang, K., Tian, W., Hu, H. (2020). An experimental investigation on the dynamic ice accretion and unsteady heat transfer over an airfoil surface with embedded initial ice roughness. International Journal of Heat and Mass Transfer, 146, 118900.
8. Forooghi, P., Weidenlener, A., Magagnato, F., et al. (2018). DNS of momentum and heat transfer over rough surfaces based on realistic combustion chamber deposit geometries. International Journal of Heat and Fluid Flow, 69, 83-94.
9. Schultz, M. P. (2007). Effects of coating roughness and biofouling on ship resistance and powering. Biofouling, 23, 331-341.
10. Walker, J. M., Flack, K. A., Lust, E. E., et al. (2014). Experimental and numerical studies of blade roughness and fouling on marine current turbine performance. Renewable Energy, 66, 257-267.
11. Li, J., Tsubokura, M., Tsunoda, M. (2017). Numerical investigation of the flow past a rotating golf ball and its comparison with a rotating smooth sphere. Flow, Turbulence Combustion, 99(3), 837-864.
12. Oeffner, J., Lauder, G.V. (2012). The hydrodynamic function of shark skin and two biomimetic applications. Journal of Experimental Biology, 215(5), 785-795.
13. Suleimanov, B. A., Ismayilov, R. H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni₅(μ₅-pppmda)₄Cl₂] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
14. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Valiyev, F. F., et al. (2019). Thermal-conductivity enhancement of microfluids with Ni3(µ3-ppza)4Cl2 metal string complex particles. ASME Journal of Heat Transfer, 141, 012404.
15. Shu, L., Li, H., Hu, Q., et al. (2018). Study of ice accretion feature and power characteristics of wind turbines at natural icing environment. Cold Regions Science and Technology, 147, 45-54.
16. Lien, F. S., Yee, E., Cheng, Y. (2004). Simulation of mean flow and turbulence over a 2D building array using high-resolution CFD and a distributed drag force approach. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 92(2), 117-158.
17. Finnigan, J. (2000). Turbulence in plant canopies. Annual Review of Fluid Mechanics, 32, 519-571.
18. Абдуллаев, В. Дж., Гамзаев Х. М. (2022). Численный метод определения коэффициента гидравлического сопротивления двухфазного потока в газлифтной скважине. SOCAR Proceedings, 1, 56-60.
19. Башмур, К. А., Петровский, Э. А., Тынченко, В. С. и др. (2021). Влияние гидроциклона-демпфера с рельефом поверхности на разделительную способность текучих неоднородных систем. SOCAR Proceedings, 2, 13-20.
20. Coceal, O., Belcher, S. E. (2004). A canopy model of mean winds through urban areas. Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society, 130(599), 1349-1372.
21. Cheng, H., Castro, I. P. (2002). Near wall flow over urban-like roughness. Boundary-Layer Meteorology, 104(2), 229-259.
22. Roth, M. (2007). Review of atmospheric turbulence over cities. Quarterly Journal of the Royal Meteorological Society, 126(564), 941-990.
23. Barlow, J. F., Coceal, O. (2008). A review of urban roughness sublayer turbulence. Technical Report. Met Office.
24. Domel, A. G., Saadat, M., Weaver, J. C., et al. (2018). Shark skin-inspired designs that improve aerodynamic performance. Journal of the Royal Society Interface, 15(139), 20170828.
25. Liu, G., Yuan, Z., Qiu, Z., et al. (2020). A brief review of bio-inspired surface technology and application toward underwater drag reduction. Ocean Engineering, 199(1), 106962.
26. Li, P., Guo, D., Huang, X. (2020). Heat transfer enhancement, entropy generation and temperature uniformity analyses of shark-skin bionic modified microchannel heat sink. International Journal of Heat and Mass Transfer, 146, 118846.
27. Liu, W., Ni, H., Wang, P., Zhou, Y. (2020). An investigation on the drag reduction performance of bioinspired pipeline surfaces with transverse microgrooves. Beilstein Journal of Nanotechnology, 11(1), 24-40.
28. Dean, B., Bhushan, B. (2010). Shark-skin surfaces for fluid-drag reduction in turbulent flow: a review. Philosophical Transactions of the Royal Society a Mathematical Physical and Engineering Sciences, 368(1929), 4775-4806.
29. Soleimani, S., Eckels, S. (2021). A review of drag reduction and heat transfer enhancement by riblet surfaces in closed and open channel flow. International Journal of Thermofluids, 9(1), 100053.
30. Liang, G., Mudawar, I. (2019). Review of pool boiling enhancement by surface modification. International Journal of Heat and Mass Transfer, 128, 892-933.
31. Alnaimat, F., AlHamad, I. M., Mathew, B. (2021). Heat transfer intensification in MEMS two-fluid parallel flow heat exchangers by embedding pin fins in microchannels. International Journal of Thermofluids, 9, 100048.
32. Boomsma, A., Sotiropoulos, F. (2016). Direct numerical simulation of sharkskin denticles in turbulent channel flow. Physics of Fluids, 28(3), 035106.
33. Sharma, S. K., Kalamkar, V. R. (2015). Thermo-hydraulic performance analysis of solar air heaters having artificial roughness–a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 41, 413-435.
34. Gawande, V. B., Dhoble, A. S. A., Zodpe, D. B. B. (2014). Effect of roughness geometries on heat transfer enhancement in solar thermal systems – a review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 32, 347-378.
35. Alam, T., Kim, M. H. (2017). A critical review on artificial roughness provided in rectangular solar air heater duct. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 69, 387-400.
36. Ahmad, D., van den Boogaert, I., Miller, J., et al. (2018). Hydrophilic and hydrophobic materials and their applications, energy sources, part a recover. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects, 40, 2686-2725.
37. Quéré, D. (2008). Wetting and roughness. Annual Review of Materials Research, 38(1), 71-99.
38. Bammert, K., Sandstede, H. (1976). Influences of manufacturing tolerances and surface roughness of blades on the performance of turbines. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 98(1) 29–36.
39. Koch, C. C., Smith, L. H. (1976). Loss sources and magnitudes in axial-flow compressors. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 98, 411-424.
40. Abdullayev, V. J. (2021). New approach for two-phase flow calcuation of artifical lift. SOCAR Proceedings, 1, 49-55.

Современные условия эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов сопровождаются необходимостью сепарации газа у приема насосной установки, причем естественной сепарации может быть недостаточно для обеспечения технологической нормы отбора скважинной продукции, поэтому применяют газосепараторы в составе установки электроцентробежного насоса. Анализ литературных источников и результаты собственных исследований показывают, что в настоящее время нет единой методики подбора газосепараторов различных модификаций к условиям эксплуатации скважин, оборудованных различными типоразмерами установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), то есть подбор газосепаратора в составе УЭЦН осуществляется на основе фрагментарных данных о производительности и конструктивном исполнении газосепаратора, что является недопустимым, а в некоторых случаях опасным ввиду возможного наступления аварийного режима. В статье описана методика прогнозирования эффективности работы газосепаратора в составе скважинной установки электроцентробежного насоса на основе обобщения большого объема статистической информации по данным публикаций, результатов собственных экспериментальных и промысловых исследований.

Ключевые слова: газосепаратор; газосодержание; установка электроцентробежного насоса; УЭЦН; сепарационная эффективность; скважинная добыча нефти; коэффициент сепарации.

Литература

1. Дроздов, А. Н. (2008). Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
2. Лунев, Н. В. (2011). Опыт эксплуатации ВЭД, ЭЦН 5-й группы, фазопреобразователей и вихревых газосепараторов в условиях месторождений ТНК-ВР. Инженерная практика, 5, 12-23.
3. Герасимов, В. В. (2012). Высоконадежное оборудование для работы в осложненных условиях. Инженерная практика, (2), 18-25.
4. Drozdov, A. N., Verbitckiy, V. S., Dengaev, A. V., et al. (2008, October). Rotary gas separators in high GOR wells, field and lab tests comparison. SPE-117415-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
5. Губкин, А. Н., Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. (1994). Промысловые испытания газосепаратора МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 5, 60-62.
6. Игревский, В. И., Дроздов, А. Н., Ляпков, П. Д. (1987). Опыт внедрения газосепараторов к УЭЦН в ПО «Варьеганнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 12, 49-51.
7. Желтов, Ю. П., Мищенко, И. Т. (1986). Отчет по НИР «Разработка и усовершенствование технологических методов повышения нефтеотдачи пластов и технических средств интенсификации добычи нефти с использованием внутрипластовых и термохимических процессов. Приложение 3. Исследование и усовершенствование оборудования и технологии добычи и промышленного сбора нефти на месторождениях, разрабатываемых с применением термохимических методов воздействия на пласт (промежуточный)». Том IV. Москва: МИНГ имени И.М. Губкина.
8. Gadbrashitov, I. F., Sudeyev, I. V. (2006, OCtober). Generation of curves of effective gas separation at the ESP intake on the basis of processed real measurements collected in the Priobskoye oil field. SPE-102272-MS. In: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
9. Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. (1994). Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МНГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 8, 44-48.
10. Сальманов, Р. Г. (1990) Разработка газосепараторов высокой пропускной способности для УЭЦН и определение области их эффективного применения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
11. Lea, J. F., Bearden, J. L. (1982). Gas separator performance for submersible pump operation. Journal of Petroleum Technology, 34(06), 1327-1333.
12. Сокорев, В. Н. (1992). Исследование процесса сепарации газа в условиях искусственной кавитации с целью создания газосепараторов к погружным центробежным насосам с учетом структуры нефтегазовых смесей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
13. Деньгаев, А. В. (2005). Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
14. Игревский, Л. В. (2002). Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
15. Маркелов, Д. В. (2007). Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приёмных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
16. Минченко, Д. А., Якимов, С. Б., Носков А. Б. и др. (2019). Проект внедрения газосепараторов электроцентробежных насосов с меньшей потребляемой мощностью: подготовка и начало реализации. Нефтяное хозяйство, 11, 64-67.
17. Alhanati, F. J. S., Doty, D. R. (1994, September). A simple model for the efficiency of rotary separators. SPE-28525-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
18. Мусинский, А. Н. (2018). Сепарационная характеристика современных центробежных погружных газосепараторов. Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горношахтного и нефтепромыслового оборудования, 1, 282-287.
19. Harun, A. F., Prado, M. G., Doty, D. R. (2003, March). Design optimization of a rotary gas separator in ESP systems. SPE-80890-MS. In: SPE Production and Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
20. Harun, A. F., Prado, M. G., Shirazi, S. A., Doty, D. R. (2000, October). An improved model for predicting separation efficiency of a rotary gas separator in ESP systems. SPE-63044-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
21. Волков, М. Г., Михайлов, В. Г., Петров, П. В. (2012). Исследование влияния структуры газожидкостной смеси на эффективность процесса сепарации газа в центробежном газосепараторе. Вестник УГАТУ, 16(5), 93-99.
22. Михайлов, В. Г., Петров, П. В. (2008). Математическая модель сепарации газа в рабочей камере роторного газосепаратора. Вестник УГАТУ, 10(1), 21-29.
23. Abbariki, G., Riasi, A., Rezghi, A. (2020). Surrogate-based optimization for the design of rotary gas separator in ESP systems. SPE Production & Operations, 35(03), 497-509.
24. Derakhshan, S., Riahi, F., Bashiri, M. (2018). Efficiency improvement of a rotary gas separator by parametric study and gas/liquid-flow analysis. SPE Production & Operations, 33(02), 320-335.
25. Мусинский, А. Н. (2021). Разработка и исследование вихревых газосепараторов для высокодебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет.
26. Ляпков, П. Д. (1987). Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Москва: МИНГ.
27. Ляпков, П. Д., Игревский, В. И., Дроздов, А. Н. (1989). Исследование работы газосепаратора 1МНГ5 к УЭЦН на вязких газожидкостных смесях. Нефтяное хозяйство, 4, 41-44.
28. Дроздов, А. Н., Игревский, В. И. (1994). Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МНГСЛ5 к погружным центробежным насосам. Нефтяное хозяйство, 8, 44-48.
29. Lackner, G., Doty, D. R., Shirazi, S. A., Schmidt, Z. (1999, March). Effect of viscosity on downhole gas separation in a rotary gas separator. SPE-52160-MS. In: SPE Mid-Continent Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers.
30. Shakirov, A. M. (2011, February). An accurate model to predict natural separation efficiency based on common data. MEALF-00098. In: Middle East Artificial Lift Forum, Bahrain.
31. Шакиров, А. М. (2011). Модель естественной сепарации свободного газа у приёма погружного оборудования. Нефть, газ и бизнес, 6, 27-30.
32. Márquez, R. (2004). Modeling downhole natural separation. PhD dissertation. Tulsa.
33. UNIFLOC VBA. https://github.com/unifloc/unifloc_vba

В статье представлены результаты исследований напряженно-деформированного состояния и несущей способности трубобетонных элементов при сжатии. Исследования проводились с применением дробно-рациональной диаграммы, отражающей зависимость между напряжением и деформацией, предложенной в еврокоде для сжатого бетонного ядра внутри трубы, и симметричной двухлинейной диаграммы с ограниченной площадкой текучести при произвольном значении гибкости элемента и эксцентриситета сжимающей силы. На основе проведенных исследований разработана эффективная численная методика, позволяющая определить напряженно-деформированное состояние и несущую способность сжатых трубобетонных элементов. При построении расчетной методики, решение задачи сводится к решению системы нелинейных алгебраических уравнений, относительно уровня деформации в наиболее напряженном сечении сжатой грани бетонного ядра и положения нейтральной оси в этом сечении. Эффективность предложенного метода расчета проверена многочисленными численными экспериментами. Показано, что в зависимости от гибкости элемента и эксцентриситета сжимающей силы, в момент потери несущей способности, работа стальной трубы может иметь как упругий, так и упругопластический характер, и это определяется только с помощью расчетов по предложенной общей методике.

Ключевые слова: бетон; стальная труба; график «нагрузка-прогиб»; деформация; напряжение; прогиб; напряженно-деформированное состояние; несущая способность; эксцентриситет.

Литература

1. Санжаровский, Р. С., Веселов, А. А. (2002). Теория расчета строительных конструкций на устойчивость и современные нормы. Санкт-Петербург, Москва: АСВ.
2. Беглов, А. Д., Санжаровский, Р. С. (2006). Теория расчета железобетонных конструкций на прочность и устойчивость. Современные нормы и Евростандарты. Санкт-Петербург, Москва: АСВ.
3. Гаджиев, М. А. (2006). Несущая способность внецентренно сжатых железобетонных элементов кольцевого сечения. Вестник гражданских инженеров, 2(8), 33-38.
4. Шеховцев, В. А., Гусейнов, И. Г. (2003). Несущая способность морских стационарных платформ. Санкт- Петербург: ПГАСУ.
5. Карпенко, Н. И., Травуш, В. И., Карпенко, С. Н. и др. (2017). Статически неопределимые железобетонные конструкции. Диаграммные методы автоматизированного расчета и проектирования. Москва: МСЖКХ РФ.
6. Гасанов, Ф. К. (2020). Применения конструкции «стальная рубашка» при добыче нефти и газа. SOCAR Proceedings, 2, 105-111.
7. Кодыш, Э. Н., Никитин, И. Н., Трекин, Н. Н. (2011). Расчет железобетонных конструкций из тяжелого бетона по прочности, трещиностойкости и деформациям. Москва: АСВ.
8. Яковлев, С. К., Мысляева, Я. И. (2015). Расчет железобетонных конструкций по Еврокоду EN1992. Москва: МГУ.
9. Колмогоров, А. Г., Плевков, В. С. (2014). Расчет железобетонных конструкций по российским и зарубежным нормам. Москва: АСВ.

В статье анализируются основные характеристики показателей надежности машин и оборудований, эксплуатируемых в чрезвычайных ситуациях и экстремальных условиях. Обсуждаются методики их оценки с применением различных методов теории вероятностей и математической статистики.

Ключевые слова: машины; оборудование; надежность; аварийные ситуации; экстремальные условия; оценка; теория вероятностей; математическая статистика.

Литература

1. Gafarov, A. M., Suleymanov, P. H., Gafarov, V. A. (2014). Prognostication and statistic evaluation of reliability of machine and equipment working in extreme conditions. Khimicheskoe i Neftegazovoe Mashinostroenie, 11, 15-17.
2. Gafarov, A. M., Suleymanov, P. H., Gafarov, V. A., et al. (2014). Technological aspects of machine parts durability improvements. Science and Applied Engineering Quarterly (SAEQ), 1-3, 24-31.
3. Nevzorov, V. N., Sugak, E. V. (1998). Reliability of machines and equipment. Krasnoyarsk: SGTU.
4. Gafarov, A. M., Suleymanov, P. G. (2015). Some aspects of improving the machines and equipment reliability of operated in extreme conditions. Collection of materials of the international scientific-practical conference «Emergency situations and safe life». Baku.
5. Gafarov, A. M., Suleymanov, V. A., Gafarov, V. А. (2015). Accuracy and reliability of statistical estimates in determining the fire and rescue vehicles and units reliability. Collection of materials of the international conference «Prevention, liquidation of consequences of emergency situations and rescue of people at the venues of mass sports events». Baku.
6. Gafarov, A. M., Sharifov, Z. Z., Khankishiyev, Y. A. (2020). Etibarliligin ve uzunomurluluyun esaslari. Baki: ADDA.

В статье приводятся результаты исследований по влиянию различных технологических факторов на надёжность машин и оборудований, эксплуатируемых в чрезвычайных ситуациях и экстремальных условиях. Обсуждаются полученные закономерности.

Ключевые слова: машины; оборудование; технологические факторы; экстремальные условия; надежность; аварийная ситуация; работоспособность.

Литература

1. Tamargazin, A. A., Variyukhno, V. V., Dovgal, A. G., Sidorenko, A. Y. (2019). Wear of composition coatings containing SIC–AL2O3 for piston skirt of internal combustion engines of aircraft ground support equipment. Journal of Friction and Wear, 40(4), 303-308.
2. Nevzorov, V. N., Sugak, E. V. (1998). Reliability of machines and equipment. Krasnoyarsk: SGTU.
3. Gafarov, A. M., Suleimanov, P. G., Kalbiev, F. M. (2013). Investigation of the parts wear influence, temperature deformations and vibrations on the machines and equipment reliability operating in extreme conditions. Theoretical and Applied Mechanics, 3-4, 112-116.
4. Gafarov, A. M. (1998). Technological ways to improve the wear resistance of machine parts. Baku: Elm.
5. Suleymanov, P. G. (2018). Improving the machines and equipment reliability operated in extreme conditions. Baku: Elm.
6. Tomashov, N. D. (1959). Theory of metals corrosion and protection. Moscow: USSR Academy of Sciences.

В статье изучен экономический эффект от прямых иностранных инвестиций в нефтегазовый сектор Азербайджана. В результате исследования определено, что наиболее целесообразно направлять иностранные инвестиции в отрасли, способные создавать высокую добавленную стоимость. Поскольку эти инвестиции в основном ориентированы на промышленное производство и перерабатывающий сектор, здесь имеются широкие экспортные возможности. Для экономического развития нефтегазовой отрасли целесообразно повышать качественную составляющую прямых иностранных инвестиций. В целом направления прямых иностранных инвестиций в нефтегазовом секторе соответствуют интересам Азербайджанской Республики, а это означает, что необходимо повысить эффективность прямых иностранных инвестиций. Это возможно благодаря оптимизации стратегических и операционных бизнес-процессов на уровне компаний-инвесторов. Таким образом, в результате проведенного исследования можно сказать, что приток прямых иностранных инвестиций в нефтегазовый сектор оказал положительное влияние на экономический рост в стране в целом.

Ключевые слова: нефтегазовый сектор; иностранные инвестиции; прямые иностранные инвестиции; оценка инвестиционной среды; экономическое развитие.

Литература

1. Alikhanov, A. E. (2018). Factors influencing foreign direct investments in Azerbaijan. Scientific Review of Azerbaijan State University of Economics, 6, 129-137.
2. Alfaro, L. (2003). Foreign direct investment and growth: does the sector matter. Harvard Business School.
3. Атакишиев, М. С. (2012). Современная стратегия экономического развития Азербайджана: модернизация переходной экономики. Баку.
4. (2012). Большая экономическая энциклопедия. Том II / под ред. академика Зияда Самедзаде. Баку: Letterpres.
5. Гаджизаде, Э. М. (2013). Национальная нефтяная стратегия и новые цели развития. Научные новости университета «Тефеккюр», 2.
6. Гусейнов, А. Г., Алиев, М. (2016). Экономика и управление нефтегазовой отрасли. Баку.
7. Носова, О. В. (2016). Влияние притока прямых иностранных инвестиций на экономический рост. Вісник економічної науки України, 1, 201-207.
8. (2016). «Стратегическая дорожная карта развития нефтегазовой промышленности (включая химическую продукцию) Азербайджанской Республики». Утверждена Указом Президента Азербайджанской Республики № 1138 от 6 декабря 2016 года. Баку.
9. (2021). Азербайджан в цифрах. Статистический сборник. Баку: Госкомстат.
10. www.socar.az годовые отчеты SOCAR за 2000-2021 годы.
11. (2016). «Об утверждении основных направлений стратегической дорожной карты по народному хозяйству и основным отраслям экономики» и вытекающих из нее задач». https://president.az/articles/21953 13.

Кластеры придают большое значение поддержке деятельности субъектов предпринимательства в различных отраслях экономики, а также ускорению их развития, экономическому и социальному развитию регионов по всей стране, модернизации инфраструктурной базы экономики. Наблюдение за процессами экономического развития, происходящими в странах мира, показывает, что для обеспечения высокого экономического развития, конкурентоспособных отраслей экономики, системы предприятий, осуществляющих производство больших объемов экспортно-ориентированной продукции, всестороннее развитие экономики имеет первостепенное значение. В целом, в настоящее время роль оптимальных моделей экономического развития в подъеме развитых стран мира до этого уровня велика, и именно в упомянутых процессах институт кластера приобретает первостепенное значение.

Ключевые слова: кластеризация; модели инновационных кластеров; инновационный промышленный кластер; топливно-энергетический комплекс; инфраструктура экономики.

Литература

1. Porter, M. E. (2000). Location, competition and economic development: Local clusters in a global economy. Economic Development Quarterly, 14(1), 15-34.
2. Delgado, M., Porter, M. E., Stern, S. (2010). Clusters and entrepreneurship. Journal of Economic Geography, 10(4), 495-518.
3. Bəkirova, V. H. (2016). Yanacaq-enerji kompleksi sahələrində investisiya sinergiyasının idarə edilməsi mexanizminin təkmilləşdirilməsi yolları. İqtisadiyyat üzrə fəlsəfə doktoru elmi dərəcə almaq üçün dissertasiya avtoreferatı. Bakı.
4. Səməndərov, S. S. (2020). Azərbaycan iqtisaadi fikrincə klasterləşmə ideyasının genezisindən. AMEA-nın xəbərləri (İqtisadiyyat seriyası), 1.
5. Агарков, А. П., Голов, Р. С. (2017). Проектирование и формирование инновационных промышленных кластеров. Москва: «Дашков и К».
6. Фатеев, В. С. (2012). Кластеры, кластерный подход и его использование как инструмента регулирования развития национальной и региональной экономики. Веснiк Гродзенскага дзяржаўнага унiверсiтэта iмя Янкi Купалы. Серыя 5. Эканомiка. Сацыялогiя. Бiялогiя, 2(131), 40–50.
7. Ingstrup, M. B., Gamgaard, T. (2013). Cluster facilitation from a cluster life cycle perspective. European Planning Studies, 21, 556-574.
8. https://articlekz.com/article/8757
9. Əliyev, Т. (2019). Klasterlər: beynəlxalq təcrübə və innovativ inkişaf. Bakı: Elm və Bilik.
10. https://cyberleninka.ru/article/n/innovatsionnyy-klaster
11. Jerome, S. E. (2016). Global clusters of innovation: entrepreneurial engines of economic growth around the world. Edward Elgar Publishing.
12. https://studme.org/365741/ekonomika/metody_issledovaniya_innovatsiy