Расширены представления об условиях формирования крупных по запасам нефти и газа месторождений как в традиционных коллекторах, так и в нетрадиционных сланцевых, а также в низкопоровых коллекторах с трудноизвлекаемыми сверхвязкими нефтями и природными битумами. Проанализировано влияние геолого-геохимических сред на величину масштабности скоплений углеводородов. 

Ключевые слова: нефть; газ; мегарезервуары; углеводородные скопления; запасы; площадь и объем; сланцевые формации; традиционные и нетрадиционные коллекторы.

Литература

1. Еременко, Н. А., Чилингар, Г. В. (1996). Геология нефти и газа на рубеже веков. Москва: Наука.
2. Казаненков, В. А., Ершов, С. В., Рыжкова, С. В. и др. (2014). Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов. Геология нефти и газа, 1, 27–49.
3. Имамвердиев, Н. А., Саттар-заде, Н. А. (2023). Геохимические особенности сопутствующих элементов Филизчайского колчедан-полиметаллического месторождения (южный склон Большого Кавказа). Scientific Petroleum, 1, 12-19.
4. Шихмамедова, Т. Н., Абильгасанова, Л. Дж. (2023). Результаты сейсмофациального анализа для восстановления обстановки осадконакопления и прогноза в северо-абшеронской зоне поднятий. Scientific Petroleum, 1, 20-26.
5. Конторович, А. Э., Фотиади, Э. Э., Демин, В. И. и др. (1981). Прогноз месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
6. Вассоевич, Н. Б., Архипов, А. Я., Бурлин, Ю. К. и др. (1970). Нефтегазоносный бассейн – основной элемент нефтегеологического районирования крупных территорий. Вестник МГУ, Серия «Геология», 5, 13–24.
7. Хаин, В. Е., Соколов, Б. А. (1973). Современное состояние и дальнейшее развитие учения о нефтегазоносных бассейнах / в сборнике «Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых». Москва: Наука.
8. Пунанова, С. А. (2022). Мегарезервуары углеводородов – аккумуляторы гигантских по запасам скоплений нефти и газа. SOCAR Proceedings, SI2, 39–51.
9. Строганов, Л. В., Скоробогатов, В. А. (2004). Нефти и газы ранней генерации Западной Сибири. Москва: ООО Недра-Бизнесцентр.
10. Пунанова, С. А., Виноградова, Т. Л. (2011). Геохимические особенности нефтей и конденсатов верхнего продуктивного комплекса севера Западной Сибири. Нефтехимия, 51(4), 280–290.
11. Пунанова, С. А., Самойлова, А. В. (2022). Углеводородные мегарезервуары апт-сеноманских отложений северных регионов Западной Сибири. Экспозиция Нефть Газ, 4, 15–19.
12. Карагодин, Ю. Н. (2006). Пространственно-временные закономерности концентраций гигантских скоплений нефти и газа Западной Сибири (системный подход). Георесурсы, 18(1), 28–30.
13. Hein, F. J. (2017). Geology of bitumen and heavy oil: An overview. Journal of Petroleum Science and Engineering, 154, 551–563.
14. Хисамов, Р. С., Бачков, А. П., Войтович, С. Е. и др. (2022). Геологические основы поисков и разведки месторождений сверхвязкой нефти в центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Казань: Наследие нашего народа.
15. Мухаметшин, Р. З., Пунанова, С. А. (2014). Состав природных битумов Урало-Поволжья. Химия твердого топлива, 1, 58–70.
16. Поляков, А. А., Блинова, В. Н., Каширцев, В. А., Смирнова, М. Е. (2011). Новые данные о геологическом строении Оленекского месторождения битумов и перспективах нефтегазоносности прилегающей территории. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6(3).
17. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Казаненков, В. А. и др. (2014). Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(10).
18. Tao, Z. C., Yuan, S., Zhu, X., et al. (2009). Global importance of «continuous» petroleum reservoirs: Accumulation, distribution and evaluation. Petroleum Exploration and Development, 36(6), 669–682. 
19. Прищепа, О. М., Баженова, Т. К., Никифорова, В. С. и др. (2022). Уточнение геохимических особенностей распределения органического вещества в доманиковых отложениях Тимано-Печорской НГП. Материалы 2-й Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых «Успехи органической геохимии».
    Новосибирск: ИПЦ НГУ.
20. Родкин, М. В., Пунанова, С. А., Любушин, А. А. (2022). О негативных эффектах в районах добычи сланцевых углеводородов и их мониторинге. Научный журнал Российского газового общества, 4(36), 20–28.
21. Punanova, S. A. (2022). Features of the trace element composition of carbonaceous formations. Moscow University Geology Bulletin, 77(5), 540–551.
22. Шустер, В. Л. (2022). Особенности формирования и размещения крупных и гигантских по запасам месторождений нефти и газа в мегарезервуарах осадочных бассейнов. SOCAR Proceedings, SI2, 30–38.
23. Скоробогатов, В. А. (2018). Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке. «Neftegaz.RU», 10, 126–141.
24. Высоцкий, В. И., Скоробогатов, В. А. (2021). Гигантские месторождения углеводородов России и мира. Перспективы новых открытий. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 1-6, 20–25.
25. Скоробогатов, В. А. (2003). Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности Западно-Сибирского осадочного мегабассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 8–14.
26. Шустер, В. Л. (2022). Исследование нефтегазоносности мегарезервуаров в сложных геологических и природно-климатических условиях. Экспозиция Нефть Газ, 2, 26–29.
27. Вышемирский, В. С., Конторович, А. Э., Трофимук, А. А. (1971). Миграция рассеянных битумоидов /Труды института геологии и геофизики, вып. 143. Новосибирск: «Наука», СО Академия наук СССР.
28. Трофимук, А. А., Вышемирский, В. С., Дмитриев, А. Н. и др. (1971). Распознавание образов гигантских нефтяных месторождений /в книге «Проблемы нефтеносности Сибири». Новосибирск.
29. Вышемирский, В. С., Дмитриев, А. Н., Трофимук, А. А. (1971). Поисковые признаки гигантских нефтяных месторождений. Специальный доклад (СД-8). VIII Мировой нефтяной конгресс. Москва: ВНИИОЭНГ. 
30. Бостриков, О. И., Ларичев, А. И., Фомичев, А. С. (2011). Геохимические аспекты изучения нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их УВ-потенциала. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6(3).
31. Schuster, V. L., Punanova, S. A. (2021). Oil and gas potential of the deep-lying Jurassic and pre‑Jurassic deposits of the North of Western Siberia in unconventional traps. Georesources, 23(1), 30–41.
32. Фомин, А. Н., Конторович, А. Э., Красавчиков, В. О. (2001). Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна. Геология и геофизика, 42(11-12), 1875–1887.
33. Эпов, М. И., Шемин, Г. Г. (2017). Количественный прогноз нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений севера Западной Сибири и акватории Карского моря. Геология нефти и газа, 4, 7–32.
34. Лившиц, В. Р. (2019). Взаимосвязь законов распределения по массе залежей и месторождений углеводородов. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 14(4).
35. Пунанова, С. А. (2021). О классификационном разнообразии ловушек нефти и газа и геохимических критериях продуктивности сланцевых формаций. SOCAR Proceedings, SI2, 1-15.

На основе обобщения мирового опыта изучения условий накопления и сохранения водорода в геологических формациях и выполненных экспериментальных работ авторы прогнозируют развитие гидрохимических, микробиологических, геомеханических процессов, которые в реальной геологической среде с высокой долей вероятности будут сопутствовать процессам совместного содержания водорода и метана в подземных хранилищах. Также рассмотрены вопросы диффузии водорода через покрышку и его потери из-за потребления микроорганизмами. Теоретические решения проиллюстрированы расчетами на синтетических моделях.

Ключевые слова: подземное хранилище газа, водород, метан, анаэробные микроорганизмы.

Литература

1. Аксютин, О. Е., Ишков, А. Г., Романов, К. В., Тетеревлев, Р. В. (2021). Роль российского природного газа в развитии водородной энергетики. Энергетическая политика, 3(157), 6–19.
2. Котельникова, С. А. (2002). Водородная энергетика: хранение водорода. Энергетические установки и технологии, 4, 64–70.
3. Хан, С. А., Аверкиев, С. Е., Дорохин, В. Г. и др. (2022). Анализ мировых технологий получения и хранения водорода. Газовая промышленность, Спецвыпуск, 4, 60–64.
4. Hassanpouryouzband, A., Adie, K., Cowen, T., et al. (2022). Geological hydrogen storage: Geochemical reactivity of hydrogen with sandstone reservoirs. ACS Energy Letters, 7, 2203–2210.
5. Basniev, K. S., Omelchenko, F. A., Adzynova, F. A. (2010). Underground hydrogen storage problems in Russia. In: 18th World Hydrogen Energy Conference, Essen.
6. Tarkowski, R. Perspectives of using the geological subsurface for hydrogen storage in Poland. International Journal of Hydrogen Energy, 42, 347−355.
7. Барсук, Н. Е., Хайдина, М. П., Хан, С. А. (2018). «Зеленый» газ в газотранспортной системе Европы. Газовая промышленность, 10, 104–109.
8. Макарян, И. А., Седов, И. В., Арутюнов, В. С. (2022). Метановодордные смеси как альтернативное экологически чистое топливо. Научный журнал Российского газового общества, 2(34), 76–94.
9. Muhammed, N. S., Haq, B., Al Shehri, D., et al. (2022). A review on underground hydrogen storage: Insight into geological sites, influencing factors and future outlook. Energy Reports, 8, 461–499.
10. Reitenbach, V., Ganzer, L., Albrecht, D., Hagemann, B. (2015). Influence of added hydrogen on underground gas storage: A review of key issues. Environmental Earth Sciences, 73, 6927−6937.
11. Šmigáň, P., Greksák, M., Kozánkova, J., et al. (1990). Methanogenic bacteria as a key factor involved in changes of town gas stored in an underground reservoir. FEMS Microbiology Letters, 73, 221–224.
12. Buzek, F., Onderka, V., Vančura, P., Wolf, I. (1994) Carbon isotope study of methane production in a town gas storage reservoir. Fuels, 73(5), 747–752.
13. Truche, L., Jodin-Caumon, M. C., Lerouge, C., et al. (2013). Sulphide mineral reactions in clay-rich rock induced by high hydrogen pressure. Application to disturbed or natural settings up to 250 ◦C and 30 bar. Chemical Geology, 351, 217–228.
14. Yekta, A. E., Pichavant, M., Audigane, P. (2018). Evaluation of geochemical reactivity of hydrogen in sandstone: Application to geological storage. Applied Geochemistry, 95, 182–194.
15. Булатов, Г. Г. (1979). Подземное хранение водорода. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУНиГ.
16. Исаев, В. П. (1995). Моделирование на ЭВМ физико-химических процессов нефтегазообразования. Материалы I-ой Международной конференции «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов». Санкт-Петербург, Россия.
17. Ларин, В. Н. (1975). Гипотеза изначально гидридной Земли. Москва: Недра.
18. Левшунова, С. П. (1994). Водород и его биогеохимическая роль в образовании углеводородных газов в осадочных породах земной коры. Авторефеарт диссертации на соискание ученой степени доктора геололого-минералогических наук. Москва: МГУ.
19. Молчанов, В. И. (1981). Генерация водорода в литосфере. Новосибирск: Наука.
20. Соколов, В. А. (1971). Геохимия природных газов. Москва: Недра.
21. Абрамова, О. П., Филиппова, Д. С. (2021). Геобиологические особенности хранения водород-метановых смесей в подземных резервуарах. SOCAR Proceedings, SI2, 66–74.
22. Зайдельсон, М. И., Козин, А. Н. (1963). Пластовые воды палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья. Труды «КуйбышевНИИ НП», 43–50.
23. Матусевич, В. М., Ковяткина, Л. А. (2010). Нефтегазовая гидрогеология. Часть 1. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии. Тюмень: ТюмГНГУ.
24. Делия, С. В., Абукова, Л. А., Абрамова, О. П. и др. (2013). Особенности взаимодействия коллекторов, пластовых и технических вод при разработке нефтегазоконденсатного месторождения им. Ю. Корчагина. Нефтяное хозяйство, 3, 18–
25. Абукова, Л. А., Карцев, А. А., Лашкевич, В. С., Иванова, В. Д. (2003). Механохимия поровых вод глинистых отложений в аспекте генезиса нефти и газа /в сборнике «Генезис нефти и газа». Москва: Институт проблем нефти и газа РАН.
26. Иванова, А. Е., Борзенков, И. А., Тарасов, А. Л. и др. (2007). Микробиологические исследования на объектах подземного газового хранилища в процессе отбора газа. Микробиология, 76(4), 524–532.
27. Абукова, Л. А., Абрамова, О. П. (2021). Прогноз гидрогеохимических эффектов в глинистых флюидоупорах при подземном хранении водорода с метаном. Георесурсы, 23(1), 118–126.
28. Назина, Т. Н., Беляев, С. С. (2004).  Биологическое и метаболическое разнообразие микроорганизмов нефтяных месторождений. Труды Института микробиологии им. С.Н. Виноградского, 12, 289-316.
29. Youssef, N., Elshahed, M. S., McInerney, M. J. (2009). Microbial processes in oil fields: culprits, problems and opportunities. Advances in Applied Microbiology, 66, 141–251.
30. Cord-Ruwisch, R., Seitz, H. J., Conrad, R. (1988). The capacity of hydrogenotrophic anaerobic bacteria to compete for traces of hydrogen depends on the redox potential of the terminal electron acceptor. Archives of Microbiology, 149, 4, 350–357.
31. Thauer, R. K., Jungermann, K., Decker, K. (1977). Energy conservation in chemotrophic anaerobic bacteria. Bacteriological Reviews, 41, 3, 100–180.
32. Gregory, S. P., Barnett, M. J., Field, L. P., Milodowski, A. E. (2019). Subsurface microbial hydrogen cycling: natural occurrence and implications for industry. Microorganisms, 7, 53.
33. Dopffel, N., Jansen, S., Gerritse, J. (2021). Microbial side effects of underground hydrogen storage – Knowledge gaps, risks and opportunities for successful implementation. International Journal of Hydrogen Energy, 46, 8594-8606.
34. Magot, M., Ollivier, B., Patel, B.K.C. (2000). Microbiology of petroleum reservoirs. Antonie van Leeuwenhoek, 77, 103–116.
35. Aüllo, T., Ranchou-Peyruse, A., Ollivier, B., Magot, M. (2013). Desulfotomaculum spp. and related gram-positive sulfate-reducing bacteria in deep subsurface environments. Frontiers in Microbiology, 4, 362.
36. Wilhelms, A., Larter, S. R., Head, I., et al. (2000). Biodegradation of oil in uplifted basins prevented by deep–burial sterilization. Nature, 411, 1034–1037.
37. Тарасов, А. Л., Борзенков, И. А., Черных, Н. А., Беляев, С. С. (2011). Выделение и изучение анаэробных микроорганизмов, участвующих в трансформации метанола в подземном хранилище газа. Микробиология, 80(2), 184–191.
38. Тарасов, А. Л., Борзенков, И. А., Беляев, С. С. (2011). Исследование трофических связей анаэробных микроорганизмов из подземного хранилища газа в процессе утилизации метанола. Микробиология, 80(2), 192–199.
39. Nazina, T. N., Shestakova, N. M., Ivoilov, V. S., et al. (2017). Radiotracer assay of microbial processes in petroleum reservoirs. Advances in Biotechnology & Microbiology, 2(4), 555591.
40. Назина, Т. Н., Абукова, Л. А., Турова, Т. П. и др. (2021). Микробное разнообразие и возможная активность в водоносных горизонтах подземных хранилищ газа. Микробиология, 90(5), 589–600.
41. Kalyuzhnaya, M. G., Yang, S., Rozova, O. N., et al. (2013). Highly efficient methane biocatalysis revealed in a methanotrophic bacterium. Nature Communications, 4, 2785.
42. Jung, G.-Y., Rhee, S.-K., Han, Y.-S., So-Jeong Kim, S. J. (2020). Genomic and physiological properties of a facultative methane-oxidizing bacterial strain of Methylocystis sp. from a wetland. Microorganisms, 8,
43. Jo, S. Y., Na Rhie, M., Jung, S. M., et al. (2020). Hydrogen production from methane by Methylomonas sp. DH-1 under micro-aerobic conditions. Biotechnology and Bioprocess Engineering, 25, 71–77.
44. Miller, T. L., Wolin, M. J. (1985). Methanosphaera stadtmaniae gen. nov., sp. nov.: a species that forms methane by reducing methanol with hydrogen. Archives of Microbiology, 141, 116–122.
45. Сафарова, Е. А., Филиппова, Д. С., Столяров, В. Е. (2021). Особенности эксплуатации объектов подземного хранения газа при совместном хранении метана и водорода. Научный журнал Российского газового общества, 3(31), 58–62.
46. Абукова, Л. А., Филиппова, Д. С., Сафарова, Е. А. и др. (2021, март). Исследование гидрогеохимических и микробиологических особенностей Щелковского ПХГ в аспекте гибридного хранения природных газов. Материалы конференции Европейской ассоциации геологов и инженеров. Тюмень, Россия.
47. Flesch, S., Pudlo, D., Albrecht, D., et al. (2018). Hydrogen underground storage – Petrographic and petrophysical variations in reservoir sandstones from laboratory experiments under simulated reservoir conditions. International Journal of Hydrogen Energy, 8, 1–14.
48. Попов, С. Н., Зарипов, Р. Ш., Паршуков, А. В. (2013). Изменение физико-механических свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений в зависимости от пористости. Газовая промышленность, 8, 45–47.
49. Попов, С. Н. (2014). Вариации прочностных свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений в зависимости от пористости. Нефтепромысловое дело, 12, 38–42.
50. Teatini, P., Ferronato, M., Franceschini, A., et al. (2018, January). Gas storage in compartmentalized reservoirs: a numerical investigation on possible «unexpected» fault activation. In: 53rd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium, New York, ARMA19–1991.
51. Wei, X., Zhang, J., Li, Q., et al. (2019). Fault slippage and its permeability evolution during supercritical CO₂ fracturing in layered formation. Oil & Gas Science and Technology – Revue IFP Energies nouvelles, 74, 76.
52. Katarzyna, L., Radosław, T. (2019). Numerical simulation of hydrogen injection and withdrawal to and from a deep aquifer in NW Poland. International Journal of Hydrogen Energy, 45(3), 2068-2083.
53. Abukova, L. A., Zakirov, S. N., Anikeev, D. P., Zakirov, E. S. (2020, October). Formation of an effective hydrogen storage in an aquifer and control of its parameters. SPE 201999-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
54. Anikeev, D. P., Zakirov, E. S., Indrupskiy, I. M., Anikeeva, E. S. (2020, October). Estimation of diffusion losses of hydrogen during the creation of its effective storage in an aquifer. SPE 206614-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
55. Аникеев, Д. П., Закиров, Э. С., Индрупский, И. М., Аникеева, Э. С. (2022). Разработка методики оценочного 3D геолого-технологического моделирования подземного хранения водорода совместно с метаном с учетом жизнедеятельности бактерий. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(38), 39–55.
56. (2022). Аналитический доклад «Водород: формирование рынка и перспективы России». Москва: ИПЕМ.

В статье рассматриваются особенности накопления водорода в различных тектонических и геолого-геохимических условиях, обсуждается природа водорода как газового компонента Земли, соотношение в газовых смесях водорода с другими газами, значимость генерационных источников водорода, его потребление на геологические процессы различной специфики. Предлагаются отдельные критерии оценки территорий по перспективности обнаружения скоплений водорода. Высказывается личная точка зрения автора относительно направлений поисков природного водорода с учетом особенностей его дальнейшего использования как химического и энергетического ресурса.

Ключевые слова: природный водород; серпентинизация; радиолиз воды; метаногенез; ацетогенез; сульфатредукция.

Литература

1. Полякова, Т. В. (2012). Состояние и перспективы водородной энергетики в России и мире. Вестник МГИМО-Университета, 1, 156-164.
2. Мастепанов, А. М. (2020). Водородная энергетика России: состояние и перспективы. Энергетическая политика, 12, 54–65.
3. Smil, V. (2010). Energy transitions: history, requirements, prospects. Santa Barbara: Praeger/ABC CLIO.
4. Литвиненко, В. С., Цветков, П. С., Двойников, М. В., Буслаев, Г. В. (2020). Барьеры реализации водородных инициатив в контексте устойчивого развития глобальной энергетики. Записки Горного института, 244, 428-438.
5. Поспеев, А. В. (2021). Изначально гибридная Земля: гипотеза и реальность. Геодинамика и тектонофизика, 12, 3.
6. Полеванов, В. П. (2002). Природный водород. Предварительное руководство для поисков. Недропользование XXI век, 2(94), 4 –11.
7. Prinzhofer, A, Tahara Cissé, C. S., Diallo, A. B. (2018). Discovery of a large accumulation of natural hydrogen in Bourakebougou (Mali). International Journal of Hydrogen Energy, 43(42), 19315-19326.
8. Zgonnik, V. (2020). The occurrence and geoscience of natural hydrogen: A comprehensive review. Earth-Science Reviews, 203, 103140.
9. Neal, C., Stanger, G. (1983). Hydrogen generation from mantle source rocks in Oman. Earth and Planetary Science Letters, 66, 315–320.
10. Coveney, R. M., Goebel, Jr, E. D., Zeller, E. J., et al. (1987). Serpentinization and the origin of hydrogen gas in Kansas. AAPG Bulletin, 71(1), 39-48.
11. Абукова, Л. А., Назина, Т. Н., Попов, С. Н., Аникеев, Д. П. (2023). Хранение водорода совместно с метаном в подземных резервуарах: прогноз сопутствующих процессов. SOCAR Proceedings, SI2, 29-41.
12. Соколов, В. А. (1966). Геохимия газов земной коры и атмосферы. Москва: Недра.
13. Мархинин, Е. К. (1985). Вулканизм. Москва: Недра.
14. Леин, А. Ю., Богданов, Ю. А., Сагалевич, А. М. и др. (2004). Новый тип гидротермального поля на Срединно-Атлантическом хребте (поле Лост-Сити, 30° с.ш.). Доклады Российской Академии Наук, 394(3), 380-383.
15. Баженова, О. К., Леин, А. Ю., Арефьев, О. А., Пересыпкин, В. И. (2001). Новые доказательства биогенной природы углеводородов в гидротермальных сульфатных рудах Рейнбоу (Срединно-Атлантический хребет). Доклады Российской Академии Наук, 378(3), 369-382.
16. Шакиров, Р. Б. (2014). Особенности химического и изотопного состава углеводородных газов вулканов Менделеева и Головина (о. Кунашир). Геохимия, 3, 267–279.
17. Вовк, И. Ф. (1979). Радиолиз подземных вод и его геохимическая роль. Москва: Недра.
18. Сметанников, А. Ф. (2011). Об образовании водорода при радиолизе кристаллизационной воды карналлита и возможные следствия этого явления. Геохимия, 9, 971-980.
19. Трофимук, А. А., Молчанов, В. И., Параев, В. В. (1998). Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа. Геология и геофизика, 39(5), 673-682.
20. Ларин, В. Н. (1982). Гипотеза об изначально гидридной Земле. Москва: Недра.
21. Левшунова, С. П. (1994). Водород и его биохимическая роль в образовании углеводородных газов в осадочных породах земной коры. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Москва: ВНИГИ.
22. Нестеров, И. И. (2009). Фундаментальные основы формирования залежей нефти и природных газов, их поисков, разведки и разработки. Геология и геофизика, 50(4), 425–433.
23. Навроцкий, О. К. (1990). Эволюционно-геохимические условия генерации УВ и формирование их залежей в подсолевых отложениях (на примере Прикаспийской НГП). Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Ленинград: ВННИГИ.
24. Удодов, П. А., Коробейникова, Е. С., Рассказов, Н. М. и др. (1981). Поровые воды как среда обитания микроорганизмов. Новосибирск: Наука.
25. Шварцев, С. Л., Коробейникова, Е. С., Назаров, А. Д. и др. (1994). Химический и микробиологический состав физически связанных вод юго-востока Западной Сибири. Геология и геофизика, 3, 70–79.
26. Абукова, Л. А., Карцев, А. А., Лашкевич, В. С., Иванов, В. Д. (2003). Механохимия поровых вод глинистых отложений в аспекте генезиса нефти и газа /в сборнике статей «Генезис нефти и газа». Москва.
27. Абукова, Л. А., Волож, Ю. А., Дмитриевский, А. Н., Антипов, М. П. (2019). Геофлюидодинамическая концепция поисков скоплений углеводородов в земной коре. Геотектоника, 3, 79–91.
28. Das, D. (2001). Hydrogen production by biological processes: A survey of literature. International Journal of Hydrogen Energy, 26, 13–28.
29. Литти, Ю. В., Ковалев, А. А., Ковалев, Д. А. и др. (2020). Характеристики процесса получения биоводорода из простых и комплексных субстратов с разным биополимерным составом. Альтернативная энергетика и экология, 25-27(347-349), 107-121.
30. Rezania, S., Md Din, M. F., Taib, S. M., et al. (2017). Review on fermentative biohydrogen productionfrom water hyacinth, wheat straw and rice strawwith focus on recent perspectives. International Journal of Hydrogen Energy, 42(33), 20955-20969.
31. Исаев, В. П. (1991). Термодинамические аспекты геохимии природных газов. Иркутск: Иркутский университет.
32. Abramova, O. P., Filippova, D. S. (2021). Geobiological features of storage hydrogen-methane mixtures in underground reservoirs. SOCAR Proceedings, SI2, 66-74.
33. Liu, J., Liu, Q., Xu, H., et al. (2023). Genesis and energy significance of natural hydrogen. Unconventional Resources, 3, 176-182.
34. Prinzhofer, P. A., Moretti, I., Francolin, J. (2019). Natural hydrogen continuous emission from sedimentary basins: the example of a Brazilian H2-emitting structure. Hydrogen Energy, 44, 5676–5685.
35. Глотов, В. Е. (2023). Особенности распространения и перспективы открытия скоплений водорода в газах подземных вод Северо-Востока России. Актуальные проблемы нефти и газа, 1(40).

В работе рассмотрены некоторые аспекты теоретических предпосылок влияния геодинамических процессов на размещение скоплений углеводородов в природных мегарезервуарах. Наиболее интересна для изучения часть Средней Сибири, где открыто достаточно много крупных и уникальных нефтегазовых месторождений на относительно небольшой по площади территории. Показано, что на территории изучения месторождения УВ организованы в группы по величине запасов. Подобное можно объяснить геодинамическими процессами, происходящими в течение геологической истории региона. Особенности рисунка речной сети проинтерпретированы как локальные геодинамические обстановки типа «вытолкнутый блок». Отмечена взаимосвязь между параметрами локальных геодинамических обстановок и масштабностью нефтегазонакопления. 

Ключевые слова: геодинамические процессы; крупные и уникальные по запасам месторождения; природные мегарезервуары; геодинамические обстановки; масштабность нефтегазонакопления.

Литература

1. Сивкова, Е. Д., Бабина, Е. О., Ступакова, А. В. и др. (2022). Влияние структурных перестроек на нефтегазоносность восточной части Енисей-Хатангского прогиба. Георесурсы, 24(2), 93-112.
2. Имамвердиев, Н. А., Саттар-заде, Н. А. (2023). Геохимические особенности сопутствующих элементов Филизчайского колчедан-полиметаллического месторождения (южный склон Большого Кавказа). Scientific Petroleum, 1, 12-19.
3. Шихмамедова, Т. Н., Абильгасанова, Л. Дж. (2023). Результаты сейсмофациального анализа для восстановления обстановки осадконакопления и прогноза в северо-абшеронской зоне поднятий. Scientific Petroleum, 1, 20-26.
4. (2022). Государственный баланс полезных ископаемых (ГБЗ ПИ) на 01.01.2022: Газы горючие; Конденсат; Нефть. ЯНАО, Красноярский край.
5. Sidorchuk, Е. А., Dobrynina, S. А. (2022). Influence of reservoir characteristics on size of hydrocarbon reserves in natural reservoirs. SOCAR Proceedings, SI2, 23-29.
6. Ульмасвай, Ф. С., Сидорчук, Е. А., Добрынина, С. А. (2020). Естественные классы крупности запасов УВ зоны сочленения Западной Сибири и Сибирской платформы. Экспозиция Нефть Газ, 1, 9-13.
7. Исаев, А. В., Поляков, А. А. (2019). Пайяхская зона нефтегазонакопления – трудноизвлекаемая нефть Таймыра. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 14(4).
8. (2004). Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция: монография /под ред. Леонова, Ю. Г., Воложа, Ю. А. Москва: Научный мир.
9. Ульмасвай, Ф. С., Сидорчук, Е. А., Добрынина, С. А. (2018). Геодинамические напряжения как проявление тектонических механизмов нефтегазонакопления на больших глубинах. Актуальные проблемы нефти и газа, 3(22), 1-8.
10. Сидорчук, Е. А., Добрынина, С. А. (2022). Геодинамические критерии прогноза нефтегазовых скоплений в сложнопостроенных резервуарах. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 17(2), 1-16.

В статье рассматривается существующая, актуальная сырьевая база углеводородного сырья Республики Узбекистан. Приведены краткие сведения о количестве открытых месторождений нефти и га-за, их распределении по нефтегазоносным регионам республики, по степени освоения, типу флюидов и величине запасов. Показано долевое участие начальных суммарных ресурсов в разрезе нефтегазонос-ных регионов. Представлена информация о результатах геологоразведочных работ двух временных этапов – до 1991 года и с 1991 до настоящего времени, где рассмотрены показатели прироста запасов промышленных категорий за первый и второй этапы и распределение накопленной добычи нефти и газа. Из приведенных данных можно видеть, что основной прирост запасов УВ в Республике Узбеки-стан был выполнен за счет открытия уникальных и крупных по запасам углеводородов месторожде-ний. По результатам выполненного анализа фактического материала, сделано заключение, свидетельствующее о высоком потенциале недр Республики Узбекистан и целесообразности проведения геоло-горазведочных работ в длительной перспективе, учитывая наличие существенных прогнозных ресурсов углеводородов.

Ключевые слова: месторождение; нефть; газ; углеводороды; запасы; нефтегазоносность; начальные суммарные ресурсы. 

Литература

1. Мирзоев, Д. А. (2021). Принципиальные особенности освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа. SOCAR Proceedings, 1, 78-82. 
2. Абдуллаев, Г. С., Богданов, А. Н. (2013). Проблемные вопросы отечественной геологоразведки на нефть и газ. Узбекский журнал нефти и газа, 4, 10-16. 
3. Абдуллаев, Г. С., Богданов, А. Н., Эйдельнант, Н. К. (2019). Месторождения нефти и газа Республики Узбекистан. Ташкент: Zamin Nashr.
4. Конторович, А. Э., Фотиади, Э. Э., Демин, В. И., Леонтович, В. Б. (1981). Прогноз месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
5. Крылов, Н. А. (1984). Исследование геологоразведочного процесса на нефть и газ. Теоретические основы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Москва: Наука.
6. Пунанова, С. А. (2021). О классификационном разнообразии ловушек нефти и газа и геохимических критериях продуктивности сланцевых формаций. SOCAR Proceedings, SI2, 1-15.
7. Шустер, В. Л. (2022). Особенности формирования и размещения крупных и гигантских по запасам месторождений нефти и газа в мегарезервуарах осадочных бассейнов. SOCAR Proceedings, SI2, 30-38.
8. Шихмамедова, Т. Н., Абильгасанова, Л. Дж. (2023). Результаты сейсмофациального анализа для восстановления обстановки осадконакопления и прогноза в Северо-Абшеронской зоне поднятий Scientific Petroleum, 1, 20-26.
9. Искендеров, М. М., Абузарова, А. Г., Керимова, Е. Г., Гумбатов, A. С. (2023). Неоднородность пластов-коллекторов калинской свиты (на примере месторождения «Нефт Дашлары»). Scientific Petroleum, 1, 6-11.
10. Абдуллаев, Г. С., Бабаджанов, Т. Л., Эйдельнант, Н. К. и др. (2009). Особенности строения и нефтегазовые перспективы доюрского комплекса пород Бухаро-Хивинского региона. Ташкент: Solar-Colorit.
11. Богданов, А. Н. (2019). Современное состояние и структура углеводородной базы Республики Узбекистан. Нефтяная провинция, 4(20), 36-48.

Объектом исследования настоящей статьи являются высокоуглеродистые доманиковые отложения Астраханского карбонатного массива (Прикаспийская нефтегазоносная провинция), которым отводится роль зональной покрышки, изолирующей резервуар нижнедевонско-франского комплекса. Отмечены свойства, влияющие на изолирующую способность рассматриваемых отложений: многослойное строение, эффект сложного напластования, появление эпигенетического глинистого материала. Высказано предположение о том, что неоднородность содержания в доманиковой части разреза органического материала влияет на емкостные и геомеханические свойства пород. Подчеркнута особенность доманиковой толщи – обогащенность ее твердым органическим веществом, которое является одним из породообразующих компонентов. Поддерживается мнение о важных нефтегазоматеринских функциях доманиковых отложений. Расширяются представления о геологической роли доманиковых пород как (1) нефтегазоматеринской толщи, (2) коллектора для автохтонных углеводородов, (3) региональной покрышки для нижележащих отложений, что подчеркивает значимость формирования скоплений УВ в пределах рассматриваемой толщи по механизму in situ. Высказаны предложения по направлениям дальнейших исследований, детализирующих возможности доманиковых отложений в нефтегазообразовании и нефтегазонакоплении. 

Ключевые слова: доманиковые породы; покрышка; резервуар; органическое вещество; углеводороды; Прикаспийский нефтегазоносный бассейн.

Литература

1. Абукова, Л. А., Шустер, В. Л. (2016). Перспективы развития нефтегазового комплекса России. Экспозиция Нефть Газ, 7(53), 12–15.
2. Кравченко, К. Н. (2003). Богатство и фазовое состояние нафтидных бассейнов – функция онтогенеза и минимизации потерь нефти, газа и природного битума. Отечественная геология, 1, 17–27.
3. Волож, Ю. А., Парасыны, В. С. (2008). Астраханский карбонатный массив: Строение и нефтегазоносность. Москва: Научный мир.
4. Сахибгареев, Р. С., Курышев, А. Д. (1990). Особенности формирования пород-коллекторов Астраханского газоконденсатного месторождения в процессе формирования залежей. Москва: ВНИГРИ.
5. Жансеркеева, А. А., Афонин, И. В. (2022). Геохимическая характеристика доманикоидных позднедевонских отложений Кобланды-Тамдинского выступа. Нефть и газ, 6(132), 20-33.
6. Комаров, А. Ю., Тинакин, О. В., Ильин, А. Ф., Захарчук, В. А. (2009). Особенности распределения нефтегазоносных комплексов терригенного девона на Астраханском своде. Геология нефти и газа, 3, 36-40.
7. Митрофанов, В. З., Акимова, А. А., Гусев, А. Н., Карпов, В. П. (1981). К природе углеводородных газов приповерхностных отложений бортового уступа Прикаспийской впадины. Материалы всесоюзного совещания по геохимии углерода. АН СССР, Отделение геологии, геофизики и геохимии.
8. Волож, Ю. А., Гогоненков, Г. Н., Делия, С. В. и др. (2019). Углеводородный потенциал глубоких горизонтов астраханской зоны нефтегазонакопления: проблемы и решения. Геотектоника, 3, 3–23.
9. Ступакова, А. В., Калмыков, Г. А., Коробова, Н. И. и др. (2017). Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности. Георесурсы, 1, 112–124.
10. Юсупова, И. Ф., Фадеева, Н. П., Шарданова, Т. А. (2019). Влияние повышенной концентрации органического вещества на свойства пород. Георесурсы, 21(2), 183–184.
11. Лебедева, Г. В. (1988). Методика изучения вещественного состава доманикитов при прогнозе нефтегазоносности. Методы оценки сложных коллекторов. Москва: ВНИГРИ.
12. Гафурова, Д. Р., Корост, Д. В., Козлова, Е. В. и др. (2017). Изменение пустотного пространства различных литотипов керогенонасыщенных пород доманиковой формации при разных скоростях нагрева. Георесурсы, 19(3), 2, 255 – 263.
13. Зубков, М. Ю., Федорова, Т. А. (1989). Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах. Геология нефти и газа, 6, 26–30.
14. Газизов, М. С. (1971). Карст и его влияние на горные работы (в условиях Прибалтийского сланцевого бассейна). Москва: Наука.
15. Абукова, Л. А., Юсупова, И. Ф., Абрамова, О. П. (2014). Роль органического вещества сланцевой залежи в формировании ее проницаемости на раннекатагенном этапе. Химия твердого топлива, 48(2), 19-24.
16. Юсупова, И. Ф. (2019). Роль органического вещества в формировании свойств сланцевой залежи. Доклады Академии наук, 484(1), 220–223.
17. Гатиятуллин, Н. С., Тарасов, Е. А., Ананьин, В. В. (2005). Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Мелекесской впадины. Разведка и охрана недр, 2(3), 39 – 43.
18. Гурари, Ф. Г. (1981). Доманикиты и их нефтегазоносность. Советская геология, 11, 3–11.
19. Баженова, О. К., Бурлин, Ю. К., Соколов, Б. А. и др. (2000). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: МГУ.
20. Эдер, В. Г., Замирайлова, А. Г., Калмыков, Г. А. (2019). Свидетельства образования карбонатных пород на
    геохимических барьерах в черных сланцах на примере баженовской свиты Западной Сибири. Георесурсы, 21(2), 143–152.
21. Капченко, Л. Н. (1983). Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. Москва: Недра.
22. Юсупова, И. Ф. (2022). Перерывы в осадконакоплении как фактор формирования коллекторов в подсолевых отложениях (на примере Прикаспийской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций). SOCAR Proceedings, SI2, 69-79.
23. Абукова, Л. А., Волож, Ю. А. (2021). Флюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления осадочных бассейнов. Геология и геофизика, 62(8), 1069–1080.
24. Непоп, Р. К., Смирнов, Н. Ю., Рейес Аумада, В. и др. (2022). Учет эффекта сложного напластования при оптимизации гидроразрыва пласта с применением геомеханического моделирования. Нефтяное хозяйство, 4, 26–31.
25. Ходьков, А. Е., Валуконис, Г. Ю. (1968). Формирование и геологическая роль подземных вод. Ленинград: Ленинградский Университет.
26. Шарданова, Т. А., Фадеева, Н. П., Хамидллин, Р. А., Хомяк, А. Н. (2017). Емкостное пространство пород высокоуглеродистой формации (на примере доманиковой толщи Южно-Татарского свода). Георесурсы, 1, 125–132.
27. Чемоданов, А. Е., Шипаева, М. С., Нургалиев, Д. К. и др. (2023). Геохимические исследования семилукско-мендымских отложений франского возраста девонской системы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. SOCAR Proceedings, 3, 8-14.

Геохимические и петрографические характеристики миоценовых пород Шамахы-Гобустанского прогиба (Южно-Каспийский бассейн) и Северо-Абшеронской зоны поднятий (Средне-Каспийский бассейн) свидетельствуют о том, что данные отложения накапливались в результате разрушения магматических пород активной окраины Евразийского континента - вулканической дуги Малого Кавказа, а также гранитного фундамента Гарабогазского свода и мезозойских- эоценовых осадочных толщ Средне-Каспийского бассейна и Большого Кавказа. Начавшееся в среднем эоцене воздымание Большого Кавказа в результате коллизии Афро-Аравийской и Евразийской плит, привело к выносу на поверхность мезозойских-эоценовых пород океана Тетис, которые отлагались из обломочного материала, поступавшего в результате разрушения магматических пород Малого Кавказа и гранитного фундамента Русской платформы. В миоцене продукты эрозии данных меловых-эоценовых осадочных пород послужили материалом для накопления осадочных пород миоценового возраста, что обусловило существование геохимических характеристик миоценовых отложений, демонстрирующих присутствие магматических пород активных окраин или продуктов их разрушения в источниках сноса кластического материала в миоценовый бассейн. Накопление мощных кварц-содержащих песчаных пачек в чокракских отложениях (аналог лангийского яруса) на ряде площадей Шамахы-Гобустанского прогиба явилось следствием выноса на поверхность в результате коллизионных процессов богатых кварцем меловых пород Большого Кавказа, интенсивный размыв которых усиливался в результате гумидизации климата во время среднемиоценового климатического оптимума. Судя по геохимическим характеристикам, в период отложения глинистых пород доминировали аридные условия. 

Ключевые слова: Миоцен; Южно-Каспийский, Средне-Каспийский бассейны; геохимия; источники сноса; климат; геодинамические обстановки.

Литература

1. Əliyeva, E. H., Səfərli, K. H. (2018). Şamaxı–Qobustan NQR–da Maykop çöküntülərinin litofasiyası və kollektor xüsusiyyətləri. Azərbaycan Neft Təsərrüfatı, 11, 3–9. (Aliyeva, E. H., Safarli, K. H. (2018). Reservoir properties and litofacies of Maikop sediments in Shamakhy-Gobustan oil and gas bearing region. Azerbaijan Oil Industry, 11, 3-9.) 
2. Алиева, Э. Г., Мустафаев, К. (2018). Минералогия, источники сноса и палеогеография миоценовых отложений Гобустана, Южно-Каспийский бассейн. Труды института геологии ДНЦ РАН, 1(72), 4-16. (Alieva, E. G., Mustafaev, K. (2018). mineralogy, sources of snow and paleogeography of myocenous deposits of Gobustan (South-Caspian swimming pool). Trudy Instituta Geologii DNS RAN, 1(72), 4-16.) 
3. Хеиров, М., Алиева, Э. (2008). Литофациальная характеристика и коллекторские свойства породы /в кн: «Геология Азербайджана», т. VII «Нефть и газ». Баку: Нафта-пресс. 
4. Pettijohn, F. J. (1957). Sedimentary rocks, 2nd edn. New York: Harper & Row. 
5. Pettijohn, F. J. (1963). Chemical composition of sandstones, excluding carbonate and volcanic sands. Data of Geochemistry, 6x edn. U.S. Government Publishing Office. 
6. Ruxton, B. P. (1968). Measures of the degree of chemical weathering 1173 of rocks. Journal of Geology, 76, 518–527. 
7. Shan, H. M., Liang, H. C., Peng, S.X ., et al. (2010). Effects of water-saturation and water-loss processes on composition and structure variations of landslide. Three Gorges reservoir, China / In: Water- Rock Interaction. Eds: Birkle, P., Torres- Alvarado, I. S. New York, USA: CRC Press. 
8. Cox, R., Donald, R., Lowe, D. R., Cullers, R. L. (1995). The influence of sediment recycling and basement composition on evolution of mudrock chemistry in the southwestern United States. Geochimica et Cosmochimica Acta, 59(14), 2919-2940. 
9. Deer, W. A., Howie, R. A., Zussman, J. (1966). An introduction to the rock-forming minerals. 2nd ed. Harlow, Essex, England: New York, NY: Longman Scientific & Technical.
10. Tawfik, H. A., Ghandour, I. M., Maejima, W., Abdel-Hameed, A.-M. T. (2011). Petrography and geochemistry of the lower paleozoic araba formation, Northern Eastern Desert, Egypt: Implications for provenance, tectonic setting and weathering signature. Journal of Geosciences, Osaka City University, 54, 1. 
11. Nesbitt, H. W, Young, G. M. (1984). Prediction of some weathering trend of plutonic and volcanic rocks based on thermodynamic and kinetic `consideration. Geochimica et Cosmochimica Acta, 48, 1523-1534. 
12. Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1982). Early Proterozoic climates and plate motions inferred from major element chemistry of lutites. Nature, 299, 715–717. 
13. Goldberg, K., Humayun, M. (2010). The applicability of the chemical index of alteration as a paleoclimatic indicator: An example from the Permian of the Paraná Basin, Brazil. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 293(1-2), 175-183. 
14. Мигдисов, А. (1960). О соотношении титана и алюминия в осадочных породах. Геохимия, 2, 149-163. 
15. Fedo, C. M., Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1995). Unraveling the effects of potassium metasomatism in sedimentary rocks and paleosols, with implications for paleoweathering conditions and provenance. Geology, 23, 921-924. 
16. Parker, A. (1970). An index of weathering for silicate rocks. Geological Magazine, 107, 501–504. 
17. Price, J, Velbel, M. (2003). Chemical weathering indices applied to weathering profiles developed on heterogeneous felsic metamorphic parent rocks. Chemical Geology, 202, 397-416.
18. Potter, P. E. (1978). Petrology and chemistry of modern Big River Sand. Journal of Geology, 86(4), 423-449. 
19. Suttner, L. J., Dutta, P. K. (1986). Alluvial sandstone composition and paleoclimate: I. Framework mineralogy. Journal of Sedimentary Petrology, 56, 329–345. 
20. Rodrigo, J. D., Gabo-Ratio, J. A. S., Queaño, K. L., et al. (2020). Geochemistry of the late cretaceous pandan formation in Cebu island, Central Philippines: Sediment contributions from the Australian plate margin during the Mesozoic. The Depositional Record, 6(2), 309–330 
21. Li, Y-H. (2000). A compendium of geochemistry. Princeton, NJ: Princeton University Press.
22. Concepcion, R. A. B., Dimalanta, C. B., Yumul, G. P. Jr, et al. (2012). Petrography, geochemistry and tectonics of a rifted fragment of Mainland Asia: evidence from the Lasala Formation, Mindoro Island, Philippines. International Journal of Earth Sciences, 101, 273–290.
23. Hayashi, K., Fujisawa, H., Holland, H., Ohmoto, H. (1997). Geochemistry of ~1.9 Ga sedimentary rocks from Northeastern Labrador, Canada. Geochimica et Cosmochimica Acta, 6119), 4115-4137.
24. Roser, B. P., Korsch, R. J. (1988). Provenance signatures of sandstone-mudstone suites determined using discriminant function analysis of major-element data. Chemical Geology, 67, 119–139.
25. Laird, M. G. (1972). Sedimentology of the Greenland group in the Paparoa range, West Coast, South Island. N.Z.J. Geology Geophysics, 15, 372-393.
26. Bhatia, M. R. (1983). Plate tectonics and geochemical composition of sandstone. Journal of Geology, 91, 611-627.
27. Roser, B. P., Korsch, R. J. (1986). Determination of tectonic setting of sandstone-mudstone suites using SiO2 content and K2O/Na2O ratio. Journal of Geology, 94, 635-650.
28. Aliyeva, E., Imanov, A., Safarli, K., et al. (2016). Mineral stratigraphy of the Cretaceous deposits of Azerbaijan. Stratigraphy and Sedimentology of Oil-Gas Basins, 1. 81-98. 
29. Zachos, J. C., Pagani, M., Sloan , L., et al. (2001). Trends, Rhythms, and aberrations in global climate 65 Ma to present. Science, 292, 686-693.
30. Utescher, V. T., Dilcher, D. L. (2005). Cenozoic continental climatic evolution of Central Europe. Proceedings of the NAS of the USA, 102(42), 14964-14969.
31. (1995). A geological timescale for Azerbaijan /Eds: Ali-zadeh, A., Shikhalibeyli, Sh., Aliyev, G. Baku: Geological Institute of the Azerbaijan Academy of Sciences.
32. Palcu, D. V., Golovina, L. A., Vernyhorova, Y. V., et al. (2017). Middle Miocene paleoenvironmental crises in Central Eurasia caused by changes in marine gateway configuration. Global and Planetary Change, 158, 57-71 
33. (3005). Lithological - paleogeographic maps of paratethys /Eds: Popov, S. V., Rogl, R., Rozanov, A. Y., et al. Frankfurt on Main: Courier Forschungs Institut Senckenberg.

В данной работе освещены результаты литолого-седиментологического описания кернового материала средне-верхнеюрских отложений, с дополнительным изучением следов жизнедеятельности организмов, месторождения Аккудук, с целью определения условий осадконакопления и выделения фаций. Месторождение Аккудук, отличается достаточной сложностью условий осадконакопления и понимания седиментационных процессов. В ходе проведения работ установлены 9 основных ихнотаксонов, в породах, слагающих разрез месторождения, которые содержат многочисленные следы жизнедеятельности организмов, не отличающихся разнообразием. Определены ассоциации по выявлению фаций в разрезе и их зависимости от ихнофоссилий. Обобщение полученных материалов, позволило построить колонки с определением фаций и условий осадконакопления, которые в последующем, модно использовать при проведении фациального моделирования в геологической модели месторождения.

Ключевые слова: литология; седиментология; ихнофоссилии; следы жизнедеятельности; ихнофации; фации.

Литература

1. Воцалевский, Э. С., Даукеев, С. Ж., Коломиец, В. П. и др. (2002). Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. «Нефть и газ» Национальной АН Республики Казахстан, 3, 248.
2. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А., Сенин, Б. В. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: ООО «Недра-Бизнес-центр».
3. Nichols, G. (2009). Sedimentology and stratigraphy. West Sussex: Wiley-Blackwell.
4. Ян, П. А., Вакуленко, Л. Г. (2011). Смена состава ихнофоссилий в келловей-оксфордских отложениях Западно-Сибирского бассейна как отражение цикличности седиментогенеза. Геология и геофизика, 52(10), 1517-1537.
5. Мифтахутдинова, Д. Н., Кутыгин, Р. В. (2021). Ихнофоссилии пермо-триасовых отложений Южного Верхоянья (разрез Тирях-Кобюме, Республика Саха (Якутия)). Ученые записки казанского университета. Серия естественные науки, 163(3), 351–370.
6. Микулаш, Р., Дронов, А. (2006). Палеоихнология. Введение в изучение ископаемых следов жизнедеятельности. Прага: Геологический институт Академии наук Чешской Республики.
7. Bromley, R. G. (1996). Trace fossils. Biology, taphonomy and applications. London: Chapman & Hall.
8. Seilacher, A. (2007). Trace fossil analysis. Berlin: Springer-Verlag.
9. Buatois, L., Mángano, M. G. (2011). Ichnology. Organism-substrate interactions in space and time. Cambridge: Cambridge University Press.
10. Knaust, D., Bromley, R. (2012) Trace fossils as indicators of sedimentary environments. Developments in sedimentology. Vol.64. Amsterdam: Elsevier.
11. Pembrerton, S. G., Frey, R. W., Ranger, M. J., MacEachern, J. A. (1992). The conceptual framework of ichnology. In: Application of Ichnology to Petroleum Exploration a Core Workshop, SEPM Core Workshop №17, Calgary.
12. Pembrerton, S. G., Van Wagoner, J. C., Wach, G. D. (1992). Ichnofacies of a wave-dominated shoreline. In: Application of Ichnology to Petroleum Exploration a Core Workshop, SEPM Core Workshop №17, Calgary.
13. 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.
14. Пронин, Н. А. (2023). Определение условий осадконакопления юрских отложений месторождения Каратон на основе сопоставления электрофаций и седиментологического описания керна. SOCAR Proceedings, SI1, 13-17.
15. Алиева, Э. Г., Мустафаев, К. Ф. (2023). Геохимия миоценовых отложений Средне- и Южно–Каспийского бассейнов (в пределах Азербайджана): климат, химическая зрелость и источники сноса пород. SOCAR Proceedings, SI2, 49-65.

Изучение геологического строения, истории развития месторождения Медынское-море по опорным сейсмическим горизонтам, соответствующим границам палеозойского стратиграфического комплекса; выявление особенностей строения и распространения нефтепродуктивных горизонтов, выделенных по данным бурения и каротажа поисково-разведочных скважин.

Ключевые слова: Печорское море; месторождение Медынское-море; палеозой; коллектор; нефтеносность; шельф; запасы углеводородов; продуктивный горизонт.

Литература

1. Богоявленский, В. И., Богоявленский, И. В. (2014). Стратегия, технологии и технические средства поиска, разведки и разработки морских месторождений в Арктике. Вестник МГТУ, 17(3), 437-451.
2. Лобусев, М. А. (2023). Арктическая газоносная провинция Западной Сибири: монография. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
3. Лобусев, М. А., Лобусев, А. В., Бочкарев, А. В. и др. (2018). Реализация генерационного потенциала верхнеюрских материнских отложений Арктического сектора Западной-Сибирской НГП. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 6, 49-57.
4. Лобусев, М. А., Бочкарев, А. В. (2017). Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности сланцевых формаций арктического сектора Западной и Восточной Сибири. Материалы 19-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2017». Геленджик: EAGE.
5. Федоровский, Ю. Ф., Захаров, Е. В., Хоштария, В. Н. и др. (2008). Геолого-разведочные работы в восточной прибортовой части Баренцева моря могут обеспечить создание нового нефтедобывающего района на Российском шельфе. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 4-9.
6. Вендельштейн, Б. Ю., Беляков, М. А., Костерина, Н. В. и др. (2001). Сравнительная характеристика залежей нефти и на месторождениях Варандей-море и Медынское-море. Геофизика, 4, 56-58.
7. Дзюбло, А. Д. (2009). Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
8. Федоровский, Ю. Ф., Захаров, Е. В., Оксенойд, Б. Е. (2005). Нефть Баренцева моря – новый этап освоения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 4-8.
9. Дзюбло, А. Д., Маслов, В. В., Сидоров, В. В., Шнип, О. А. (2021). Прогноз и оценка углеводородного потенциала меловых и юрских отложений шельфа Карского моря по результатам геологоразведочных работ. SOCAR Proceedings, SI2, 141-148.
10. Дзюбло, А. Д. (2008). Коллекторский потенциал рифогенных палеозойских отложений Юго-Восточной части Печорского моря. Газовая промышленность, 6(618), 62-65.
11. Полякова, И. Д., Богоявленский, В. И., Будагова, Т. А., Данилина, А. Н. (2012). Прогноз нефтегазоносности палеозойско−мезозойских отложений Баренцевоморского региона России. Бурение и нефть, 4, 20-25.
12. Дзюбло, А. Д., Маслов, В. В., Сидоров, В. В., Зонн, М. С. (2022). Геологическая модель и перспективы нефтегазоносности отложений силурийского комплекса шельфа Печорского моря. SOCAR Proceedings, SI2, 95-102.
13. Грунис, Е. Б., Маракова, И. А. (2019). Перспективы открытия новых месторождений в Тимано-Печорской провинции и арктическом шельфе. Геология нефти и газа, 5, 5-13.

В статье рассмотрен анализ выбора и рекомендации, а также инструкции по бурению глубоких наклонно-направленных и горизонтальных скважин способам электробурения в Западной части нефтегазовых месторождений Туркменистана с целью увеличения добычи нефти и газа из продуктивных пластов горизонтов красноцветной толщи. Для анализа выбора бурения глубоких наклонно-направленных и горизонтальных скважин были использованы материалы ранее эксплуатируемых скважин, геолого-эксплуатационные характеристики месторождений и руководящий документ «Инструкция по эксплуатации нефтяных и газовых скважин», а также правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. В данной работе предоставлен детальный анализ сложности бурения глубоких наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин и конкретные их причины, а также приведены рекомендации по выбору проектных профилей и инструкции по эксплуатации разных видов отклонителей, а также телеметрических систем. Такая работа будет полезна и может быть использована для выполнения поставленных задач при бурении скважин, а также по увеличению добычи нефтяных и газовых скважин и по разработке месторождений со сложными геологическими характеристиками.

Ключевые слова: профиль; отклонения; искривление ствола; траектория; ротор; компоновка; телесистема; кондуктор; инклинометр; отклонитель; азимут.

Литература

1. Деряев, А. Р., Гулатаров, Х., Эседулаев, Р., Аманов, М. (2020). Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты проектирования. Монография. Ашгабат: Ылым.
2. Зайцев, Р. А., Распопов, А. В. (2020). Опыт разработки месторождений Пермского края горизонтальными скважинами. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 20(2), 182-191.
3. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных горизонта D3ps Шпаковского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
4. Гулатаров, Х., Деряев, А. Р., Эседуллаев, Р. (2019). Особенности бурения горизонтальных скважин способом электробурения. Монография. Aшгабат: Ылым.
5. Лыхин, П. А., Усов, Э. В., Чухнов, В. И. и др. (2019). Моделирование движения газожидкостных потоков в наклонно направленной скважине. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 10(555), 22-27.
6. Han, Z., Jiang, G., Li, Q. (2014). Application of a novel associative polymer on synthetic-based drilling muds for deepwater drilling. SOCAR Proceedings, 2, 4-11.
7. 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, 32-42.
8. Шандрыгин, А. Н., Казанцев, М. А., Морев, М. В., Бадалов, Э. З. (2021). Методология продуктивности горизонтальных скважин по данным ГДИ разведочных скважин при гидродинамическом моделировании газоконденсатных месторождений. Наука и техника в газовой промышленности, 2(86), 52-59.
9. Бакиров, Д. Л., Бабушкин, Э. В., Бурдыга, В. А. и др. (2020). Оценка перспектив применения технологии строительства многоствольных скважин без использования механических стыков. Нефтепромысловое дело, 10(622), 38-42.
10. Деряев, А. Р. (2022). Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной. SOCAR Proceedings, 1, 94-101.
11. Гречин, Е. Г., Бастриков, С. Н. (2020). Теория и практика бурения горизонтальных стволов в продуктивных пластах месторождений Западной Сибири. Монография. Тюмень: Тюменский индустриальный университет.
12. Грегулецкий, В. Г., Кузнецов, А. Б. (2021). Влияние типоразмера долот на устойчивость равновесия нижней части бурильной колонны при бурении горизонтального ствола скважины. Известия ВУЗ. Нефть и газ, 3, 37-51.
13. Мирзоев, Ф. Д. (2014). Методические основы выбора рациональных схем обустройства нефтегазовых месторождений шельфа Арктики с коротким межледовым периодом. SOCAR Proceedings, 2, 66-72.
14. Нескромных, В. В., Лиу, Б., Петенёв, П. Г. (2020). Анализ сопротивлений и разработка технических средств  для бурения а горизонтальном стволе скважины. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 3(327), 10-14.
15. Резников, А. А., Самотолков, И. В., Хабибуллин, Л. Р. (2020). Пространственное профилирование стволов скважин. Научный лидер, 1, 16-20.
16. Bi, G., Li, G., Shen, Zh., et al. (2014). Design and rock breaking characteristic analysis of multi-jet bit on radial horizontal drilling. SOCAR Proceedings, 3, 22-29.
17. Буянова, М. Г., Бабушкин, Э. В., Конесев, Г. В. и др. (2020). Применение ингибирующего бурового раствора при строительстве горизонтальных скважин трехколонной конструкции. Нефтепромысловое дело, 10(622), 12-16.
18. Сарсенбеков, Н. Д., Якупова, Э. Н., Каирбекова, С. Б., Сейитхазиев, Е. Ш. (2018). Роль резервуарной геохимии нефти в повышении рациональности системы разработки многопластовых залежей нефтяных и газонефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, 3, 65-74.
19. Ишбаев, Г. Г., Балута, А. Г., Вагапов, С. Ю. и др. (2019). Корректор подачи-демпфера и протектор забойный производства ООО НПП «БУРИНТЕХ». Бурение и нефть, 12, 49-52.
20. Аббасова, С. В. (2020). Успешное применение и недостатки горизонтальных скважин. Евразийский Союз Ученых (ЕСУ), 12(81), 4-
21. Deryaev, R. (2023). Advantages and effectiveness of the method of simultaneous separate operation of wells in the development of multi - layer deposits. Theoretical & Applied Science, 1(117), 489-492.
22. Муллаев,  Б. Т., Таcтемиров, А. Р., Туркпенбаева, З. Ж. (2016). Оптимизация проекта разработки строительства морских  месторождений углеводородов. SOCAR Proceedings, 4, 11-27.

В статье предоставлены сведения об изменении градиентов пластового давления на стратиграфическом разрезе пластов с увеличением глубины на нефтегазовых месторождениях Прибалканской и Гогерендаг-Экеремской зонах. Приведены условия образования встречающихся аномально высоких пластовых давлений, а также классификация пластовых давлений по коэффициенту аномальности. Прогнозируется пластовое давление горизонтов по результатам бурения глубоких скважин. Данная работа полезна и может быть использована с целью выполнения поставленных задач при бурении новых глубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями для их безосложненного успешного заканчивания строительством.

Ключевые слова: миоцен; скорость бурения; буровой раствор; гидродинамика; скважина.

Литература

1. Деряев, А. Р. (2022). Технология бурения для одновременной раздельной эксплуатации скважин. Монография. Лондон: Ламберт.
2. Shaldybin, V., Wilson, M. J., Kondrashova, E. S., et al. (2019). A kaolinitiç weathering çrust in Tomsk, west Siberia: interpretation in the çonteüt of weathering çrusts in Russia and elsewher. Catena, 181, 104056–104059.
3. Аксельрод, С. М. (2017). Интегрированные геофизические исследования в процессе бурения с целью прогноза порового давления и геологического разреза впереди долота (по материалам зарубежных публикаций). Каротажник, 1(271), 69-104.
4. Suleimanov, B. A. (2006). Specific features of heterogenous systems flow. Moscow-Izhevsk: ICS..
5. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Shovgenov, A. D. (2022). Well cementing: fundamentals and practices. Moscow-Izhevsk: ICS.
6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2023). Oil and gas well cementing for engineers. John Wiley & Sons.
7. Khuzina, L. B., Shaykhutdinov, A. F., Kazimov, E. A. (2023). To the question of the study of a vibration device to eliminate seizures during the construction of oil and gas wells. Scientific Petroleum, 1, 32-42.
8. Александров, Б. Л., Моллаев, З. Х., Шилов, Г. Я. (2018). Повышение эффективности геологоразведочных работ и снижение геологических рисков при поисках нефти и газа на территории Сибири и арктического шельфа. Нефтяное хозяйство, 3, 8–12.
9. Кузнецов, О. Л., Чиркин, И. А., Радван, А. А. и др. (2017). Прогноз по данным сейсмических исследований аварийных и экологически опасных ситуаций бурения глубоких скважин. Материалы научно-практической конференции «Сейсмические технологии». Москва: ООО «Центр анализа сейсмических данных МГУ имени М.В. Ломоносова».
10. Симачков, А. Ю. (2018). Аномальное поведение сейсмических волн в зонах АВПД на территории западной Сибири. Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». Тюмень: Тюменский индустриальный университет.
11. Тухтаев, К. М. (2020). Геотектоническое районирование Южно-Устюртской впадины по палеозойскому комплексу и нижним горизонтам осадочного чехла. SOCAR Proceedings, 1, 4-11.
12. Бородкин, В. Н., Смирнов, О. А., Курчиков, А. Р. И др. (2019). К вопросу прогноза зон аномально высоких пластовых давлений в разрезе Баренцево-Карского шельфа с учетом данных бурения и сейсморазведки. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4(328), 12–19.
13. Деряев, А. Р. (2021). Технология бурения скважин с раздельной эксплуатацией одновременно нескольких горизонтов на месторождении Северный Готурдепе. Актуальные исследования, 51(78), 23–29.
14. Исламов, А. И., Фасхутдинов, Р. Р., Колупаев, Д. Ю., Верещагин, С. А. (2018). О механизмах возникновения зон с аномально высоким пластовым давлением и методах их прогнозирования в неразрабатываемых пластах на примере Приобского месторождения. Нефтяное хозяйство, 10, 54-59.
15. Коротаев, Б. А., Васёха, М. В., Онуфрик, А. М. (2017). Способ оценки пластового давления при разведочном бурении. Вестник МГТУ, 20(1-1), 104–110.
16. Умурзаков, Р. А., Шоймуратов, Т. Х., Ибрагимов, А. С., Худойбердиев, Х. Ф. (2022). Гидродинамические предпосылки и отражение признаков миграции флюидов в гидрогеохимических показателях пластовых вод Бухаро-Хивинского региона. SOCAR Proceedings, 1, 14-23.
17. Шатыров, А. К. (2022). Особенности распределение аномальных пластовых давлений в акватории Присахалинского шельфа. Известия ВУЗ. Геология и разведка, 5, 41-53.
18. Медведев, А. И., Минеев, А. А. (2017). Бурение скважин. Основные технические проблемы и методы их решения. Новое обозрение, 12, 16-18.
19. Леонтьев, Д. С., Касов, А. М., Цедрик, Н. С. (2017). Технология ликвидации конуса газа в  нефтедобывающей скважине. Булатовские чтения, 2, 141 – 147.
20. Поспелков, М. С., Трусов, А. И. (2017). Оперативная оценка аномально высоких пластовых давлений на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона. Каротажник, 11(281), 126–133.
21. Chilingarian, G. V., Serebryakov, V. A., Robertson, J. O. Jr. (2002). Origin and prediction of abnormal formation pressures. USA: Elsevier.
22. Деряев А.Р. (2022). Деряев, А. Р. (2022). Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной. SOCAR Proceedings, 1, 94-101.
23. Хисматуллин, Р. М. (2017). Анализ прогнозирования аномально-высоких пластовых давлений на примере Ямбургского НГКМ. Материалы международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии – нефтегазовому региону». Новый Уренгой.
24. Долгов, С. В. (2018). Проблемы бурения в условиях высокой пластовой температуры и аномально высоких пластовых давлений. Тезисы докладов III Международной научно-практической конференции «Бурение скважин в осложненных условиях». Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный университет.
25. Fu, H., Yan, Y., Xu, Y., et al. (2018). Experimental study and field application of fiber dynamic diver-sion in west china ultra-deep fractured gas reservoir. In: 52nd U.S. rock mechanics geomechanics symposium. Seattle, Washington.
26. Алиев, Ад. А., Аббасов, О. Р., Агаев, А. М. и др. (2022). Минералогия, геохимия, и особенности палеовыветривания горючих сланцев палеоген-миценовых отложений Азербайджана. SOCAR Proceedings, 1, 24-36.
27. Деряев, А. Р., Гулатаров, Х., Эседулаев, Р., Аманов, М. (2020). Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты проектирования. Монография. Ашгабат: Ылым.
28. Свалов, А. М. (2022). Особенности воздействия высокоамплитудных коротких импульсов гидродинамического давления на перфорационные каналы. SOCAR Proceedings, 1, 67-72.

В статье определены перспективы бурения скважин в сложных и экстремальных горно-геологических условиях Западной части Туркменистана. Дана оценка текущего состояния поисково-разведочных работ Западного Туркменистана. Рассматриваются основные проблемы, с которыми будут сталкиваться буровики при бурении сложных глубоких горизонтов подкрасноцветной толщи, и предоставлены общие принципы и рекомендации по преодолению этих проблем. Применяемые технические и технологические новшества, соответствующих мировым стандартам, обеспечили успешность заканчивания ряда глубоких и сверхглубоких скважин на месторождениях Западно-Туркменской впадины, но не решили до конца существующие проблемы бурения. В статье также дан ряд рекомендаций по решению этих проблем. Данная работа способствует началу развития новой геолого-технологической дисциплины – управление пластовым давлением при бурении, и внедрение её в практику, что послужит техническому перевооружению и организационной перестройке глубокого бурения на научной основе.

Ключевые слова: гидроразрыв; коллектор; седиментация; газогенерация; тектоника; глинистый раствор; пластовое давление; разрез; проницаемость.

Литература

1. Деряев, А. Р. (2021). Технология бурения скважин с раздельной эксплуатацией одновременно нескольких горизонтов на месторождении Северный Готурдепе. Актуальные исследования, 51(78), 23–29.
2. Казымов, Ш. П. (2022). Повышение нефтеотдачи в обводненных и трудноизвлекаемых коллекторах. SOCAR Proceedings, 1, 89-93.
3. Deryaev, A. R, Deryaev, S. A. (2022, March). Preparation of drilling fluids and methods for regulation of their properties under difficult thermogeochemical conditions of horizontal drilling of wells (by the example of Turkmenistan). In: International Scientific Review of the Problems And Prospects of Modern Science and Education. Boston:  Problems of Science.
4. Ширалиев, А. А. (2022). Гидрогазодинамическое моделирование оптимизации процесса разработки подземных хранилищ газа. SOCAR Proceedings, 1, 103-107.
5. Xu, B.-X., Bai, Y.-H., Chen, G.-H., Feng, R.-Y. (2015). The impact of engineering parameters on shale oil and gas production: theory and practice. SOCAR Proceedings, 2, 24-31.
6. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенев, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, 3, 40-45.
7. Деряев А.Р. (2022). Деряев, А. Р. (2022). Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной. SOCAR Proceedings, 1, 94-101.
8. Kurnia, J. C., Shatri, M. S., Putra, Z. A., et al. (2022). Geothermal energy extraction using abandoned oil and gas wells: Techno-economic and policy review. International Journal of Energy Research, 46(1), 28-60.
9. Peng, C., Pang, J., Fu, J., et al. (2023). Predicting rate of penetration in ultra-deep wells based on deep learning method. Arabian Journal for Science and Engineering, 1-16.
10. Davoodi, S., Al-Shargabi, M., Wood, D. A., et al. (2023). Synthetic polymers: A review of applications in drilling fluids. Petroleum Science, In Press.
11. Reppas, N., Davie, C. T., Gui, Y., et al. (2023). The effects of cooling on fine-grained sandstone in relation to wellbore injection of carbon dioxide. Rock Mechanics and Rock Engineering, 56, 7619-7637.
12. Santos, L., Taleghani, A. D., Elsworth, D. (2022). Repurposing abandoned wells for geothermal energy: Current status and future prospects. Renewable Energy, 194, 1288-1302.
13. Деряев, А. Р., Гулатаров, Х., Эседулаев, Р., Аманов, М. (2020). Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты проектирования. Монография. Ашгабат: Ылым.
14. Abdelaal, K., Atere, K., LeRoy, K., et al. (2022, March). Holistic real-time drilling parameters optimization delivers best-in-class drilling performance and preserves bit condition-a case history from an integrated project in the Middle East. SPE-208958-MS. In: SPE Canadian Energy Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
15. Sircar, A., Yadav, K., Rayavarapu, K., et al. (2021). Application of machine learning and artificia intelligence in oil and gas industry. Petroleum Research, 6(4), 379-391.
16. Ghorbani, Y., Nwaila, G. T., Zhang, S. E., et al. (2023). Moving towards deep underground mineral resources: Drivers, challenges and potential solutions. Resources Policy, 80, 103222.
17. Wang, H., Huang, H., Bi, W., et al. (2022). Deep and ultra-deep oil and gas well drilling technologies: Progress and prospect. Natural Gas Industry B, 9(2), 141-157.
18. Fang, T., Ren, F., Liu, H., et al. (2022). Progress and development of particle jet drilling speed-increasing technology and rock-breaking mechanism for deep well. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 12(6), 1697-1708.
19. Khaled, M. S., Wang, N., Ashok, P., van Oort, E. (2023). Downhole heat management for drilling shallow and ultra-deep high enthalpy geothermal wells. Geothermics, 107, 102604.
20. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: ИКИ.
21. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2023). Oil and gas well cementing for engineers. John Wiley & Sons.
22. 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, 32-42.
23. Krishna, S., Ridha, S., Ilyas, S. U., et al. (2021, June). Application of deep learning technique to predict downhole pressure differential in eccentric annulus of ultra-deep well. In: International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, Vol. 85208, V010T11A072. American Society of Mechanical Engineers.
24. Celino, K. N., de Souza, E. A., de Carvalho Balaban, R. (2022). Emulsions of glycerol in olefin: A critical evaluation for application in oil well drilling fluids. Fuel, 308, 121959.
25. 25.Clegg, N., Duriez, A., Kiselev, V., et al. (2021, May). Detection of offset wells ahead of and around an LWD ultra-deep electromagnetic tool. In: SPWLA Annual Logging Symposium, D021S013R001.
26. Деряев, А. Р. (2022). Технологические и технические проблемы, связанные с проводкой горизонтальных скважин электробуром и пути их решения. Материалы международной научно-практической конференции «Перспективы развития сферы науки, техники и технологий в ХХI веке». Белгород: ООО Агентство перспективных научных исследований (АПНИ).
27. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
28. Deryaev, A. R. (2022). Descent of casing columns of an inclined-directional well for dual completion on the Northern Goturdepe square. Proceedings of the XXVI International Scientific and Practical Conference «Problems of science, and practice, tasks and ways to solve them». Finland – Helsinki: Publishing: International Science Group.

В статье основное акцентирование приводится на опыт бурения наклонно-направленных скважин и кустовое бурение на нефтегазовых месторождениях Западного Туркменистана. В работе определено направление развития технологии бурения наклонно-направленных скважин с учетом развития техники в настоящее время. Даны предложения и определены оборудования, а также, материалы возможные для кустового бурения наклонно-направленных скважин Юго-Западной части Туркменистана. Применяемые технические и технологические новшества, соответствующие мировым стандартам, обеспечили успешность заканчивания кустового бурения ряда наклонно-направленных скважин на месторождениях Юго-Западного Туркменистана. Данная работа положит начало развития кустового бурения глубоких наклонно-направленных скважин с аномально высокими пластовыми давлениями и создаст толчок техническому перевооружению, а также организационной перестройке кустового бурения на научной основе.

Ключевые слова: горизонтальное окончание; ствол; ландшафт; обсадная колонна; цемент; пласт; горная выработка; куст; траектория; механизм искривления.

Литература

1. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование прекращения системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
2. Deryaev, A. R. (2022). The design of the directional well on the Northern Goturdepe field. International Science Journal of Engineering & Agriculture, 1(3), 110-116.
3. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2023). Oil and gas well cementing for engineers. John Wiley & Sons.
5. 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, 32-42.
6.  Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Осипов, А. В., Мустаев, Р. Н., (2017). Генерация и аккумуляция углевородов в условиях больших глубин земной коры. SOCAR Proceedings, 1, 4-16.
7. Деряев, А. Р. (2022). Технология бурения для одновременной раздельной эксплуатации скважин. Монография. Лондон: Ламберт.
8. Нугманов, Б. Х. (2017). 3Д структурно-тектонические моделирования геологического строения месторождения "Каламкас". SOCAR Proceedings, 1, 17-23.
9. Деряев А.Р. (2022). Деряев, А. Р. (2022). Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной. SOCAR Proceedings, 1, 94-101.
10. Qun, L. E. I., Yun, X. U., Zhanwei, Y. A. N. G., et al. (2021). Progress and development directions of stimulation techniques for ultra-deep oil and gas reservoirs. Petroleum Exploration and Development, 48(1), 221-231.
11. Al Saadi, A. J., Naidu, R. N. (2023, March). Challenges of drilling deep wells in a complex overburden with severe depletion and experiences from Caspian Sea. SPE-214057-MS. In: SPE Gas & Oil Technology Showcase and Conference. Society of Petroleum Engineers.
12. Hafezi, S. (2023). Real-time detection of drilling problems & issues during drilling by listing & using their signs both on the surface and downhole. PhD Thesis. Norwegian University of Science and Technology.
13. Deryaev, A. R., Amanov, M. A., Deryaev, S. A. (2020). Drilling of the first directional exploration well in southwestern Turkmenistan. Young Scientist, (38), 151-154.
14. Eren, T., Suicmez, V. S. (2020). Directional drilling positioning calculations. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 73, 103081.
15. Rossi, E., Adams, B., Vogler, D., et al. (2020, August). Advanced drilling technologies to improve the economics of deep geo-resource utilization. In: 2nd Applied Energy Symposium: MIT A+ B (MITAB 2020) (virtual). ETH Zurich, Geothermal Energy & Geofluids.
16. Деряев, А. Р., Гулатаров, Х., Эседулаев, Р., Аманов, М. (2020). Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты проектирования. Монография. Ашгабат: Ылым.
17. Schneising, O., Buchwitz, M., Reuter, M., et al. (2020). Remote sensing of methane leakage from natural gas and petroleum systems revisited. Atmospheric Chemistry and Physics, 20(15), 9169-9182.
18. Fayemi, O., Di, Q., Liang, P., et al. (2021). Assessment of the Behaviour of Surface to Borehole EM Telemetry in Horizontal Well. Acta Geologica Sinica-English Edition, 95(S1), 76-79.
19. Ouadi, H., Mishani, S., Rasouli, V. (2023). Applications of underbalanced fishbone drilling for improved recovery and reduced carbon footprint in unconventional plays. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 7(1).
20. Rugang, Y., Chunyao, P., Zhenhua, Z., Dongxu, J. (2017). Study on the structure of filter cake layer of water based drilling fluid. SOCAR Proceedings, 1, 24-34.
21. Zalluhoglu, U., Tilley, J., Zhang, W., Grable, J. (2020, February). Downhole attitude-hold controller leads to automatic steering of directional wells with improved accuracy and reduced tortuosity. SPE-199555-MS. In: IADC/SPE International Drilling Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
22. Ma, T., Liu, J., Fu, J., Wu, B. (2022). Drilling and completion technologies of coalbed methane exploitation: an overview. International Journal of Coal Science & Technology, 9(1), 68.
23. Zhigarev, V. A., Minakov, A. V., Neverov, A. L., Pryazhnikov, M. I. (2019, November). Numerical study of the cuttings transport by drilling mud in horizontal directional well. Journal of Physics: Conference Series, 1382(1), 012080.
24. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Э. М., Сисенбаева, М. Р. (2017). Механизм аномалии вязкости газированной нефти вблизи давления насыщения. SOCAR Proceedings, 1, 34-45.
25. Deshmukh, V., Dewangan, S. K. (2022). Review on various borehole cleaning parameters related to oil and gas well drilling. Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering, 44(5), 185.
26. Mansouri, V., Khosravanian, R., Wood, D. A., Aadnøy, B. S. (2020). Optimizing the separation factor along a directional well trajectory to minimize collision risk. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 2113-2125.
27. Гусейнова, Н. И. (2017). Оценка градиента давления при воздействии на пласт с учетом влияния интерференции скважин на деформационные и фильтрационные процессы на выделенном участке месторождения. SOCAR Proceedings, 1, 70-82.
28. Hazbeh, O., Aghdam, S. K. Y., 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.

В данной научной работе обобщен опыт бурения горизонтальных скважин при аномально высоких пластовых давлениях Западной части Туркменистана. В статье подробно описывается выбор компоновки низа бурильных колонн, способы бурения, участка набора угла и интервал стабилизации зенитного угла, а также отмечено значение качества бурового раствора при бурении горизонтальных скважин. Выполненная работа доказывает, что бурение горизонтальных скважин возможно, как на ранней, так и на поздней стадии разработки месторождений и их бурение должно предусматриваться при создании технологических схем разработки ещё на уровне проекта разработки месторождений. Такая работа найдет применение для бурения глубоких горизонтальных скважин с аномально высокими пластовыми давлениями и приведет к увеличению добычи углеводородов, а также организационной перестройке горизонтального бурения на научной основе.

Ключевые слова: геометрический; геофизический; нефтеотдача; геологическое строение; отклонение; зенитный угол; ствол; азимут; радиус; канал связи.

Литература

1. Quy, N. M., Trung, P.N. (2017). Impacts of condensate blockage and the effectiveness of technical solutions to improve well deliverability in gas condensate wells in Vietnam. SOCAR Proceedings, 1, 46-61.
2. Салимова, С. Г. (2017). Обобщающая методика к детальному анализу фондоотдачи по скважинам нефтегазодобывающего предприятия. SOCAR Proceedings, 3, 58-63.
3. Deryaev, A. R. (2023). Horizontal well drilling technology. Theoretical & Applied Science, 2(118), 445-449.
4. Липатов, Е. Ю., Аксенова, Н. А. (2017). Опыт применения биополимерного эмульсионного бурового раствора  при бурении горизонтальных скважин на Кошильском месторождении. SOCAR Proceedings, 4, 36-41.
5. Kondrat, О. R., Hedzyk, N. М. (2017). Increasing  natural  gas  production  from tight  terrigenous  reservoirs. SOCAR Proceedings, 4, 42-51.
6. Деряев, А. Р. (2021). Рекомендации по использованию буровых растворов для успешного ведения буровых работ на месторождении Северный Готурдепе. Актуальные исследования, 51(78), 14–22.
7. Kwon, H., Mah, J. S. (2021). Diversification and industrialization in the economic development of Turkmenistan. Perspectives on Global Development and Technology, 20(4), 358-379.
8. Tao, S., Pan, Z., Tang, S., Chen, S. (2019). Current status and geological conditions for the applicability of CBM drilling technologies in China: A review. International Journal of Coal Geology, 202, 95-108.
9. Aghahosseini, A., Breyer, C. (2020). From hot rock to useful energy: A global estimate of enhanced geothermal systems potential. Applied Energy, 279, 115769.
10. Деряев А.Р. (2022). Деряев, А. Р. (2022). Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной. SOCAR Proceedings, 1, 94-101.
11. Patel, H., Salehi, S., Ahmed, R., Teodoriu, C. (2019). Review of elastomer seal assemblies in oil & gas wells: Performance evaluation, failure mechanisms, and gaps in industry standards. Journal of Petroleum Science and Engineering, 179, 1046-1062.
12. Xiao, D., Hu, Y., Wang, Y., et al. (2022). Wellbore cooling and heat energy utilization method for deep shale gas horizontal well drilling. Applied Thermal Engineering, 213, 118684.
13. Деряев, А. Р. (2022). Основные требования выбора буровых растворов с целью повышения нефтегазоотдачи пластов. Материалы международной научно-практической конференции «Современные проблемы и перспективные направления инновационного развития науки». Стерлитамак: Агентство международных исследований.
14. Leusheva, E., Alikhanov, N., Morenov, V. (2022). Barite-free muds for drilling-in the formations with abnormally high pressure. Fluids, 7(8), 268.
15. Khuzin, R. R., Mukhametshin, V. S., Salikhov, D. A., et al. (2021, February). Improving the efficiency of horizontal wells at multilayer facilities. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064(1), 012066. IOP Publishing.
16. Alsaihati, A., Elkatatny, S., Mahmoud, A. A., Abdulraheem, A. (2021). Use of machine learning and data analytics to detect downhole abnormalities while drilling horizontal wells, with real case study. Journal of Energy Resources Technology, 143(4), 043201.
17. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф., Шовгенов, А. Д. (2022). Теоретические и практические основы цементирования скважин. Москва-Ижевск: ИКИ.
18. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2023). Oil and gas well cementing for engineers. John Wiley & Sons.
19. 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, 32-42
20. Деряев, А. Р., Гулатаров, Х., Эседулаев, Р., Аманов, М. (2020). Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты проектирования. Монография. Ашгабат: Ылым.
21. Liu, T., Leusheva, E., Morenov, V., et al. (2020). Influence of polymer reagents in the drilling fluids on the efficiency of deviated and horizontal wells drilling. Energies, 13(18), 4704.
22. Zongyu, L. U., Fei, Z. H. A. O., Ming, L. E. I., et al. (2019). Key technologies for drilling horizontal wells in glutenite tight oil reservoirs in the Mahu Oilfield of Xinjiang. Petroleum Drilling Techniques, 2.
23. Искендеров, Д. А., Ибадов, Г. Г., Толепбергенов, Е. К. (2017). Гравийный скважинный фильтр новой конструкции. SOCAR Proceedings, 4, 52-56.
24. Yakupov, R. F., Sh, M. V., Khakimzyanov, I. N., Trofimov, V. E. (2019). Optimization of reserve production from water oil zones of D3ps horizon of Shkapovsky oil field by means of horizontal wells. Georesursy, 21(3), 55-61.
25. Mahmoud, H., Hamza, A., Nasser, M. S., et al. (2020). Hole cleaning and drilling fluid sweeps in horizontal and deviated wells: Comprehensive review. Journal of petroleum science and engineering, 186, 106748.
26. Салаватов, Т. Ш., Гасанов, И. Р. (2018). Прогнозирование фазового состояния углеводородов в пористой среде. SOCAR Proceedings, 3, 24-31.
27. Moosavi, S. R., Vaferi, B., Wood, D. A. (2020). Auto-detection interpretation model for horizontal oil wells using pressure transient responses. Advances in Geo-Energy Research, 4(3), 305-316.
28. Джаксылыков, Т. С. (2018). Опыт применения технологии ОРЗ в многопластовых залежах на примере месторождения Казахстана. SOCAR Proceedings, 3, 54-64.

Описана модель интерпретации данных ротационной вискозиметрии с использованием строгого решения уравнения течения Куэтта и учетом информационной содержательности опытов. На примере распространенных реологических моделей буровых растворов изучено влияние относительного зазора прибора и реологических свойств на точность их оценки с помощью зависимости градиента скорости сдвига для ньютоновской жидкости. Приведены сравнительные результаты оценок реологических свойств буровых растворов в промысловых условиях. 

Ключевые слова: бивязкая жидкость; принцип максимума функции правдоподобия; реологически стационарные модели; течение Куэтта.

Литература

1. Mirzajanzadeh, A. H., Filippov, V. P., Ametov, I. M. (2002). System methods in oil production. Moscow: Technika. 
2. Suleimanov, B. A. (2006). Specific features of heterogenous systems flow. Moscow-Izhevsk: ICS. 
3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons. 
4. Panakhov, G. M., Suleimanov, B. A. (1995). Specific features of the flow of suspensions and oil disperse systems. Colloid Journal, 57(3), 359-363. 
5. Mitchell, R. F. (2007). Petroleum engineering handbook. Vol. II. Drilling engineering. Houston: Society of Petroleum Engineers. 
6. Caenn, R., Darley, H. C. H., Gray, G. R. (2017). Composition and properties of drilling and completion fluids. Gulf Professional Publishing, Elsevier. 
7. Newton, I. (1999). The principia. Mathematical principles of natural philosophy. Berkeley-Los Angeles-London: University of California Press. 
8. Bingham, E. C. (1922). Fluidity and plasticity. New York: McGraw-Hill. 
9. Ostwald, W. (1925). Ueber die geschwindigkeitsfunktion der viskosität disperser systeme. I. Kolloid-Zeitschrift, 36(2), 99–117. 
10. Herschel, W. H., Bulkley, R. (1926). Konsistenzmessungen von gummi-benzollösungen. Kolloid-Zeitschrift, 39(4), 291–300. 
11. Casson, N. (1959). Flow equation for pigment oil suspensions of the printing ink type /in: Mills, C. C. Ed., «Rheology of disperse systems». Oxford: Pergamon Press. 
12. (1968). Heat and mass transfer sourcebook: 3rd All-Union conference, Minsk, 1968. John Wiley & Sons. 
13. Robertson, R. E., Stiff, H. A. (1976). An improved rheological model for relatings hear stress to shear rate in drilling fluids and cement slurries. SPE Journal, 16(1), 31–36. 
14. Myslyuk, M. A., Salyzhyn, I. M. (2008). The evaluation of biviscosity fluids rheological properties on the basis of rotational viscometry data. Oil Industry, 12, 40‒42.
15. Nasiri, M., Ashrafizadeh, S. N. (2010). Novel equation for the prediction of rheological parameters of drilling fluids in an annulus. Industrial & Engineering Chemistry Research, 49(7), 3374–3385. 
16. Vipulanandan, C., Mohammed, A. S. (2014). Hyperbolic rheological model with shear stress limit for acrylamide polymer modified bentonite drilling muds. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, 38–47.
17. Bui, B. T., Tutuncu, A. N. (2016). A generalized rheological model for drilling fluids with cubic splines. SPE Drilling & Completion, 31(01), 026–039. M. A. Myslyuk et al. / SOCAR Proceedings Special Issue No. 2 (2023) 041-053 52 
18. Andaverde, J. A., Wong-Loya, J. A., Vargas-Tabares, Y., Robles, M. (2019). A practical method for determining the rheology of drilling fluid. Journal of Petroleum Science and Engineering, 180, 150–158. 
19. Rashidi, M., Sedaghat, A., Misbah, B., et al. (2021). Introducing a rheology model for non-Newtonian drilling fluids. Geofluids,2021, 1344776. 
20. Agwu, O. E., Akpabio, J. U., Ekpenyong, M. E., et al. (2021). A critical review of drilling mud rheological models. Journal of Petroleum Science and Engineering, 203, 108659. 
21. Shah, S. N., Shanker, N. H., Ogugbue, C. C. (2010, April). Future challenges of drilling fluids and their rheological measurements. AADE-10-DF-HO-41. In: The 2010 AADE Fluids Conference and Exhibition, Hilton Houston North, Houston, Texas. 
22. Myslyuk, M. A. (1988). Determining rheological parameters for a dispersion system by rotational viscometry. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 54, 655-658. 
23. Khataniar, S., Chukwu, G. A., Xu, H. (1994). Evaluation of rheological models and application to flow regime determination. Journal of Petroleum Science and Engineering, 11(2), 155–164. 
24. Weir, I. S., Bailey, W. J. (1996). A statistical study of rheological models for drilling fluids. SPE Journal, 1(04), 473–486. 
25. Kelessidis, V. C., Maglione, R., Tsamantaki, C., Aspirtakis, Y. (2006). Optimal determination of rheological parameters for Herschel–Bulkley drilling fluids and impact on pressure drop, velocity profiles and penetration rates during drilling. Journal of Petroleum Science and Engineering, 53(3-4), 203–224. 
26. Kelessidis, V. C., Maglione, R. (2006). Modeling rheological behavior of bentonite suspensions as Casson and Robertson–Stiff fluids using Newtonian and true shear rates in Couette viscometry. Powder Technology, 168(3), 134–147. 
27. Kelessidis, V. C., Maglione, R. (2008). Shear rate corrections for Herschel-Bulkley fluids in couette geometry. Applied Rheology, 18(3), 34482. 
28. Versan Kok, M. (2004). Determination of rheological models for drilling fluids (A statistical approach). Energy Sources, 26(2), 153–165. 
29. Myslyuk, M., Salyzhyn, Y. (2012). The evaluation of rheological parameters of non-newtonian fluids by rotational viscosimetry. Applied Rheology, 22(3), 32381. 
30. Myslyuk, М. А. (2018). On the interpretation of drilling fluids rotational viscometry data. Oil Industry, 10, 50–53. 
31. Мyslyuk, М. А. (2019). Determination of rheological properties of drilling fluids by rotational viscometry data. SOCAR Proceedings, 4, 4–12. 
32. Wiśniowski, R., Skrzypaszek, K., Małachowski, T. (2020). Selection of a suitable rheological model for drilling fluid using applied numerical methods. Energies, 13(12), 3192. 
33. Myslyuk, M. A. (2020). Determination of the rheological properties of drilling fluids from rotational viscometry data. Journal of Hydrocarbon Power Engineering, 7(2), 31–45. 
34. (2009). API specification 13B-1 recommended practice for field testing water-based drilling fluids. Petroleum and natural gas industries – Field testing of drilling fluids – Part 1: Water-based fluids. Washington DC, USA: API. 
35. Qu, Y., Lai, X., Zou, L., Su, Y. (2009). Polyoxyalkyleneamine as shale inhibitor in water-based drilling fluids. Applied Clay Science, 44(3-4), 265–268. 
36. Smith, S. R., Rafati, R., Sharifi Haddad, A., et al. (2018). Application of aluminium oxide nanoparticles to enhance rheological and filtration properties of water based muds at HPHT conditions. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 537, 361–371. 
37. Rezaei, A., Nooripoor, V., Shahbazi, K. (2020). Applicability of Fe₃O₄ nanoparticles for improving rheological and filtration properties of bentonite-water drilling fluids in the presence of sodium, calcium, and magnesium chlorides. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10(6), 2453–2464. 
38. Novara, R., Rafati, R., Sharifi Haddad, A. (2021). Rheological and filtration property evaluations of the nano-based muds for drilling applications in low temperature environments. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 622, 126632. 
39. Gamal, H., Elkatatny, S., Basfar, S., Al-Majed, A. (2019). Effect of pH on rheological and filtration properties of water-based drilling fluid based on bentonite. Sustainability, 11(23), 6714. 
40. Elkatatny, S., Tariq, Z., Mahmoud, M. (2016). Real time prediction of drilling fluid rheological properties using Artificial Neural Networks visible mathematical model (white box). Journal of Petroleum Science and Engineering, 146, 1202–1210. 
41. Abdelgawad, K., Elkatatny, S., Moussa, T., et al. (2019). Real-time determination of rheological properties of spud drilling fluids using a hybrid artificial intelligence technique. Journal of Energy Resources Technology, 141(3): 032908. 
42. Alsabaa, A., Gamal, H., Elkatatny, S., Abdulraheem, A. (2021). New correlations for better monitoring the all-oil mud rheology by employing artificial neural networks. Flow Measurement and Instrumentation, 78, 101914. 
43. Luban, Y., Rozengaft, A., Luban, S., et al. (2008). BIOCAR – clay-less drilling mud for drilling directional and horizontal wells and penetration of pay zone. Oil Industry, 4, 32‒37. 
44. Zholob, N. R., Luban, Y. V., Luban, S. V. (2016, September). Research of thermal stability of biopolymer systems weighted by formic acid salts. In: 10th International Conference «Geopetrol 2016», Krakow, Poland. 
45. Myslyuk, M., Zholob, N. (2021). Investigation of filtration properties of a formate-based mud system under high temperature conditions. Upstream Oil and Gas Technology, 7, 100056. 
46. Luban, Y. V., Luban, S. V., (2017, February). Scientific developments of «Geosynthesis Engineering» to improve M. A. Myslyuk et al. / SOCAR Proceedings Special Issue No. 2 (2023) 041-053 53 drilling efficiency and wells productivity. In: International Conference GeoDrilling II, Poltava , Ukraine. 
47. Raptanov, A. K., Ruzhenskyi, V. V., Kostiv, B. I., et al. (2021). Analysis of the deep drilling technology in unstable formations at the Semyrenky gas condensate field. SOCAR Proceedings, SI2, 52–64. 
48. Myslyuk, M. A., Bogoslavets, V. V., Louban, Yu. V., et al. (2015). Research of rheological properties of «Biocar» biopolymer system. Construction of Oil and Gas Wells on Land and Sea, 8, 31–36.

Среди множества технологий повышения эффективности разработки нефтяных месторождений с применением заводнения к наименее экономически затратным относят гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, основанные на изменении направлений фильтрационных потоков. Так, одной из ключевых задач повышения эффективности заводнения на поздней стадии разработки является сокращение объемов неэффективной закачки. В статье рассматривается задача перераспределения объемов закачиваемой воды между нагнетательными скважинами при заданном общем объеме закачки с целью увеличения добычи нефти. Предложена аналитическая зависимость для оценки эффективности закачки, основанная на известных характеристиках вытеснения и рассчитанных коэффициентах взаимовлияния скважин на основе CRMP. Оптимизационная задача сформулирована в виде задачи линейного программирования. На примере фрагмента нефтяной залежи показана возможность оценки приемистостей нагнетательных скважин, позволяющих повысить прогнозную добычу нефти за счет изменения направления фильтрационных потоков в пласте. В результате применения разработанного алгоритма прогнозный прирост накопленной добычи нефти составил 19683 м³ (9.5%) за 15 лет. 

Ключевые слова: оптимизация заводнения; емкостно-резистивная модель; CRM; линейное программирование; эффективность закачки; коэффициенты взаимовлияния скважин.

Литература

1. Ertekin, T., Sun, Q., Zhang, J. (2019). Reservoir simulation: problems and solutions. Society of Petroleum Engineers.
2. Пятибратов, П. В. (2015). Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
3. Мищенко, И. Т., Бравичева, Т. Б., Пятибратов, П. В. (2004). Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов. Бурение и нефть, 11, 18–19.
4. Назарова, Л. Н., Пятибратов, П. В. (2021). Совершенствование технологии заводнения как метод управления разработкой и увеличения нефтеотдачи. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 1(121), 46.
5. Демидов, А. В., Пятибратов, П. В. (2016). Повышение эффективности выработки запасов гидродинамически связанных пластов на основе одновременно-раздельной закачки воды с содержанием взвешенных частиц. Нефть, газ и бизнес, 9, 3.
6. Иванов, А. Н., Пятибратов, П. В., Аубакиров, А. Р., Дзюбло, А. Д. (2020). Обоснование режимов работы нагнетательных скважин для реализации циклического заводнения. Нефтяное хозяйство, 2, 28-31.
7. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Procеedings, SI2, 161–171.
8. Куликов, А. Н. (2019). Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
9. Zandvliet, M. J., Bosgra, O. H., Jansen, J. D., et al. (2007). Bang-bang control and singular arcs in reservoir flooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, 58(1-2), 186–200.
10. Asheim, H. (1988, October). Maximization of water sweep efficiency by controlling production and injection rates. SPE-18365-MS. In: European Petroleum Conference, London, United Kingdom. Society of Petroleum Engineers.
11. Sudaryanto, B., Yortsos, Y. C. (2001, September-October). Optimization of displacements in porous media using rate control. SPE-71509-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
12. Taware, S., Alhuthali, A.H., Sharma, M. et al. (2016). Optimal rate control under geologic uncertainty: water flood and EOR processes. Optimization and Engineering, 18, 63-86.
13. Alhuthali, A. H., Datta-Gupta, A., Yuen, B., Fontanilla, J. P. (2010). Field applications of waterflood optimization via optimal rate control with smart wells. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 13(3), 406–422.
14. Brouwer, D. R., Jansen, J. D., van der Starre, S., et al. (2001, May). Recovery increase through water flooding with smart well technology. SPE-68979-MS. In: SPE European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands. Society of Petroleum Engineers.
15. Brouwer, D. R., Jansen, J. D. (2002, October). Dynamic optimization of water flooding with smart wells using optimal control theory. SPE-78278-MS. In: European Petroleum Conference, Aberdeen, United Kingdom. Society of Petroleum Engineers.
16. Lorentzen, R. J., Berg, A. M., Nævdal, G., Vefring, E. H. (2006, April). A new approach for dynamic optimization of water flooding problems. SPE-99690. In: 2006 SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition, Amsterdam, The Netherlands. Society of Petroleum Engineers.
17. Gentil, P. H. (2005). The use of multilinear regression models in patterned waterfloods: physical meaning of the regression coefficients. Master’s Thesis. Texas, USA: University of Texas, Austin.
18. Yousef, A. A., Lake, L. W., Jensen, J. L. (2006, April). Analysis and interpretation of interwell connectivity from production and injection rate fluctuations using a capacitance model. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa. Society of Petroleum Engineers.
19. Пятибратов, П. В., Заммам, М., Туровская, Е. А. (2021). Оптимизация заводнения на основе моделирования линий тока. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 4(124), 37-44.
20. Liang, X., Weber, D. B., Edgar, T. F., et al. (2007). Optimization of oil production based on a capacitance model of production and injection rates. SPE-107713-MS. In: Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Dallas, Texas, U.S.A. Society of Petroleum Engineers.
21. Mandal, D., Ahmad, N. Bt. N. N. New (2007, March). New injection-allocation tool significantly improves the value of water injection in large clastic reservoirs. SPE-105322-MS. In: SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain. Society of Petroleum Engineers.
22. Weber, D. (2009) The use of capacitance-resistance models to optimize injection allocation and well location in water floods. PhD Thesis. Austin, Texas: The University of Texas at Austin.
23. Xiong, X., Lee, K. J. (2020). Data-driven modeling to optimize the injection well placement for waterflooding in heterogeneous reservoirs applying artificial neural networks and reducing observation cost. Energy Exploration and Exploitftion, 38(6), 2413–2435.
24. Пятибратов, П. В., Заммам, М. (2022). Прогнозирование показателей разработки нефтяного месторождения на основе CRM и сравнение с результатами трехмерного гидродинамического моделирования. Нефтепромысловое дело, 5, 16–24.
25. Sayarpour, M. (2008). Development and application of capacitance-resistive models to water / CO₂ floods. PhD Thesis. Austin, Texas: The University of Texas at Austin.
26. Albertoni, A., Lake, L. W. (2003). Inferring interwell connectivity only from well-rate fluctuations in waterfloods. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 6(1), 6–15.
27. 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.
28. Харисов, М. Н., Юнусова, Э. А., Харисова, Э. А., Майский, Р. А. (2018). Алгоритм определения характеристик вытеснения в условиях несовершенства данных. Нефтегазовое дело, 16(6), 20–25.
29. Казаков, А. А. (1976). Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой. Нефтепромысловое дело, 8, 5–7.
30. Пятибратов, П. В., Заммам, М. (2022). Оптимизация заводнения на основе метода линий тока и решения задачи линейного программирования. SOCAR Proceedings, SI2, 153–163.
31. Гарб, Ф. А. (1978). Расчеты динамики падения добычи по данным обводненности добываемой продукции. Инженер-нефтяник, 7, 21–25.

Избыточная добыча воды в нефтяных и газовых скважинах представляет собой серьезную проблему для управления пластом, что требует создания эффективных систем водоизоляции. Данное исследование посвящено разработке и оценке жидкостной системы на основе коллоидного силикагеля, предназначенной для высокотемпературного перекрытия воды в сложных пластовых условиях. Система состоит из коллоидного диоксида кремния и активирующей соли, характеризующейся низкой вязкостью, что обеспечивает глубокое проникновение и эффективную обработку. Методика оценки, использованная в данном исследовании, включает в себя визуальную оценку времени гелеобразования и точные измерения вязкости. Основные результаты включают влияние температуры, концентрации соли, содержания кремнезема и концентрации активирующей соли на кинетику гелеобразования. Было установлено, что повышение температуры, увеличение концентрации соли и диоксида кремния значительно ускоряет процесс гелеобразования, влияя на эффективность системы. Кроме того, различные ионы-активаторы оказывают неодинаковое влияние на гелеобразование, что в первую очередь связано с их зарядовой плотностью и размером, что вносит свои нюансы в динамику гелеобразования. Исследование также выявило чувствительность системы даже к незначительным изменениям концентрации соли, особенно при воздействии повышенных температур. На основе полученных результатов предложена стратегия практического применения. При внедрении силикагелей в пласты, характеризующиеся высокой минерализацией пластовой воды и повышенными температурами, рекомендуется вводить предварительную промывку водой с низкой минерализацией. Такой стратегический подход позволяет снизить преждевременное гелеобразование и обеспечить эффективность операций по перекрытию водоносных горизонтов.

Ключевые слова: изоляция водопритока; силикагель; время гелеобразования; песчаный модель пласта; высокая температура.

Литература

1. Joseph, A., Ajienka, J. A. (2010, July). A review of water shutoff treatment strategies in oil fields. SPE-136969-MS. In: Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Tinapa - Calabar, Nigeria. Society of Petroleum Engineers.
2. Taha, A., Amani, M. (2019). Overview of water shutoff operations in oil and gas wells; chemical and mechanical solutions. ChemEngineering, 3(2), 51.
3. Salavatov, Т. Sh., Suleimanov, B. A., Nuryaev, A.S. (2000). Selective isolation of hard formation waters influx in producing wells. Oil Industry, 12, 81-83.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
5. 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.
6. Ibragimov, Kh. M., Qurbanov, A. G., Kazımov, F. K., Akberova, A. F. (2022). Development and laboratory test of the gelling composition for the selective isolation of formation waters. Scientific Petroleum, 2, 40-46.
7. Ahmad, F. F., Gaibaliyev, G. G. (2022). Stimulation of oil inflow by isolating water inflows in the bottomhole zone. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
8. Qayibova, А. Q., Аbbasov, M. M. (2022). Study of innovative water-insulating composition based on urea-formaldehyde resin. Scientific Petroleum, 2, 35-39.
9. 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.
10. 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.
11. Zhdanov, S. A., Amiyan, A. V., Surguchev, L. M., et al. (1996, October). Application of foam for gas and water shut-off: Review of field experience. SPE-36914-MS. In: The European Petroleum Conference, Milan, Italy. Society of Petroleum Engineers.
12. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
13. El-Karsani, K. S., Al-Muntasheri, G. A., Hussein, I. A. (2014). Polymer systems for water shutoff and profile modification: a review over the last decade. SPE Journal, 19(01), 135-149.
14. Hakiki, F., Salam, D. D., Akbari, A., et al. (2015, October). Is epoxy-based polymer suitable for water shut-off application?. SPE-176457-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Nusa Dua, Bali, Indonesia. Society of Petroleum Engineers.
15. Fulin, Z., Dai Caili, W. Y., Decheng, F., Kai, C. (2006). Comprehension of water shutoff in oil wells and its technical keys. Acta Petrolei Sinica, 27(5), 71.
16. Sydansk, R. D., Seright, R. S. (2007). When and where relative permeability modification water-shutoff treatments can be successfully applied. SPE Production & Operations, 22(02), 236-247.
17. Banerjee, R., Ghosh, B., Khilar, K., et al. (2008). Field application of phenol formaldehyde gel in oil reservoir matrix for water shut-off purposes. Energy Sources, Part A, 30(19), 1779-1787.
18. Raupov, I. R., Milic, J. (2022, May). Improvement of operational efficiency of high water-cut oil wells. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1021(1), 012077.
19. Vega, I., Morris, W., Robles, J., et al. (2010, April). Water shut-off polymer systems: Design and efficiency evaluation based on experimental studies. SPE-129940-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
20. 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.
21. Qing, Y., Yefei, W., Wei, Z., et al. (2009). Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir. Journal of Canadian Petroleum Technology, 48(12), 51-55.
22. Permana, D., Fakhrizal, F., Nurwibowo, M. P. (2013, October). Selection criteria for successful water shut-off treatment-brown field success story. SPE-165753-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
23. 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.
24. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(1), 2150038.
25. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
26. 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.
27. 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.
28. Verre, F., Blunt, M., Morrison, A., McGarva, T. (2007, June). Applicability of water shutoff treatment for horizontal wells in heavy-oil reservoirs. SPE-106908-MS. In: The EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition, London, U.K. Society of Petroleum Engineers.
29. Casalini, A., Lima, R. (2017, November). Water shut-off treatments in oilfield by micro and nano technology: A good way to get more oil and less water. SPE-188482-MS. In: The Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. Society of Petroleum Engineers.
30. Khoshkar, P. A., Fatemi, M., Ghazanfari, M. H. (2020). Static and dynamic evaluation of the effect of nanomaterials on the performance of a novel synthesized PPG for water shut-off and improved oil recovery in fractured reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 189, 107019.
31. Sydansk, R. D. (1990). A newly developed chromium (lll) gel technology. SPE Reservoir Engineering, 5(03), 346-352.

В данной работе изучалось снижение степени повреждения пласта, вызванного гелями на основе кремнезема. В работе также рассмотрено историческое развитие методов водоизоляции в нефтегазовой промышленности. Авторы подчеркнули важность силикатных методов для контроля соответствия пласта и повышения нефтеотдачи. Они также обсудили возрождающийся в последнее время интерес к силикатам в связи с их экологичностью и возможностью применения при высоких температурах. Для оценки эффективности удаления блокирующих веществ в пластовых условиях были проведены эксперименты с потерей веса и затоплением песчаной подушки. Результаты показали, что 1%-ный водный раствор NaOH способен полностью растворить объемный гель за относительно короткий промежуток времени. Следует отметить, что для удаления геля, ответственного за разрушение пласта в объемной фазе, обычно достаточно 10-12 часов. В экспериментах по заводнению песчаных подушек было обнаружено, что закачка NaOH может эффективно устранять гелевые блокировки, однако для полного их удаления может потребоваться несколько закачек. В целом, данное исследование представляет собой комплексный обзор мер по снижению повреждений пласта, вызванных гелями на основе кремнезема. Результаты этого исследования могут быть использованы для совершенствования разработки и внедрения методов гидроизоляции на основе гелей в нефтегазовой промышленности.

Ключевые слова: силикагель; гидроизоляция; повреждение пласта; sandpack; гелевый блок.

Литература

1. Zhu, D., Bai, B., Hou, J. (2017). Polymer gel systems for water management in high-temperature petroleum reservoirs: a chemical review. Energy & Fuels, 31(12), 13063-13087.
2. Kabir, A. H. (2001, October). Chemical water & gas shutoff technology – An overview. SPE-72119-MS. In: SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific. Society of Petroleum Engineers.
3. El-Karsani, K. S., Al-Muntasheri, G. A., Hussein, I. A. (2014). Polymer systems for water shutoff and profile modification: a review over the last decade. SPE Journal, 19(01), 135-149.
4. 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.
5. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
7. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.
8. 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.
9. 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.
10. Suleimanov, B. A., Feyzullayev, Kh. A. (2023). Numerical simulation of water shut-off performance for heterogeneous layered oil reservoirs. SOCAR Proceedings, 1, 43-50.
11. Ibragimov, Kh. M., Qurbanov, A. G., Kazımov, F. K., Akberova, A. F. (2022). Development and laboratory test of the gelling composition for the selective isolation of formation waters. Scientific Petroleum, 2, 40-46.
12. Ahmad, F. F., Gaibaliyev, G. G. (2022). Stimulation of oil inflow by isolating water inflows in the bottomhole zone. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
13. Qayibova, А. Q., Аbbasov, M. M. (2022). Study of innovative water-insulating composition based on urea-formaldehyde resin. Scientific Petroleum, 2, 35-39.
14. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
15. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2013). The influence of light metal nanoparticles on the strength of polymer gels used in oil industry. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
16. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Azizagha, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
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.
18. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
19. 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.
20. 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.
21. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
22. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
23. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
24. Bai, Y., Xiong, C., Wei, F., et al. (2015). Gelation study on a hydrophobically associating polymer/polyethylenimine gel system for water shut-off treatment. Energy & Fuels, 29(2), 447-458.
25. Kumar, A., Mahto, V., Choubey, A. K. (2020). Synthesis and characterization of cross-linked hydrogels using polyvinyl alcohol and polyvinyl pyrrolidone and their blend for water shut-off treatments. Journal of Molecular Liquids, 301, 112472.
26. Shehbaz, S. M., Bera, A. (2023). Effects of nanoparticles, polymer and accelerator concentrations, and salinity on gelation behavior of polymer gel systems for water shut-off jobs in oil reservoirs. Petroleum Research, 8(2), 234-243.
27. Van Auken, M. R. (1922). Process of excluding water from oil and gas wells. U.S. Patent No. 1,421,706.
28. Kennedy, H. T. (1936). Chemical methods for shutting off water in oil and gas wells. Transactions of the AIME, 118(01), 177-186.
29. Maagi, M. T., Lupyana, S. D., Jun, G. (2020). Nanotechnology in the petroleum industry: Focus on the use of nanosilica in oil-well cementing applications - A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107397.
30. Negi, G. S., Anirbid, S., Sivakumar, P. (2021). Applications of silica and titanium dioxide nanoparticles in enhanced oil recovery: Promises and challenges. Petroleum Research, 6(3), 224-246.
31. Medina, O. E., Olmos, C., Lopera, S. H., et al. (2019). Nanotechnology applied to thermal enhanced oil recovery processes: A review. Energies, 12(24), 4671.
32. Liang, J., Sun, H., Seright, R. S. (1992, April). Reduction of oil and water permeabilities using gels. SPE-24195-MS. In: SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma. Society of Petroleum Engineers.
33. Bauer, S. J., Galbreath, D., Hamilton, J., Mansure, A. J. (2004). Comments on high temperature plugs (No. SAND2004-4142C). Albuquerque, NM (United States): Sandia National Lab. (SNL-NM).
34. Burns, L. D., McCool, C. S., Willhite, G. P., et al. (2008, April). New generation silicate gel system for casing repairs and water shutoff. SPE-113490-MS. In: The SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA. Society of Petroleum Engineers.
35. Panchal, H., Patel, H., Patel, J., Shah, M. (2021). A systematic review on nanotechnology in enhanced oil recovery. Petroleum Research, 6(3), 204-212.
36. Yousefvand, H., Jafari, A.J.P.M.S. (2015). Enhanced oil recovery using polymer/nanosilica. Procedia Materials Science, 11, 565-570.
37. Emrani, A. S., Ibrahim, A. F., Nasr-El-Din, H. A. (2017, June). Mobility control using nanoparticle-stabilized CO2 foam as a hydraulic fracturing fluid. In: The SPE Europec featured at 79th EAGE Conference and Exhibition, Paris, France. Society of Petroleum Engineers.
38. Farid Ibrahim, A., Nasr-El-Din, H. (2018, June). Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using nanoparticles and viscoelastic surfactants. SPE-191251-MS. In: SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago. Society of Petroleum Engineers.

В статье предоставлены сведения об изменении градиента аномально высокого пластового давления (АВПД) с увеличением глубины на нефтегазовых месторождениях Туркменистана. Приведен анализ происхождения АВПД, что в последствии приводит к тяжелым осложнениям, обусловленные проявлениями пластовых флюидов, а также углубленно рассмотрены гидродинамические причины возникновения осложнений. Проанализированы гипотезы и эндогенные мнения, а также взаимодействие комплекса причин, по происхождению аномально высоких пластовых давлений связанных с геологическими, геохимическими и механическими процессами. Данная работа может быть использована, с целью выполнения поставленных задач при бурении сверхглубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, а также для прогнозирования возникновения причин осложнений и возможного предотвращения этих осложнений регулированием плотности бурового раствора.

Ключевые слова: нефтегазопроявление; давление; градиент; промывочная жидкость; миграция; дегазация.

Литература

1. Деряев, А. Р. (2022). Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной. SOCAR Proceedings, 1, 94-101.
2. Гусейнова, Д. Ф. (2022). Диагностирование состояния пластовой системы на основе энтропийного подхода. SOCAR Proceedings, 2, 7-14.
3. Deryaev, A. R. (2022). Geological and technical analysis for the development of the deposit by the method of dual completion. European Science Review, 5-6, 30-32.
4. Tiab,, Donaldson, E. C. (2016). Petrophysics. Teory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. Gulf Professional Publishing.
5. Ju, Y., Wu, G., Wang, Y., et al. (2021). 3D numerical model for hydraulic fracture propagation in tight ductile reservoirs, considering multiple influencing factors via the entropy weight method. SPE-205385-PA. SPE Journal, 26(05), 2685-2702.
6. Сулейманов, А. А. (2014). Непараметрические критерии диагностирования распределения данных в нефтегазодобыче, Нефтепромысловое дело, 9, 47-50.
7. Stepanov, S. V., Tyrsin, A. N., Ruchkin, A. A., Pospelova, T. A. (2020). Using entropy modeling to analyze the effectiveness of the waterflooding system. Oil Industry, 6, 62-67.
8. Santos, J. P., Landi, G.T., Paternostro, M. (2017). Wigner entropy production rate. Physical Review Letters, 118, 220601.
9. Mohamed, A. Y., Lliffe, J. E., Ashcroft, W. A., Whiteman, A. J. (2000). Burial and maturation history of the Heglig field area, Muglad basin, Sudan. Journal Petroleum Geology, 1, 107-128.

2. Makeen, Y. M., Hakimi, M. H., Abdullah, W. H. (2015). Biological markers and organic matter in the Lower Cretaceous Abu Gabra sediments (Muglad Basin, Sudan): origin, type and palaeoenvironmental conditions. Arabian Journal of Geosciences, 8, 489-506.
3. Podnebesnykh, A. V., Baryshnikov, A. V., Kuvaldin, A. P., et.al. (2015, October). New approach to the evaluation of the structure of initial reserves in Ozhginskoe gas-oil field. SPE-176666-MS. In: The SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia. Society of Petroleum Engineers.
4. Suleimanov, B. A. (2006). Specific features of heterogenous systems flow. Moscow-Izhevsk: ICS.
5. Хузина, Л. Б., Шайхутдинова, А. Ф., Кязимов, Э. А. (2023). Квопросуисследованиявибрационногоустройства для предупреждения прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин. Scientific Petroleum, 1, 32-42.
6. Eyike, A., Ebbing, J. (2015). Lithospheric structure of the West and Central African rift system from regional three – dimensional gravity. South African Journal of Geology, 118, 285-298.
7. Mohamed, A. E., Mohammed, A. S. (2015). Stratigraphy and tectonic evolution of the oil producing horizons of Muglad Basin, Sudan. Journal of Science & Technology, 9(1), 13-20.
8. Cheremisin, A., Lompik, V., Spivakova, M., et al. (2022). Creation of a hydrodynamic digital model of a laboratory core experiment of surfactant polymer impact on oil recovery, in order to determine parameters for further full-scale simulation. Energies, 15(9), 3440.
9. Деряев, А. Р., Гулатаров, Х., Эседулаев, Р., Аманов, М. (2020). Технология бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и расчеты проектирования. Монография. Ашгабат: Ылым.
10. Поднебесных, А. В. (2023). Особенности геологического строения рифтовых впадин Судана и связанная с ними нефтегазоносность. SOCAR Proceedings, 1, 7-12.
11. Fu, H., Yan, Y., Xu, Y., et al. (2018). Experimental study and field application of fiber dynamic diver-sion in west china ultra-deep fractured gas reservoir. In: 52nd U.S. Rock Mechanics Geomechanics Symposium. Seattle, Washington.
12. Самедзаде, А. А. (2023). Оценка качества коллекторов по некоторым месторождениям Бакинского архипелага. SOCAR Proceedings, 1, 13-18.
13. Jiang, M., Spikes, K. T. (2016). Rock-physics and seismic-inversion based reservoir characterization of the Haynesville Shale. Journal of Geophysics and Engineering, 13(3), 220–233.
14. Othman, A. A., Ewida, H. F., Ali Fathi, M. M., Embaby, M. A. (2017). Reservoir characterization applying seismic inversion technique and seismic attributes for Komombo basin. Austin Journal of Earth Science, 3(1), 1020.
15. Deryaev, A. R. (2023). Opening of formations at abnormally high reservoir pressure, rules for installation and operation of blowout equipment at directional well №707 West Cheleken fields. ISJ Theoretical & Applied Science, 5(121), 1-8.
16. 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.

Длительная эксплуатация газовых месторождений сопровождается изменением напряженно-деформированного состояния продуктивного пласта, в том числе необратимыми процессами его разрушения. Разрушение продуктивного пласта является одной из причин выноса механических примесей на устье, абразивного износа, деградации металла, появления дефектов в трубопроводах, оборудовании и обвязке устья скважин. Чтобы избежать серьезных последствий от развития дефектов вследствие выноса примесей, проводят различные обследования, применяя методы неразрушающего контроля. Необходимость проведения контроля фактического состояния трубопроводов и устьевого оборудования скважин, эксплуатирующих сеноманские и валанжинские пласты обусловлена тем, что в процессе эксплуатации могут возникать значительные повреждения и разрушения основных элементов технологического оборудования из-за выноса механических примесей, воды, а также образования гидратов, песчаных пробок и т.п., это может приводить к серьезным экономическим потерям, а также негативному воздействию на окружающую среду в результате негерметичности соединений и узлов. Таким образом, для обеспечения надежной эксплуатации добывающих газовых скважин в условиях разрушения призабойной зоны скважины необходим выбор обоснованного технологического режима работы, при котором снижается риск образования песчаных и жидкостных пробок, а также минимизируется негативное влияние выноса примесей на состояние оборудования.

Ключевые слова: профиль; газовая скважина; численное моделирование; призабойная зона; технологический режим.

Литература

1. Ермолаев, А. И., Ефимов, С. И., Пятибратов, П. В. и др. (2023). Оценка предельного забойного давления, исключающего разрушение призабойной зоны пласта, на основе геомеханических исследований керна. SOCAR Proceedings, SI1, 61-69.
2. Hettema, M. H., Andrews, J. S., Blaasmo, M., Papamichos, E. (2006, February). The relative importance of drawdown and depletion in sanding wells: predictive model compared with data from the Statfjord field. SPE-97794-MS. In: SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers.
3. Петинов, С. В., Сидоренко, В. Г. (2016). Обзор методов дефектоскопии при обследовании трубопроводов. Молодой ученый, 2,194-199.
4. Pham, S. (2017). Estimation of sand production rate using geomechanical and hydromechanical models. Advances in Materials Science and Engineering, 2017, 2195404.
5. (2011). ГОСТ Р 51365-2009. Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования. Москва: Стандартинформ.
6. Кащеев, В. И. (1978). Процессы в зоне фрикционного контакта металлов. Москва: Машиностроение.
7. Козырев, С. П. (1971). Гидроабразивный износ металлов при кавитации. Москва: Машиностроение.
8. Efimov, S. I. (2019) Numerical study of the processes of erosion of the elements of the X-MAS tree and pipeline based on the ANSYS fluent software. In: 6Th Scientific Conference. EAGE Publications BV.
9. Якимов, С. Б. (2008). Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 9, 33-39.
10. Войнов, Б. А. (1980). Износостойкие сплавы и покрытия. Москва: Машиностроение.
11. Клейс, И. Р., Уумыс, X. Г. (1986). Износостойкость элементов измельчителей ударного действия. Москва: Машиностроение.
12. Остафьев, В. А. (1979). Расчет динамической прочности режущего инструмента. Москва: Машиностроение.
13. Гриб, В. В. (1982). Решение триботехнических задач численными методами. Москва: Наука.
14. Kazimov, Sh. P., Ahmed, F. (2015, November). Sand control in the wells of SOCAR oilfields. In: The SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition, Baku, Azerbaijan. Society of Petroleum Engineers.
15. Крагельский, И. В., Добычин, М. Н., Камбалов, В. С. (1977). Основы расчетов на трение и износ. Москва: Машиностроение.
16. Ефимов, С. И. (2021). Совершенствование методов обоснования и расчета предельно допустимых депрессий и дебитов при эксплуатации газовых скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина.
17. Мараков, Д. А., Адзынова, Ф. А. (2023). Обоснование необходимости проведения анализа эффективности месторождений. SOCAR Proceedings, 2, 46-49.
18. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2021). Исследования технологическоо режима работы газовых скважин с однорядным лифтом по критической скорости восходящего потока. SOCAR Proceedings, 1, 97-103.
19. Алиев, З. С., Мараков, Д. А., Котлярова, Е. М. и др. (2014.) Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважине для освоения газовых и газоконденсатных месторождений. Москва: Недра.
20. 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.
21. (2004). СТО Газпром НТП 1.8-001-2004. Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа. Москва: ОАО «Газпром».

Предложен метод оперативной оценки распределения текущего пластового давления по данным нормальной эксплуатации скважин. Метод основан на алгоритме, включающем расчет текущего распределения значений функций тока, потенциалов и скоростей фильтрации на выделенном участке. Метод позволяет проводить мониторинг текущего распределения текущего пластового давления продуктивного пласта на рассматриваемом участке, а также оценить эффективность проведенного воздействия на пласт с целью поддержания пластового давления. Реализация предложенного метода, проведенная на примере данных месторождения «Нефт Дашлары» (Х горизонт, блок V) показала высокую точность полученных расчетных значений. Среднее значение относительной погрешности расчетных значений пластового давления к действительным значениям замера забойного давления на скважинах составляет не более 1%, а среднее расчетное значение пластового давления в продуктивном пласте на участке исследования совпадает с его фактическим приведенным значением.

Ключевые слова: пласт; пластовое давление; повышение нефтеотдачи; зональное воздействие на пласт; продуктивный горизонт; продуктивность скважин; диагностика; фильтрация; мониторинг; линии тока.

Литература

1. Сулейманов, Б. А., Гусейнова, Н. И. (2023) Визуализация распределения фильтрационных характеристик пластовой жидкости как способ контроля разработки нефтяных залежей. SOCAR Proceedings, SI1, 35-45.
2. Басниев, К. С., Власов, А. М., Кочина, И. Н., Максимов, В. М. (1986). Подземная гидравлика. Москва: Гостоптехиздат.
3. Чарный, И. А. (1963). Подземная гидрогазодинамика. Москва: Недра.
4. 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.
5. Jamalbayov, M. A., Ibrahimov, Kh. M. (2023). New waterflooding efficiency evaluation method (on the example of 9th horizon of the Guneshli field). Scientific Petroleum, 1, 43-47.
6. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
7. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологии повышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.

Проведено теоретическое и экспериментальное исследования влияния геометрии порового пространства на смачиваемость коллекторов. Особенная структура порового пространства Талинской площади Красноленинского месторождения, обусловленная неоднородностью состава пород, приводит к неоднородности размеров и геометрии фильтрационных каналов и оказывает влияние на смачиваемость. Специфика адсорбции полярных компонентов нефти обуславливает изменения смачиваемости и влияет на величину адсорбированной нефти. 

Ключевые слова: геометрия порового пространства; адсорбированные флюиды; смачиваемость.

Литература

1. Михайлов, Н. Н., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2019). Смачиваемость нефтегазовых пластовых систем: Учебное пособие. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
2. Михайлов, Н. Н., Ермилов, О. М., Сечина, Л. С. (2021). Изменение смачиваемости пород-коллекторов при адсорбции асфальтенов на внутрипоровой поверхности. Актуальные проблемы нефти и газа, 1(32), 3-15.
3. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
4. Михайлов, Н. Н., Гурбатова, И. П., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2016). Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 80-85.
5. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Михайлов, А. Н. (2017). Микроструктурная смачиваемость карбонатных газоконденсатонасыщенных коллекторов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, 45-51.
6. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С. (2021). Микроструктурная смачиваемость нефтегазоконденсатных зон Карачаганакского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 17-22.
7. Иванова, М. М., Григорьева, В. А., Лысенко, В. Д. и др. (1996). Особенности разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере Талинского месторождения) /обзорная информация, серия: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Москва: ВНИИОЭНГ.
8. Танкаева, Л. К., Дмитриевский, А. Н., Сечина, Л. С., Приваленко, Н. В. (1983). Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор. Авторское свидетельство СССР № 1022005.
9. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С. (2022). Влияние гетерогенности минерального состава пород на микроструктурную смачиваемость. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11(371), 54-59.
10. Зубков, М. Ю., Семенов, В. В. (2001). Определение относительных фазовых проницаемостей продуктивных отложений Красноленинского месторождения. Отчет ООО «Сибгеоцентр». Тюмень.
11. Котяхов, Ф. И. (1977). Физика нефтяных и газовых коллекторов. Москва: Недра.

Добыча нефти периодическим газлифтом (ПГЛ) и протекающие при этом механические процессы имеют сложную структуру, включающую множество различных стадий и потоков, взаимо действующих друг с другом на каждой стадии. Это приводит к многочисленным трудностям при расчете и оптимизации системы добычи нефти из скважин, работающих по технологии ПГЛ. В статье представлена гидродинамическая имитационная модель потоков, возникающих при добыче нефти методом ПГЛ. Путем усовершенствования опубликованных до настоящего времени гидродинамических моделей, разработана модель с учетом изменений/корректировок, применимых для конкретных промысловых условий. Моделирование процесса ПГЛ осуществляется на основе численного решения систем уравнений сохранения массы и импульса и уравнений замыкания для каждого компонента системы и каждой стадии процесса ПГЛ. Обыкновенные дифференциальные уравнения в модели решаются неявным методом Эйлера. Разработанная программа моделирования была использована при выборе рациональной конструкции технологии ПГЛ для нефтяной скважины, ранее эксплуатировавшейся методом непрерывного газлифта. После установки и ввода в эксплуатацию системы ПГЛ суточный дебит скважины по жидкости увеличился на 91%, а результаты измерений хорошо согласуются с результатами моделирования. Полученные результаты наглядно продемонстрировали применимость предложенной модели и разработанной программы моделирования.

Ключевые слова: скважина; периодический газлифт; имитационная модель; добыча нефти.

Литература

1. Guo, B., Liu, X., Tan, X. (2017). Petroleum production engineering. Gulf Professional Publishing.
2. Clegg, J. D., Bucaram, S. M. Hein Jr, N. W. (1993). Recommendations and comparison for selecting artificial lift methods. Journal of Petroleum Technology, 45(12), 1128-1167.
3. Takacs, G. (2005). Gas lift manual. PenWell Corporation.
4. Chacín, J. E. (1994, August). Selection of optimum intermittent gas-lift scheme for gas-lift wells. SPE-27986-MS. In: University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, Oklahoma. Society of Petroleum Engineers.
5. Brown, K. E., Jessen, F. W. (1962). Evaluation of port size, surface chokes and fluid fall-back in intermittent gas lift installations. Journal of Petroleum Technology, 14(03), 315-322.
6. White, G. W., O'Connell, B. T., Davis, R. C., et al. (1963). An analytical concept of the static and dynamic parameters of intermittent gas lift. Journal of Petroleum Technology, 15(03), 301-308.
7. Brill, J. P. (1967). An analytical description of liquid slug flow in small-diameter conduits. Journal of Petroleum Technology, 19(03), 419-432.
8. Neely, A. B., Montgomery, J. W., Vogel, J. V. (1974). A field test and analytical study of intermittent gas lift. SPE Journal, 14(05), 502-512.
9. Schmidt, Z., Doty, D. R., Lukong, P. B., et al. (1984). Hydrodynamic model for intermittent gas lifting of viscous oil. Journal of Petroleum Technology, 36(03), 475-485.
10. Hai, D. N., Khang, N. T., Thien, N. D. (2007). Intermittent gaslift flows in vertical pipes. Vietnam Journal of Mechanics, 29(03), 321-335.
11. Ayatollahi, S., Narimani, M., Moshfeghian, M. (2004). Intermittent gas lift in Aghajari oil field, a mathematical study. Journal of Petroleum Science and Engineering, 42(02-04), 245– 255.
12. Liao, T., Schmidt, Z., Doty, D. R. (1995, April). Investigation of intermittent gas lift by using mechanistic modeling. SPE-29454-MS. In: SPE Production Operations Symposium, Olkahoma, OK, US. Society of Petroleum Engineers.
13. Santos, O. G., Bordalo, S. N., Alhanati, F. J. S. (2001). Study of the dynamics, optimization and selection of intermittent gas-lift methods — a comprehensive model. Journal of Petroleum Science and Engineering, 32(02-04), 231– 248.
14. Filho, C. O. C., Bordalo, S. N. (2003, November). A simultaneous and coupled simulation scheme for the conventional intermittent gas lift. COBEM2003-0729. In: 17th International Congress of Mechanical Engineering, Sao Paulo.
15. Bordalo, S. N., Filho, C. O. C. (2007). Modeling and performance assessment of inverted intermittent gas lift. Thermal Engineering, 6(1), 96-103.
16. Pestana, T., Bordalo, S. N., Filho, M. A. B. (2013, May). Numerical simulation in the time domain of the intermittent gas-lift and its variants for petroleum wells. SPE-165007-MS. In: SPE Artificial Lift Conference-Americas, Cartagena, Colombia. Society of Petroleum Engineers.
17. Tasmi, T., Rahmawati, S. D., Sukarno, P., et al. (2015, October). A new-simple-effective analytical approach to determine intermittent gas lift parameters. SPE-176211-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Nusa Dua, Bali, Indonesia. Society of Petroleum Engineers.
18. Tasmi, T., Silvya, D. R., Pudjo, S., et al. (2016). Mathematical analysis of intermittent gas injection model in oil production. AIP Conference Proceedings, 1716(1), 020007.
19. Hughmark, G. A. (1973). Film Thickness, entrainment and pressure drop in annular and dispersed flow. AEChE Journal, 19(5), 1062-1064.
20. Moody, L. F. (1944). Friction factors for pipe flow. Transactions of the ASME, 66(8), 671–684.
21. API RP 11V2. (2001). Gas-lift valve performance testing. American Petroleum Institute.
22. Shari, M. A. (2011). Simplified and rapid method for determining flow characteristics of every gas-lift valve (GLV). PhD Thesis. Graduate Faculty, Texas Tech University.
23. Craft, B. C., Hawkins, M. F., Terry, R. E. (1991). Applied petroleum reservoir engineering, 2nd. Prentice Hall.
24. Butcher, J. C. (2003). Numerical methods for ordinary differential equations. John Wiley & Sons.

При бурении вертикальных скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений направление естественных трещин в трещиновато-пористых коллекторах фактически не оказывает влияния на их продуктивность. Однако при прогнозировании производительности газового месторождения, эксплуатируемого горизонтальными скважинами, направление, интенсивность и раскрытие естественных трещин имеют решающее значение. В статье рассматриваются проблемы, возникающие при моделировании эксплуатации месторождений или их частей с трещиноватыми пористыми коллекторами с помощью горизонтальных скважин. 

Ключевые слова: пласт; терригенный; карбонат; трещина; моделирование; часть месторождения; горизонтальная скважина.

Литература

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2023). Oil and gas well cementing for engineers. UK: John Wiley & Sons Ltd.
2. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Shovgenov, A. D. (2022). Theoretical and practical foundations of well cementing. Moscow-Izhevsk: ICR.
3. Aliyev, Z. S., Marakov, D. A., Kotlyarova, E. M., et al. (2014). Theoretical and engineering basics of using horizontal wells to produce gas and gas-condensate fields. Moscow: Nedra.
4. Aliyev, Z. S., Marakov, D. A., Adzynova, F. A. (2022). Justification and selection of starting production rates and pressure drawdowns for the horizontal wells subject to reservoir capacity and flow properties and horizontal wellbore section design. SOCAR Proceedings, 2, 23-27.
5. Aliyev, Z. S., Marakov, D. A., Adzynova, F. A. (2022). Features of control over the development of gas and gas condensate fields using horizontal wells. SOCAR Proceedings, SI2, 138-143.

В статье рассматривается проблема повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), возникающая в связи с неуклонным падением добычи нефти и активным истощением запасов. Обводнение продукции добывающих скважин приводит к снижению добычи нефти и темпов выработки извлекаемых запасов. Среди факторов, влияющих на этот процесс, можно отметить как увеличение обводненности самого продуктивного пласта, так и наличие трещин в слоях ниже, которые приводят к снижению эффективности третичных методов воздействия. В этом случае проникновение воды в продуктивный пласт из трещиноватых пластов, расположенных ниже, или неэффективное использование определенной части закачиваемой в пласт воды для вытеснения нефти по трещинам приводит к снижению коэффициента нефтеотдачи. Поэтому создание экрана в подошве продуктивного пласта может обеспечить эффективность работ. С этой целью были проведены эксперименты в направлении приготовления состава для водоизоляционных работ с использованием химических реагентов. Изучен механизм взаимодействия хлорида алюминия с щелочными реагентами и оценено их оптимальное соотношение в технологиях ПНП. 

Ключевые слова: месторождение; нефтеотдача; реакция; щелочь; реагенты; температура; фундамент.

Литература

1. Kerimov, V., Mustaev, R., Nam Hai Vu. (2021). Origin of hydrocarbons in the Bach Ho field (the Vietnamese shelf). SOCAR Proceedings, 1, 4-13.
2. Hien, D. H., Hung, L. T., Sang, N. V., et al. (2022). Machine learning approach to optimize waterflooding White Tiger basement oilfield offshore Vietnam. SOCAR Proceedings, SI2, 78-86.
3. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
5. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(1), 2150038.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
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. Сулейманов, Б. А., Лятифов, Я. А., Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И. (2017). О результатах промысловых испытаний технологии повышения нефтеотдачи пласта на основе применения термоактивной полимерной композиции. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
11. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
12. 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.
13. Сулейманов, Б. А., Гурбанов, А. Г., Тапдыгов, Ш. З. (2022). Изоляция водопритока в скважину термоактивной гелеобразующей композицией. SOCAR Proceedings, 4, 21-26.
14. İbrahimov, X. M., Kazımov. F. K., Əkbərova. A. F. (2022). Lay sularının selektiv təcridi üçün geləmələgətirici kompozisiyanın işlənməsi və laborator tədqiqi. Scientific Petroleum, 2, 40-46.
15. Ахмад, Ф. Ф., Гайбалыев, Г. Г. (2022). Интенсификации притока нефти путём изоляции притоков воды в призабойной зоне. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
16. Гаибова, А. Г., Аббасов, М. M. (2022). Исследования инновационного водо-изоляционного состава на основе карбамид-формальдегидной смолы. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
17. Mammadova, М. А. (2022). Investigation of fluid dynamics in microfracture channels. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 4(7), 118.
18. Сулейманов, Б. А., Рзаева, С. Д., Акберова, А. Ф., Ахмедова, У. T. (2021). Стратегия глубинного выравнивания фронта вытеснения при заводнении нефтяных пластов. SOCAR Proceedings, 4, 33-43.
19. Галлямов, М. Н., Рахимкулов, Р. Ш. (1978). Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. Москва: Недра.
20. Воюцкий, С. С. (1960). Растворы высокомолекулярных соединений. Москва: Химия.
21. Султанов, С. А. (1974). Контроль за заводнением нефтяных пластов. Москва: Недра.
22. Габдулин, Р. Г., Кривцов, А. М. (1971). Об условиях обводнения скважин подошвенной водой /в книге: Исследователи – производству. Альметьевск.
23. Ismayilov, A. C., Məmmədov, N. H., Yusifov, R. Ə. və b. (1998). Layın təcrid olunması üsulu. Аzərbaycan Respublikasının Pаtеnti № 99/001298.
24. Салаватов, Т. Ш., Абдуллаев, М. Г. (2019). Реагент на нефтяной основе для повышения нефтеотдачи пластов и изоляция водопритоков в нефтяные скважины. Вестник Азербайджанской Инженерной Академии, 11(1), 42-54.
25. Abdullayev, M. G. (2018). Reagent on oil basis to increase oil recovery and isolation of water breakthrough into oil producing wells. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 2(5), 1-9.
26. Hüseynov, V. Q., Useynov, Ə. U., Məmmədov, K. Q. və b. (2003). Quyuya axan lay sularının izolə edilməsi üçün tərkib. Аzərbaycan Respublikasının Pаtеnti № а2003 0087.
27. Bağırov, M. K., Əfəndiyev, İ. Y., Kazımov, Ş. P. və b. (2002). Neft quyularında lay sularının təcridi üsulu. Аzərbaycan Respublikasının Pаtеnti № а2002 0042.
28. Блажевич, В. А., Умрихина, Е. Н. (1972). Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин (обзор иностранных патентов). Москва.
29. Блинов, Г. С., Рошаль, Э. Е. (1968). Селективная изоляция пластов в нефтяных скважинах /в книге: Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. Москва.
30. Зарубин, Ю. А., Акульшин, А. И., Семкив, Б. Н. (1986). Новые методы ограничения водопритоков в скважины на месторождениях Украины. Москва: ВНИИОЭНГ.
31. Булгаков, Р. Т., Газизов, А. Ш., Габдуллин, Р. Г., Юсупов, И. Г. (1976). Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. Москва: Недра.
32. Каширин, В. С. (1968). Способы изоляции воды в нефтяных и газовых скважинах (обзор отечественных и иностранных изобретений). Москва: ВНИИОЭНГ.
33. Абдуллаев, М. Г., Габибуллаева, Ш. А. (2018). О способе изоляции водопритоков к добывающих скважин из трещиноватых пластов. Экоэнергетика, 1, 67-72.
34. Pujado, P. (1996). UOP pacol dehydrogenation process /in: Handbook of petroleum Refining Processes, Ed. R. Meyers. McGraw-Hill.
35. Audie, M., Al-Shibli, M. N., Al-Kasimi, L. H., et al. (2006). Novel surfactants for ultralow interfacial tension in a wide range of surfactant concentration and temperature. Journal of Surfactants & Detergents, 9(3), 287-293.
36. Berger, P., Lee, C. (2006, April). Improved ASP process using organic alkali. SPE-99581-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA. Society of Petroleum Engineers.

В статье рассматриваются аспекты протекания химических реакций в пробах пластовой воды Щелковского ПХГ при закачке водорода в результате электровоздействия. Повышенное содержание водорода в геологических формациях может способствовать окислительно-восстановительным реакциям, вследствие которых происходит окисление водорода и восстановление акцепторов электронов (NO3-, Fe3+, SO²- и CO²-).

Ключевые слова: электровоздействие; закачка водорода; подземное хранилище газа; Ph; Eh.

Литература

1. (2020). Underground Sun Storage: Final Report Public 13 - January.
2. Jáuregui-Haza, U. J., Pardillo-Fontdevila, E., Wilhelm, A. M., Delmas, H. (2004). Solubility of hidrogen and carbon monoxide in water and some organic solvents. Latin American Applied Research, 34, 71-74.
3. (2014). Новости электрохимии органических соединений (ЭХОС –2014) /тезисы докладов XVIII Всероссийского совещания с международным участием. Тамбов: Изд-во ФГБОУ ВПО «ТГТУ».
4. Shammazov, I. A., Batyrov, A. M., Sidorkin, D. I., Van Nguyen, T. (2023). Study of the effect of cutting frozen soils on the supports of above-ground trunk pipelines. Applied Sciences, 13, 3139.
5. Orudzhev, F., Sobola, D., Ramazanov, S., et al. (2023). Piezo-enhanced photocatalytic activity of the electrospun fibrous magnetic PVDF/BiFeO3 membrane. Polymers, 15(1), 246.
6. Абукова, Л. А., Сафарова, Е. А., Филиппова, Д. С., Лесин, В. И. (2023). Возможные риски коррозийных эффектов на объектах хранения водород-метановых смесей. Научный журнал Российского газового общества, 2(38), 50-54.

Современное развитие ресурсной базы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характеризуется сокращением доли высокопродуктивных объектов разработки. Акцент смещается в сторону эксплуатации низкопродуктивных коллекторов. Повышение эффективности управления такими активами требует своевременного мониторинга энергетического состояния залежей, обоснованного подбора геолого-технологических мероприятий. Подход к мониторингу пластового давления в таком случае должен отличаться от стандартного, необходимо сочетание наиболее эффективных методов исследований. В условиях низкой продуктивности хорошо зарекомендовали себя методы, основанные на продолжительном мониторинге пластового давления с последующей обработкой данных с помощью специальных методик. В конечном итоге сочетание различных методов к мониторингу энергетического состояния низкопродуктивных карбонатных коллекторов позволяет индивидуально создать эффективную программу исследований, позволяющую в дальнейшем управлять разработкой. Решению этих проблем и посвящена представленная статья. 

Ключевые слова: карбонатный коллектор; проницаемость; кривая восстановления давления; термоманометрические системы; мультискважинный ретроспективный тест; контрольно-пьезометрический фонд скважин.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А., Столяров, В. Е. (2022). Внедрение комплексных научно-технических программ на поздних стадиях эксплуатации нефтегазовых месторождений. SOCAR Proceedings, 2, 1–8.
3. Ибатуллин, Р. Р., Гаффаров, Ш. К., Хисаметдинов, М. Р., Минихаиров, Л. И. (2022). Обзор мировых проектов полимерных методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 7, 32–37.
4. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
5. Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С. (2022). Повышение эффективности выработки запасов залежей нижнего мела Западной Сибири с использованием методов увеличения нефтеотдачи. SOCAR Proceedings, SI1, 9-18.
6. Кадыров, Р. Р., Мухаметшин, В. В., Рабаев, Р. У. и др. (2022). Исследование возможности использования растворов пластовых вод в качестве жидкости глушения. SOCAR Proceedings, 4, 55-62.
7. Аржиловский, А. В., Афонин, Д. Г., Ручкин, А. А. и др. (2022). Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазовых методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 9, 63-67.
8. Мирошниченко, А. В., Сергейчев, А. В., Коротовских, В. А. и др. (2022). Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство, 10, 105–109.
9. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
10. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
11. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
12. Бриллиант, Л. С., Завьялов, А. С., Данько, М. Ю. и др. (2019). Интеграция методов машинного обучения и геолого-гидродинамического моделирования при проектировании разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 10, 48-53.
13. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(1), 2150038.
14. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
15. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
16. Иктисанов, В. А., Смотриков, Н. А., Байгушев, А. В. (2022). Особенности фильтрации в карбонатных отложениях, определенные по данным исследований нагнетательных скважин. Нефтяное хозяйство, 2, 74–78.
17. Новиков, М. Г., Исламов, А. И., Тахаутдинов, Р. Ш. (2021). Эволюция методов интенсификации добычи в процессе разработки залежей турнейского яруса месторождений компании «Шешмаойл» - от кислотного воздействия до гибридного проппантного гидравлического разрыва пласта. Нефть. Газ. Новации, 3(244), 58-61.
18. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI 1, 38-44.
19. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
20. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Лившиц, В. Р., Рыжкова, С. В. (2019). Главные направления развития нефтяного комплекса России в первой половине XXI века. Вестник Российской академии наук, 89(11), 1095-1104.
21. Якупов, Р. Ф., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Анализ эффективности реализуемой системы разработки, бурения горизонтальных скважин и проведения ГТМ в условиях карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 4, 97-106.
22. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
23. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
24. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022) Прогнозирование параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107–116.
25. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
26. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
27. Ardislamova, D., Salimgareeva, E., Gallyamova D. (2015). Integrated approach to modeling naturally fractured carbonate reservoirs. SPE-176639-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
28. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
29. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. C., Akhmedova, U. T. (2021). Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery International Journal of Modern Physics B, 35(27), 2150274.
30. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
31. Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф., Гимаев, А. Ф., Якупов, М.Р. (2023). Особенности проведения гидродинамических исследований скважин для повышения геологической изученности залежей углеводородного сырья. SOCAR Proceedings, 1, 59-67.
32. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
33. Бухмастова, С. В., Фахреева, Р. Р., Питюк, Ю. А. и др. (2020). Апробация методов MLR и CRMIP при исследовании взаимовлияния скважин. Нефтяное хозяйство, 8, 58–62.
34. Tyncherov, K. T., Mukhametshin, V. Sh., Rakhimov, N. R. (2021). Theoretical basis for constructing special codes for a noise-resistant downhole telemetry system. Journal of Physics: Conference Series (IPDME-2020 – International Conference on Innovations, Physical Studies and Digitalization in Mining Engineering), 1753, 012081.
35. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
36. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
37. Mukhametshin, V. G., Dubinskiy, G. S., Andreev, V. E., et al. (2021). Geological, technological and technical justification for choosing a design solution for drilling wells under different geological conditions. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012061.
38. Грибенников, О. А. (2016). Прогнозирование процесса вывода скважины на режим при эксплуатации ее установкой электроцентробежного насоса. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва.
39. Асланян, А. М., Гуляев, Д. Н., Кричевский, В. М. и др. (2019). Анализ межскважинного взаимодействия с помощью мультискважинной деконволюции для повышения эффективности системы поддержания пластового давления. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 3, 56-61.
40. Ипатов, А. И., Кременецкий, М. И. (2012) Долговременный мониторинг промысловых параметров как знаковое направление развития современных ГДИС. Инженерная практика. 9, 4–8.
41. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение смягченной воды для улучшения эффективности мицеллярного заводнения. Scientific Petroleum, 2, 52-56.

В качестве основного документа при освоении технологии многозабойного заканчивания скважин принимается бизнес-план, где рассматриваются проблемы технического характера, обусловленные характеристикой объекта разработки и уровнем совершенства технологии. В качестве элемента технологии рассматривается технология многозабойного заканчивания скважин в условиях равновесного бурения и бурения с использованием гибкой колонны НКТ (колтюбинг).

Ключевые слова: многозабойное заканчивание скважин; скважина с горизонтальным окончанием; объект разработки; технический и экономический эффект; добывные характеристики; карта знаний;
многодисциплинарная команда.

Литература

1. Конторович, А. Э., Бурштейн, Л. М., Лившиц, В. Р., Рыжкова, С. В. (2019). Главные направления развития нефтяного комплекса России в первой половине XXI века. Вестник Российской академии наук, 89(11), 1095-1104.
2. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
3. Тер-Саркисов, Р. М., Максимов, В. М., Басниев, К. С. и др. (2012). Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований.
4. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
5. Hou, L., Yu, Zh., Luo, X., et al. (2021). Key geological factors controlling the estimated ultimate recovery of shale oil and gas: A case study of the Eagle Ford shale, Gulf Coast Basin, USA. Petroleum Exploration and Development, 48(3), 762-774.
6. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
7. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
8. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
9. Ibatullin, R. R., Abdulmazitov, R. G., Yusupov, I. G., et al. (2001, October). Experience of application of horizontal technology in development of oil fields in Uralo-Povolzhsky region of Russia. In: 11th Oil, Gas & Petrochemical Congress & Exhibition (Upstream Oil Industry), Tehran, Iran.
10. Valeev, A. S., Kotenev, Yu. A., Mukhametshin, V. Sh., Sultanov, Sh. Kh. (2019). Substantiation of the recovery of residual oil from low-productive and heterogeneous formations in Western Siberia by improving the waterflood system using gas and water-gas impacts. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012204.
11. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
12. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
13. Khisamov, R. S., Ibatullin, R. R., Fazlyev, R. T., et al. (2003, June). Horizontal sidetracking in the Romashkinskoye oil field as a means of old well stock recovery. In: A Forum to Discuss Field Work and Reservoir Management, through the use of Multilaterals, Intelligent Completions, and Expandables by Russian and International Oil and Gas Companies.
14. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
15. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н. (2021). Особенности группирования низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах для рационального использования ресурсов в пределах Урало-Поволжья. Записки Горного института, 252, 896-907.
16. Хисамов, Р. С., Петров, В. Н., Шешдиров, Р. И., Зиятдинов, А. Г. (2017). 25-летний опыт становления технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием в Республике Татарстан. Георесурсы, 19(3), 159-165.
17. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
18. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
19. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
20. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(1), 2150038.
21. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
22. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
23. Khakimzyanov, I. N., Nikiforov, A. I., Fazlyev, R. T. (2001). On modeling of horizontal well operation with multicomponent filtration. In: 4th International Conference on Multiphase Flow (ICMF-2001).
24. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. (2002). Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Alvin, Texas: Orsa Press. 
25. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
26. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
27. Газизов, А. А., Газизов, А. Ш., Богданова, С. А. (2014). Наукоемкие технологии добычи нефти. Казань: Центр инновационных технологий.
28. Liu, T., Leusheva, E., Morenov, V., et al. (2020). Influence of polymer reagents in the drilling fluids on the efficiency of deviated and horizontal wells drilling. Energies, 13, 4704.
29. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
30. Хакимзянов, И. Н. (2012). Опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 1, 82-84.
31. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
32. Хузин, Р. Р., Андреев, В. Е., Мухаметшин, В. В. и др. (2021). Влияние гидравлического сжатия пласта на фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов. Записки Горного института, 251(3), 688-697.
33. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
34. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
35. Yuanjun, L., Samuel, R. (2018, November). Reservoir ranking map sketching for selection of infill and replacement drilling locations using machine learning technique. SPE-192818-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineering.
36. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
37. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
38. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
39. Danner, G. E. (2020, May). Using knowledge graphs to enhance drilling operations. SPE-30881-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
40. Batalov, S. A., Andreev, V. E., Lobankov, V. M., Mukhametshin, V. Sh. (2019). Numerical simulation of the oil reservoir with regulated disturbances. Oil recovery stability simulation. Journal of Physics: Conference Series, 1333, 032007.
41. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. , Кулешова, Л. С. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
42. Piantanida, M., Bonamini, E., Caborni, C., et al. (2021, September). Using knowledge graphs to navigate through geological concepts extracted from documents. In: OMC Med Energy Conference and Exhibition, Italy.

В данной статье представлены результаты теоретических исследований механизма воздействия СО₂ на остаточную нефть в условиях истощенных месторождений. Поставленная задача исследования процессов фильтрации газожидкостных смесей решена с применением математического моделирования. Предложена гидродинамическая модель процесса вытеснения нефти двуокисью углерода, из которой при определенных допущениях могут быть получены уравнения, описывающие различные механизмы вытеснения. Кроме того, рассмотрены методики расчета процесса заводнения пластов с применением двуокиси углерода. На примере участка-полигона одного их месторождений Урало-Поволжья рассчитана прогнозная технологическая эффективность применения двуокиси углерода для увеличения нефтеотдачи пластов. 

Ключевые слова: повышение эффективности; моделирование; нефтевытеснение; закачка; углекислый газ; нефтеотдача.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
3. Конторович, А. Э., Эдер, Л. В. (2020). Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 5, 8–17.
4. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В., Давыдов, А. В. (2022). Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых. Нефтяное хозяйство, 4, 38-43.
5. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
6. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н. (2021). Особенности группирования низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах для рационального использования ресурсов в пределах Урало-Поволжья. Записки Горного института, 252, 896-907.
7. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
8. Мирошниченко, А. В., Сергейчев, А. В., Коротовских, В. А. и др. (2022). Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство, 10, 105–109.
9. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
10. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
11. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
12. Ибатуллин, Р. Р., Гаффаров, Ш. К., Хисаметдинов, М. Р., Минихаиров, Л. И. (2022). Обзор мировых проектов полимерных методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 7, 32–37.
13. Аржиловский, А. В., Афонин, Д. Г., Ручкин, А. А. и др. (2022). Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазовых методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 9, 63-67.
14. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
15. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
16. Alvarado, V., Reich, E.-M., Yunfeng, Yi, Potsch, K. (2006, June). Integration of a risk management tool and an analytical simulator for assisted decision-making in IOR. SPE-100217-MS. In: SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
17. Гареев, А. Т., Нуров, С. Р., Вагизов, А. М., Сибаев, Т. В. (2018). Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки Арланского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 112-116.
18. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
19. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715. 
20. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022) Прогнозирование параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107–116.
21. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
22. Агишев, Э. Р., Бахтизин, Р. Н., Дубинский, Г. С. и др. (2022). Оптимизация разработки многослойных продуктивных пластов изменением параметров заканчивания скважин и их расположения . SOCAR Proceedings, 4, 27-34.
23. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. C., Akhmedova, U. T. (2021). Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 35(27), 2150274.
24. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
25. Мухаметшин, В.В., Андреев, В.Е., Дубинский, Г.С., Султанов, Ш.Х., Ахметов, Р.Т. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
26. Андреев, А.В., Мухаметшин, В.Ш., Котенёв, Ю.А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
27. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
28. Сулейманов, Б. А., Рзаева, С. Дж., Ахмедова, У. Т. (2021). Теоретические и практические основы применения газированных биосистем при интенсификации добычи нефти. SOCAR Proceedings, 3, 36–44.
29. Велиев, Э. Ф., Аскеров, В. М., Алиев, А. А. (2022). Методы увеличения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти основанные на внутрипластовой модификации ее физико-химических свойств. SOCAR Proceedings, SI2, 144-152.
30. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
31. Якупов, Р. Ф., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Анализ эффективности реализуемой системы разработки, бурения горизонтальных скважин и проведения ГТМ в условиях карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 4, 97-106.
32. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
33. Грищенко, В. А., Харисов, М. Н., Рабаев, Р. У. и др. (2022). Решение уравнения материального баланса в условиях неопределенности методом генетической оптимизации. SOCAR Proceedings, 4, 63–69.
34. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
35. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А., Столяров, В. Е. (2022). Внедрение комплексных научно-технических программ на поздних стадиях эксплуатации нефтегазовых месторождений. SOCAR Proceedings, 2, 1–8.
36. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
37. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Обоснование необходимости учета интерференции между скважинами при разряжении сетки скважин на пашийском горизонте Бавлинского месторождения. SOCAR Proceedings, SI1, 77-87.
38. Сергеев, В. В., Беленкова, Н. Г., Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш. (2017). Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 37–64.
39. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654.
40. Batalov, S. A., Andreev, V. E., Lobankov, V. M., Mukhametshin, V. Sh. (2019). Numerical simulation of the oil reservoir with regulated disturbances. Oil recovery stability simulation. Journal of Physics: Conference Series (ITBI 2019 – International Conference «Information Technologies in Business and Industry»), 1333, 032007.
41. Леви, Б. И., Сурков, Ю. В., Тумасян, А. Б. (1974). Методика расчёта технологических показателей заводнения неоднородных пластов водными растворами ПАВ и карбонизированной водой. Уфа: ОНТИ БашНИПИнефть.
42. Леви, Б. И., Станкевич, Н. А. (1971). Методика расчёта процесса вытеснения нефти из многослойных пластов оторочкой водорастворимых полимеров. Нефтяное хозяйство, 10, 42–44.
43. Леви, Б. И., Сурков, Ю. В., Зайдель, Я. М., Щахмаева, А. Г. (1975). Методы математического моделирования на ЭВМ процесса заводнения нефтяных месторождений. Уфа: ОНТИ БашНИПИнефть.
44. Andreev, V. E., Chizhov, A. P., Chibisov, A. V., Mukhametshin, V. Sh. (2019). Forecasting the use of enhanced oil recovery methods in oilfields of Bashkortostan. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 350, 012025.
45. Чижов, А. П., Андреев, В. Е., Ямалетдинова, К. Ш. и др. (2020). Системный подход к строительству скважин при реализации газовых методов в условиях продуктивных отложений Башкортостана. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 1(123), 95–103.
46. Чижов, А. П., Рабаев, Р. У., Андреев, В. Е. и др. (2020). Теоретические особенности повышения эффективности нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов Волго-Уральской провинции. SOCAR Proceedings, 4, 9–14.
47. Andreev, V. E., Chizhov, A. P., Chibisov, A. V., et al. (2020). Forecasting for application of formation stimulation to BV6 formations of Las Eganskoye oil field. Journal of Physics: Conference Series High-Tech and Innovations in Research and Manufacturing (HIRM-2020), 1582, 012003. 
48. Efimov, E. R., Chizhov, A. P., Chibisov, A. V., et al. (2021). Process modeling of gas displacement of oil on the example of oil fields in Bashkortostan. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012060.

В статье представлены результаты опытного применения устройств контроля притока (УКП) автономного типа в условиях терригенного коллектора, с наличием водонефтяных зон. Отражены концептуальные подходы к моделированию дизайна заканчивания при принятии решений об освоении с УКП. Показана проблематика преждевременного обводнения скважин, в том числе горизонтальных. По результатам применения УКП на пластах бобриковско-радаевского горизонта рассматриваемых месторождений, подтвержден положительный потенциал повсеместного внедрения на коллекторах водоплавающего типа. Обоснованы рекомендации о необходимости дальнейшего поиска оптимального дизайна заканчивания. Отмечается высокая практическая значимость рассматриваемых авторами устройств для внедрения на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с аналогичными геолого-физическими характеристиками, в том числе для
терригенных объектов.

Ключевые слова: устройства контроля притока; терригенный коллектор; горизонтальная скважина; обводненность; конусообразование; подошвенная вода; характеристика вытеснения.

Литература

1. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А., Столяров, В. Е. (2022). Внедрение комплексных научно-технических программ на поздних стадиях эксплуатации нефтегазовых месторождений. SOCAR Proceedings, 2, 1–8.
2. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
3. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
4. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
5. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
6. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
7. Ахметов, Р. Т., Маляренко, А. М., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, 2, 77-84.
8. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф., Дышин, О. А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
9. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
10. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022) Прогнозирование параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107–116.
11. Ардисламова, Д. Р.,. Кадырова, К. Р., Сыпченко, С. И. и др. (2019). Использование методов кластеризации при моделировании гидроразрыва пласта. Нефтяное хозяйство, 10, 112–117.
12. Аржиловский, А. В., Афонин, Д. Г., Ручкин, А. А. и др. (2022). Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазовых методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 9, 63-67.
13. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
14. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
15. Бабаев, М. Л., Савченко, И. В., Шкитин, А. А. и др. (2017). Технологии вовлечения в разработку сложнопостроенного объекта АВ11-2 «рябчик» Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 9, 24–29.
16. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
17. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
18. Бриллиант, Л. С., Завьялов, А. С., Данько, М. Ю. и др. (2019). Интеграция методов машинного обучения и геолого-гидродинамического моделирования при проектировании разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 10, 48-53.
19. Мирошниченко, А. В., Сергейчев, А. В., Коротовских, В. А. и др. (2022). Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть». Нефтяное хозяйство, 10, 105–109.
20. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
21. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
22. Шахвердиев, А. Х., Арефьев, С. В., Давыдов, А. В. (2022). Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых. Нефтяное хозяйство, 4, 38-43.
23. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
24. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
25. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
26. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37. 
27. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
28. Шпуров, И. В., Браткова, В. Г., Васильева, В. С. и др. (2021). Обоснование оптимального расстояния между скважинами при разработке коллекторов ачимовской толщи. Нефтяное хозяйство, 11, 80–84.
29. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
30. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2022). Повышение эффективности выработки запасов залежей нижнего мела Западной Сибири с использованием методов увеличения нефтеотдачи. SOCAR Proceedings, SI1, 9-18.
31. Велиев, Э. Ф., Аскеров, В. М., Алиев, А. А. (2022). Методы увеличения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти основанные на внутрипластовой модификации ее физико-химических свойств. SOCAR Proceedings, SI2, 144-152.
32. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
33. Якупов, Р. Ф., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Анализ эффективности реализуемой системы разработки, бурения горизонтальных скважин и проведения ГТМ в условиях карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 4, 97-106.
34. Якупов, Р. Ф., Мингулов, Ш. Г. (2016). Особенности выработки водоплавающих залежей терригенной толщи девона Туймазинского месторождения. Нефтепромысловое дело, 1, 20–24.
35. 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.
36. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
37. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В. и др. (2017). Способ разработки контактных зон на примере Туймазинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 10, 36–40. DOI:
38. Якупов, Р. Ф. (2017). Особенности выработки запасов нефти в контактных зонах пласта D2ml Туймазинского нефтяного месторождения. Нефтепромысловое дело, 3, 15–21.
39. Moradi, M., Konopczynski, M., Oguche, K., Ismarullizam, M. I. (2018). Production optimization of heavy oil wells using autonomous inflow control devices. SPE-193718-MS In: SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineering.
40. Zeng, Q. A., Zhiming, W., Xiaoqiu, W., et al. (2014). Novel autonomous inflow control device design: improvements to hybrid ICD. IPTC-17776-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineering.
41. Fripp, M., Liang, Z., Brandon, L. (2013). The theory of a fluidic diode autonomous inflow control device. SPE-167415-MS. In: SPE Middle East Intelligent Energy Conference and Exhibition, Manama, Bahrain. Society of Petroleum Engineering.
42. Lyngra, S. A., Hembling, D. E., Al-Otaibi, U. F., et al. (2007). Case stude of the application of slimhole passive inflow-control devices to revive wells with tubular limitations in a mature field. SPE-105624-MS. In: SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain. Society of Petroleum Engineering.
43. Aakre, H., Britt, H., Bjornar, W., Vidar, M. (2014). Autonomous inflow control valve for heavy and extra-heavy oil. SPE-171141-MS. In: SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference: Latin America. Society of Petroleum Engineering.
44. Halvorsen, M., Geir, E., Olav Magne, N. (2012). Increased oil production at Troll by autonomous inflow control with RCP valves. SPE-159634-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA. Society of Petroleum Engineering.
45. Ахмадеев, Р. Ф., Аюшинов, С. П., Исламов, Р. Р. и др. (2021). Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 124–127.

Впервые в практике заводнения горизонтальными скважинами рассмотрено влияние на достижение приемистости длины горизонтальных скважин, количества стадий и загрузки проппанта при гидравлическом развитии пласта. С целью повышения коэффициента охвата в системах с горизонтальными скважинами, в работе предложена новая конфигурация системы разработки, опирающаяся на продольные, относительно направления регионального стресса, горизонтальные добывающие скважины и поперечные горизонтальные нагнетательные скважины. Применение данной конфигурации позволит не только увеличить эффективность системы поддержания пластового давления, но и уменьшить капитальные затраты на строительство скважин за счёт уменьшения соотношения нагнетательных скважин к добывающим приходящимся на один элемент разработки при сохранении жесткости системы ППД. 

Ключевые слова: горизонтальная нагнетательная скважина; трещина автоГРП; низкопроницаемый коллектор; система поддержания пластового давления; повышение коэффициента нефтеотдачи.

Литература

1. Шпуров, И. В., Захаренко, В. А., Фурсов, А. Я. (2015). Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП. Недропользование XXI век, 1(51), 12-19.
2. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
3. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
4. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
5. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
6. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.
7. Шустер, В. Л., Пунанова, С. А., Самойлова, А. В., Левянт, В. Б. (2011). Проблемы поиска и разведки промышленных скоплений нефти и газа в трещинно-кавернозных массивных породах доюрского комплекса Западной Сибири. Геология нефти и газа, 2, 26-33.
8. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
9. Shen, R., Lei, X., Guo, H. K., et al. (2017). The influence of pore structure on water flow in rocks from the Beibu Gulf oil field in China. SOCAR Proceedings, 3, 32–38.
10. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н. (2021). Особенности группирования низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах для рационального использования ресурсов в пределах Урало-Поволжья. Записки Горного института, 252, 896-907.
11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
12. Здольник, С. Е., Некипелов, Ю. В., Гапонов, М. А., Фоломеев, А. Е. (2016). Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 92-95.
13. Мингулов, И. Ш., Валеев, М. Д., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Применение результатов измерения вязкости продукции скважин для диагностики работы насосного оборудования. SOCAR Proceedings, SI2, 152-160.
14. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
15. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А., Столяров, В. Е. (2022). Внедрение комплексных научно-технических программ на поздних стадиях эксплуатации нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 1–8.
16. Кравченко, М. Н. (2012). Ресурсный потенциал углеводородов нижне-среднеюрских и доюрских глубоко-залегающих горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Oil and Gas Geology, 6, 11-19.
17. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(1), 2150038.
18. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
19. Клещев, К. А. (2005). Перспективы развития сырьевой базы нефтегазодобычи в России. Актуальные проблемы геологии нефти и газа: юбилейный сборник научных трудов кафедры геологии РГУ им. И.М. Губкина. Москва: Нефть и газ.
20. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
21. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
22. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
23. Тер-Саркисов, Р. М., Максимов, В. М., Басниев, К. С. и др. (2012). Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований.
24. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022) Прогнозирование параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107–116.
25. Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. (2021). Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей нефти в карбонатных коллекторах в решении задач управления разработкой. SOCAR Proceedings, SI1, 88-97.
26. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. C., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
27. Suleimanov, B. A., Azizov, Kh. F. (1995). Specific features of the flow of a gassed liquid in a porous body. Colloid Journal, 57(6), 818-823.
28. Якупов, Р. Ф., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Анализ эффективности реализуемой системы разработки, бурения горизонтальных скважин и проведения ГТМ в условиях карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 4, 97-106.
29. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
30. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
31. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V. (2021). Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions. Energies, 14(3), 654.
32. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
33. Велиев, Э. Ф., Аскеров, В. М., Алиев, А. А. (2022). Методы увеличения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти основанные на внутрипластовой модификации ее физико-химических свойств. SOCAR Proceedings, SI2,144-152.
34. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
35. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom waterdrive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
36. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
37. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2022). Повышение эффективности выработки запасов залежей нижнего мела Западной Сибири с использованием методов увеличения нефтеотдачи. SOCAR Proceedings, SI1, 9-18.
38. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
39. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
40. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
41. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
42. Кондратьев, С. А., Жуковский, А. А., Кочнева, Т. С., Малышева, В. Л. (2016). Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края. Нефтепромысловое дело, 6, 23-26. 
43. Байков, В. А., Жданов, Р. М., Муллагалиев, Т. И., Усманов, Т. С. (2011). Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 1, 84-98.
44. Байков, В. А., Буранов, И. М., Латыпов, И. Д. и др. (2013). Контроль развития техногенных трещин авто-ГРП при ППД на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 11, 30–33.
45. Латыпов, И. Д., Борисов, Г. А., Хайдар, А. М. и др. (2011). Переориентация азимута трещины повторного ГРП на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 6, 34–38.
46. Сулейманова, М. В., Трофимчук, А. С., Хабибуллин Г. И. (2023). Опыт применения нагнетательных горизонтальных скважин при разработке терригенных коллекторов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН-БашНИПИнефть»). Нефтяное хозяйство, 1, 23-27.

Предметом исследования является изучение влияния плотности сетки скважин для условий низкопроницаемого неоднородного терригенного пласта с целью определения оптимальной стратегии выработки запасов. В работе выполнен анализ различных систем разработки, реализованных на объекте, а также изменений, которые произошли в результате бурения уплотняющих скважин. В процессе обработки информации были использованы фактические данные по эксплуатации скважин на различных участках, выполнена оценка величин извлекаемых запасов статистическими методами, при помощи гидродинамической модели проведены расчёты различных вариантов с целью определения эффективности реализованных систем, а также поиска путей их оптимизации. Установлено, что для рассмотренных условий уплотнение сетки скважин позволило повысить величину извлекаемых запасов за счёт увеличения охвата пласта разработкой. В рамках рассмотренного геологического объекта получена функциональная зависимость коэффициента извлечения нефти и плотности сетки скважин. Применением proxy-моделирования показало, что необходимым условием поддержания интенсивности отборов является сохранение жёсткости системы заводнения. С учётом полученных результатов в работе описан подход, на основе которого был оценён потенциал по дополнительному локальному уплотнению сетки, учитывающий геологический потенциал по вовлечению запасов в разработку и технологический риск, связанный с зонами аномально-высокого пластового давления.

Ключевые слова: разработка месторождений; низкопроницаемые коллекторы; трудноизвлекаемые запасы; уплотнение; бурение.

Литература

1. Токарев, М. А. (1990). Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Москва: Недра.
2. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
3. Economides, M., Oligney, R., Valko, P. (2002). Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice. Alvin, Texas: Orsa Press.
4. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
5. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
6. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
7. Шпуров, И. В., Захаренко, В. А., Фурсов, А. Я. (2015). Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП. Недропользование XXI век, 1(51), 12-19.
8. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
9. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K., Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V.V. (2021). Well killing technology before workover operation in complicated conditions. Energies, 14(3), 654.
10. Мухаметшин, В. Ш. (1989). Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефтяное хозяйство, 12, 26–29.
11. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А. (2015). Современная НТР и смена парадигмы освоения углеводородных ресурсов. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 6, 10-16.
12. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
13. Якупов, Р. Ф., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Анализ эффективности реализуемой системы разработки, бурения горизонтальных скважин и проведения ГТМ в условиях карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 4, 97-106.
14. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
15. Хисамутдинов, Н. И., Хасанов, М. М., Ибрагимов, Г. З. и др. (1997). Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 12, 2-10.
16. Велиев, Э. Ф., Аскеров, В. М., Алиев, А. А. (2022). Методы увеличения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти основанные на внутрипластовой модификации ее физико-химических свойств. SOCAR Proceedings, SI1, 144-152.
17. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А., Столяров, В. Е. (2022). Внедрение комплексных научно-технических программ на поздних стадиях эксплуатации нефтегазовых месторождений. SOCAR Proceedings, 2, 1–8.
18. Грищенко, В. А., Рабаев, Р. У., Асылгареев, И. Н. и др. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
19. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
20. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
21. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79. 
22. Лобусев, А. В., Лобусев, М. А., Назарова, Л. Н. (2016). Моделирование разведки и разработки виртуального нефтегазового месторождения. Москва: Недра-Бизнесцентр.
23. McLachlan, G. J. (2004). Discriminant analysis and statistical pattern recognition. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons.
24. Индрупский, И. М., Шупик, Н. В., Закиров, С. Н. (2013). Повышение эффективности поддержания пластового давления на основе опережающего заводнения. Технологии нефти и газа, 3 (86), 49-55.
25. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2022). Повышение эффективности выработки запасов залежей нижнего мела Западной Сибири с использованием методов увеличения нефтеотдачи. SOCAR Proceedings, SI1, 9-18.
26. Насыбуллин, А. В., Саттаров, Р. З., Владимиров, А. Б. и др. (2015). Статистические исследования влияния геолого-технологических факторов на эффективность работы горизонтальных скважин залежей 302, 303. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 6, 12-16.
27. Мищенко, И. Т., Кондратюк, А. Т. (1996). Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Москва: Недра.
28. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
29. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
30. Владимиров, И. В., Бакиров, И. И., Лощева, З. А., Хисамутдинов, Н. И. (2017). К вопросу о размещении добывающих и нагнетательных скважин в нефтяных залежах с протяженными зонами разуплотнения коллектора. Нефтепромысловое дело, 7, 5-9.
31. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
32. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
33. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
34. Сургучев, М. Л., Колганов, В. И., Гавура, А. В. и др. (1987). Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. Москва: Недра.
35. Лысенко, В. Д. (1987). Проектирование разработки нефтяных месторождений. Москва: Недра.
36. Закиров, С. Н. (2002). Анализ проблемы «плотность сетки скважин – нефтеотдача. Москва: Грааль.
37. Grishchenko, V. A., Mukhametshin, V. Sh., Rabaev, R. U. (2022) Geological structure features of carbonate formations and their impact on the efficiency of developing hydrocarbon deposits. Energies, 15(23), 9002.
38. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Бахтизин, Р. Н., Шешдиров, Р. И. (2021). Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. SOCAR Proceedings, 2, 47-53.
39. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022) Прогнозирование параметров трещины
    гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107-116.
40. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
41. Сергеев, В. Б. (1985). Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2, 23-28.
42. Грищенко, В. А., Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Локализация и стратегия выработки остаточных запасов нефти пашийского горизонта Туймазинского месторождения на заключительной стадии разработки. Нефтяное хозяйство, 5, 103–107.
43. Байков, В. А., Буранов, И. М., Латыпов, И. Д. и др. (2013). Контроль развития техногенных трещин авто-ГРП при ППД на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз». Нефтяное хозяйство, 11, 30–32.

Проблема эффективного использования летучей угольной золы (CFA) является глобальной экологической проблемой, которая требует срочного внимания и непосредственных мер для ее решения. Исследования показывают, что каждый год образуется огромное количество CFA, но только 25% отходов подвергаются утилизации. Чтобы преодолеть эту тревожную ситуацию, необходимо сфокусироваться на увеличении использования угольной золы в различных отраслях промышленности. Перспективные возможности использования угольной золы в строительстве, электронике, ресурсной рециклировании, очистке сточных вод, сельском хозяйстве и других отраслях требуют дальнейших исследований. Особый интерес вызывает использование угольной золы в промышленных процессах добычи углеводородного сырья. Физические, химические и минералогические свойства золы, такие как ее морфология, площадь поверхности, пористость и химический состав, делают ее идеальным материалом для различных процессов на месторождениях. Увеличение применения угольной золы в разных отраслях промышленности и использование ее в промышленных процессах добычи углеводородного сырья позволит значительно увеличить уровень утилизации и снизить негативное воздействие на окружающую среду. 

Ключевые слова: летучая угольная зола; CFA; отходы; добыча углеводородного сырья; полимерные гели; полимерное заводнение; повышения нефтеотдачи; наночастицы; пенные составы; тампонажные составы.

Литература

1. Hower, J. C., Groppo, J. G., Graham, U. M., et al. (2017). Coal-derived unburned carbons in fly ash: A review. International Journal of Coal Geology, 179, 11–27.
2. Blissett, R. S., Rowson, N. A. (2012). A review of the multi-component utilisation of coal fly ash. Fuel, 97, 1–23.
3. Wang, C., Xu, G., Gu, X., et al. (2021). High value-added applications of coal fly ash in the form of porous materials: A review. Ceramics International, 47, 22302–22315.
4. Nsiah-Gyambibi, R., Sokama-Neuyam, Y. A., Boakye, P., et al. (2023). Valorization of coal fly ash (CFA): a multiindustry review. International Journal of Environmental Science and Technology, 20, 12807–12822.
5. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
6. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ. (Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.)
7. Kutchko, B. G., Kim, A. G. (2006). Fly ash characterization by SEMEDS. Fuel, 85, 2537−2544.
8. Ghosal, S., Ebert, J. L., Self, S. A. (1995). Chemical composition and size distributions for fly ashes. Fuel Processing Technology, 44, 81–94.
9. Manz, O. E. (1999). Coal fly ash: a retrospective and future look. Fuel, 78, 133–136.
10. Bailey, B., Crabtree, M., Tyrie, J., et al. (2000). Water control. Oilfield Review, 12(1), 30–51.
11. Adewunmi, A. A., Ismail, S., Sultan, A. S., et al. (2017). Performance of fly ash based polymer gels for water reduction in enhanced oil recovery: Gelation kinetics and dynamic rheological studies. Korean Journal of Chemical Engineering, 34, 1638–1650.
12. Albonico, P., Burrafato, G., Di Lullu, A., Lockhart, T. P. (1993, March). Effective gelation-delaying additives for Cr⁺³/polymer gels. SPE-25221-MS. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
13. Simjoo, M., Koohi, A. D., Vafaie-Sefti, M., Zitha, P. L. J. (2009, May). Water shut-off in a fractured system using a robust polymer gel. SPE-122280-MS. In: SPE European Formation Damage Conference. Society of Petroleum Engineers.
14. Aalaie, J., Vasheghani-Farahani, E., Rahmatpour, A., Semsarzadeh, M. A. (2008). Effect of montmorillonite on gelation and swelling behaviour of sulfonated polyacrylamide nanocomposite hydrogels in electrolyte solutions. European Polymer Journal, 44, 2024–2031.
15. Huang, T., Mcelfresh, P. M. (2004). Compositions and methods for water shut-off in subterranean wells. US Patent 2004/0031611 A1.
16. Patil, P., Kalgaonkar, R. (2012). Environmentally acceptable compositions comprising nanomaterials for plugging and sealing subterranean formations. SPE-154917-MS. In: SPE International Oilfield Nanotechnology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
17. Tongwa, P., Nygaard, R., Bai, B. (2013). Evaluation of a nanocomposite hydrogel for water shut-off in enhanced oil recovery applications: design, synthesis, and characterization. Journal of Applied Polymer Science, 128, 787–94.
18. Zolfaghari, R., Katbab, A. A., Nabavizadeh, J., et al. (2006). Preparation and characterization of nanocomposite hydrogels based on polyacrylamide for enhanced oil recovery applications. Journal of Applied Polymer Science, 100, 2096–2103.
19. Шахвердиев, А. Х., Мамедов, Б. А., Ибрагимов, Р. Г. и др. (1997). Способ селективной изоляции водопритоков в скважине. Патент РФ № 2083816.
20. Шахвердиев, А. Х., Мамедов, Б. А., Галеев, Ф. Х. и др. (1997). Гелеобразующий состав для технологических операций в скважине. Патент РФ № 2075591.
21. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. и др. (1998). Способ изоляции зон поглощения в бурящейся скважине. Патент РФ № 2123107.
22. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Шарифуллин, Ф. А. (2002). Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в скважине. Патент РФ № 2183727.
23. Al-Shakry, B., Shiran, B. S., Skauge, T., Skauge, A. (2018, April). Enhanced oil recovery by polymer flooding: optimizing polymer injectivity. SPE-192437-MS. In: SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
24. Al-Shakry, B., Shaker, S. B., Skauge, T., Skauge, A. (2019, June). Polymer injectivity: influence of permeability in the flow of EOR polymers in porous media. SPE-195495-MS. In: SPE Europec featured at 81st EAGE Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
25. Seright, R. S. (2017). How much polymer should be injected during a polymer flood? Review of previous and current practices. SPE Journal, 22(01), 1-18.
26. Koh, H., Lee, V. B., Pope, G. A. (2018). Experimental investigation of the effect of polymers on residual oil saturation. SPE Journal, 23(01), 1-17.
27. Fakher, S., Ahdaya, M., Imqam, A. (2020). Hydrolyzed polyacrylamide – Fly ash reinforced polymer for chemical enhanced oil recovery: Part 1 – Injectivity experiments. Fuel, 260, 116310.
28. Fakher, S., Bai, B. A. (2018, June). Newly developed mathematical model to predict hydrolyzed polyacrylamide crosslinked polymer gel plugging efficiency in fractures and high permeability features. SPE-191180-MS. In: SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
29. Xin, X., Yu, G., Chen, Z., et al. (2018). Effect of polymer degradation on polymer flooding in heterogeneous reservoirs. Polymers, 10(8), 857. 
30. Luo, W., Xu, S., Torabi, F. (2013, March). Chemical degradation of HPAM by oxidization in produced water: experimental study. SPE-163751-MS. In: SPE Americas E&P Health, Safety, Security and Environmental Conference. Society of Petroleum Engineers.
31. Seright, R. S., Skjevrak, I. (2014, April). Effect of dissolved iron and oxygen on stability of HPAM polymers. SPE-169030-MS. In : SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
32. Seright, R. S., Seheult, M., Talashek, T. (2009). Injectivity characteristics of EOR polymers. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 12, 783–792.
33. Ahdaya, M., Imqam, A. (2019). Investigating geopolymer cement performance in presence of water based drilling fluid. Journal of Petroleum Science and Engineering, 176, 934–942.
34. Salehi, S., Khattak, M. J., Ali, N., Rizvi, H. R. (2016). Development of geopolymer-based cement slurries with enhanced thickening time, compressive and shear bond strength and durability. SPE-178793-MS. In: IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
35. Salehi, S., Ali, N., Khattak, M. J., Rizvi, H. (2016, September). Geopolymer composites as efficient and economical plugging materials in peanuts price oil market. SPE-181426-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
36. Fukui, K., Kidoguchi, S., Arimitsu, N., et al. (2009). Synthesis of calcium phosphate hydrogel from waste incineration fly ash and its application to fuel cell. Journal of Environmental Management, 90, 2709–2714.
37. Fukui, K., Arimitsu, N., Jikihara, K., et al. (2009). Performance of fuel cell using calcium phosphate hydrogel membrane prepared from waste incineration fly ash and chicken bone powder. Journal of Hazardous Materials, 168, 1617–1621.
38. Jiang, L., Liu, P. (2014). Design of magnetic attapulgite/fly ash/poly (acrylic acid) ternary nanocomposite hydrogels and performance evaluation as selective adsorbent for Pb 2+ion. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 2, 1785–1794.
39. Lotfollahi, M., Farajzadeh, R., Delshad, M., et al. (2016). Mechanistic simulation of polymer injectivity in field tests. SPE Journal, 21(04), 1178–1191.
40. Pereira, K. A. B., Oliveira, P. F., Mansur, C. R. E. (2020). Behavior of partially hydrolyzed polyacrylamide/polyethyleneimine reinforced with coal fly ash for preformed particle hydrogels. Journal of Applied Polymer Science, 137, 49423.
41. Rathod, H. J., Mehta, D. P. (2015). A review on pharmaceutical gel. International Journal of Pharmaceutical Sciences, 1(1), 33-47.
42. Zhang, Z., Wang, L., Wang, J., et al. (2012). Mesoporous silica-coated gold nanorods as a light-mediated multifunctional theranostic platform for cancer treatment. Advanced Materials, 24(11), 1418-1423.
43. Eftekhari, A. A., Krastev, R., Farajzadeh, R. (2015). Foam stabilized by fly ash nanoparticles for enhancing oil recovery. Industrial & Engineering Chemistry Research, 54, 12482–12491.
44. Wesson, L. L., Harwell, J. H. (2000). Surfactant adsorption in porous media. Surfactants: fundamentals and applications in the petroleum industry. Cambridge University Press, 121−158.
45. Li, R. F., Hirasaki, G. J., Miller, C. A., Masalmeh, S. K. (2011). Wettability alteration and foam mobility control in a layered 2-D heterogeneous system. SPE-141462-MS. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
46. Lv, Q., Zhou, T., Zhang, X., et al. (2021). Storage of CO2 and coal fly ash using pickering foam for enhanced oil recovery. SPE-204330-MS. In: SPE International Conference on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
47. Шоканов, А. К., Кырыкбаева, А. А., Сулейменов, Б. Т. (2022). Мессбауэровские и рентгенофлуоресцентные исследования проппантов на основе летучей золы. Нефть и газ, 6(132), 74–83.
48. Шоканов, А. К., Сулейменов, Б. Т., Смихан, Е. А. (2020). Проппанты на основе летучей золы для проведения гидроразрыва пласта. Вестник Университета Шакарима. Серия технические науки, 4(92), 53-57.
49. Bose, C. C., Fairchild, B., Jones, T., et al. (2015). Application of nanoproppants for fracture conductivity improvement  by reducing fluid loss and packing of micro-fractures. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 27, 424–431.
50. Snellings, R., Mertens, G., Elsen, J. (2012). Supplementary cementitious materials. Reviews in Mineralogy and Geochemistry, 74, 211–278.
51. Robl, T. L., Oberlink, A. E. (2019). Proppant for use in hydraulic fracturing to stimulate a well. US Patent 10,457,859 B2.
52. Manchanda, R. (2015). A general poro-elastic model for pad-scale fracturing of horizontal wells. Doctoral Thesis. The University of Texas at Austin.
53. Ghanbari, E., Dehghanpour, H. (2016). The fate of fracturing water: A field and simulation study. Fuel, 163, 282–294.
54. Tenenbaum, D. J. (2009). Trash or Treasure?: Putting coal combustion waste to work. Environ Health Perspect, 117(11).
55. Гончарова, М. А., Матченко, Н. А. (2015). Разработка составов геополимерного бетона для конструкционного материала. Материалы V Международной научно-практической конференции «Научные исследования: от теории к практике», Том 2, 4(5), 15–18.
56. Дудников, А. Г., Дудникова, М. С., Реджани, А. (2018). Геополимерный бетон и его применение. Строительные материалы, оборудование, технологии XXI века, 1-2, 38–45.
57. Ван Лам, Т., Булгаков, Б. И., Александрова, О. В. (2021). Возможность использования золы-уноса и золы рисовой шелухи для получения геополимерных бетонов. Материалы V Международной научно-технической конференции «Инновации и моделирование в строительном материаловедении и землеустройстве», Тверь, Россия. 
58. (2011). Plugging and abandonment of oil and gas wells. Working document of the NPC North American Resource Development Study. Paper № 2-25. Prepared by the Technology Subgroup of the Operations & Environment Task Group. https://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/2-25_Well_Plugging_and_Abandonment_Paper.pdf
59. Shah, S. N., Jeong, Y. (2003, November). Development of an environmentally friendly and economical process for plugging abandoned wells. In: Proceedings of the 10th Integrated Petroleum Environmental Conference, Houston, TX.
60. Salehi, S., Ezeakacha, C. P., Khattak, M. J. (2017). Geopolymer cements: how can you plug and abandon a well with new class of cheap efficient sealing materials. SPE-185106-MS. In: SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium.Society of Petroleum Engineers.
61. (2020). Проект Энергостратегии Российской Федерации на период до 2035 года. Официальный сайт «Министерство Энергетики РФ» https://minenergo.gov.ru/modal/view-pdf/1026/119047/nojs
62. Сниккарс, П. Н., Золотова, И. Ю., Осокин, В. А. (2020). Утилизация золошлаков ТЭС как новая кросс-отрослевая задача. Энергетическая политика, 7(149), 34–45.
63. (2021). Проект стратегии развития строительной отрасли Российской Федерации до 2030 года. Официальный сайт «Минстрой России». https://www.minstroyrf.ru/docs/18723/
64. Reiner, M., Rens, K. (2006). High-volume fly ash concrete: analysis and application. Practice Periodical on Structural Design and Construction, 11(1), 58–64.
65. Palomo, Á., Jiménez, A. F., Hombrados, C. L., Lleyda, J. L. (2011). Railway sleepers made of alkali activated fly ash concrete. Revista Ingeniería de Construcción, 22(2), 75–80.
66. Lloyd, N., Rangan, V. (2010). Geopolymer concrete with fly ash. In: Proceedings of the Second International Conference on Sustainable Construction Materials and Technologies, UWM Center for By-Products Utilization.
67. http://www.finmarket.ru/news/5168737
68. (2023). Федеральный проект «Чистый воздух» Официальный сайт Минприроды РФ. https://www.mnr.gov.ru/activity/np_ecology/federalnyy-proekt-chistyy-vozdukh/?ysclid=lp9m9svtge151386479
69. (2020). Проект стратегии долгосрочного развития России с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года. Сайт Минэкономразвития России. https://economy.gov.ru/material/news/minekonomrazvitiya_rossii_podgotovilo_proekt_strategii_dolgosrochnogo_razvitiya_rossii_s_nizkim_urovnem_vybrosov_parnikovyh_gazov_do_2050_goda_.html
70. Шишелова, Т. И., Самусева, М. Н., Шенькман, Б. М. (2008). Использование ЗШО в качестве сорбента для очистки сточных вод. Современные наукоемкие технологии, 5, 20–22.
71. Котова, О. Б., Шабалин, И. Л., Котова, Е. Л. (2016). Фазовые трансформации в технологиях синтеза и сорбционные свойства цеолитов из угольной золы уноса. Записки горного института, 220, 526–531.
72. (2018). Об утверждении стратегии развития промышленности по обработке, утилизации и обезвреживанию отходов производства и потребления. Сайт Правительства РФ. http://static.government.ru/media/files/y8PMk QGZLfbY7jhn6QMruaKoferAowzJ.pdf

В статье представлен аналитический обзор магнитной обработки нефти, которая является инновационным методом предотвращения таких осложнений, как парафиновые отложения и высокая вязкость нефти. Сделан вывод, что магнитная обработка нефти связана с изменением электроспинового состояния и эволюцией радикальных пар асфальтенов, которые комплексируются с ферромагнитными частицами. Это приводит к увеличению собственных магнитных моментов, структурной перестройке надмолекулярных структур асфальтенов и изменению реологических параметров нефти. За счет воздействия магнитного поля на эти комплексы происходит разрушение «броневой оболочки», что приводит к предотвращению образования парафиновых и солевых отложений и ускорению процессов коагуляции воды. Факторами эффективной магнитной обработки являются масла с высоким содержанием соединений железа, ионов солей. Обобщенными эффективными параметрами магнитной обработки являются: высокие значения магнитной индукции (до 1 Т), частота следования импульсов от 5 до 30 Гц. Проанализированы основные достоинства и недостатки устройств с постоянным и переменным магнитным полем. Проведен обзор результатов промышленных и лабораторных исследований по магнитной обработке нефти. Максимальная эффективность по снижению вязкости составляет 375%, по снижению скорости отложения парафина - 87.5%, по снижению массы парафиновых отложений - 50%, по снижению скорости коррозии - 45%. 

Ключевые слова: магнитная обработка сырой нефти; влияние магнитного поля на нефть; парафиновые отложения; высоковязкая нефть, тяжелая нефть.

Литература

1. Van Loveren, C, Aartman, IH. (2007). The PICO (Patient-Intervention-Comparison-Outcome) question. Ned Tijdschr Tandheelkd, 114(4), 172-8.
2. Saaiq, M. and Ashraf B. (2017). Modifying «Pico» Question into “Picos” Model for more robust and reproducible presentation of the methodology employed in a scientific study. World Journal of Plactic Surgery, 6(3), 390–392.
3. Yakutseni, V. P., Petrova, Yu. E., Sukhanov, A. A. (2007). Dynamics of the share of the relative content of hard-torecover oil reserves in the overall balance. Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 2, 1-11.
4. Unger, F. G., Andreeva, L. N. (1995). Book: Fundamental aspects of petroleum chemistry. Nature of resins and asphaltenes. Novosibirsk, Nauka, (1995).
5. Gutman, I. S. (2015). Features of the new classification of reserves and resources of oil and combustible gases and its comparison with a number of foreign. Nedropolzovanie XXI vek, 7, 48-59
6. Sharf, I. V., Borzenkova, D. N. (2015). Hard-to-recover oil reserves: concept, classification approaches and stimulation of development. Basic research, 2(16), 3593-3597.
7. Kurilovich, R. O. (2020). The technology of radial drilling as a method of improved oil recovery. Journal of Economics and Social Sciences.
8. Anthony, E., Kaushik, P. (2017). Dual parallel simultaneous injection and production sip completion in single wellbore reduces development costs and accelerates production. SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Mojelsky, T. W., IgnasiakŞ, T. M., Frakman, Z. (1992). Structural features of Alberta oil sand bitumen and heavy oil asphaltenes. Energy Fuels, 6(1), 83–96
10. Hammami, A., Raines, M. A. (1999). Paraffin deposition from crude oils: Comparison of Laboratory Results With Field Data. SPE Journal, 4(1), 9–18.
11. Reistle, C. E. (1927). Summary of existing information on handling congealing oils and paraffin. Trans. 77(1), 227–252.
12. Kun, G., Hailong, L., Zhixin, Yu. (2016). In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review. Journal Fuel, 185-886-902.
13. Lisovsky, N. N., Khalimov, E. M. (2009). On the classification of hard-to-recover reserves. Bulletin of the Central Committee of Rosnedra, 6-33-35
14. Krasenkov, S. V. (2018). Hard-to-recover oil reserves and problems of their production.
15. Jalalnezhad, M. J., Kamali, V. (2016). Development of an intelligent model for wax deposition in oil pipeline. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 6(1), 129-133.
16. Lijun, Zh., Yongjie, W., Shoulong, W. (2017). High viscosity-reducing performance oil-soluble viscosity reduction agents containing acrylic acid ester as monomer for heavy oil with high asphaltene content. Journal of Petroleum Science and Engineering, 107-2411-2502.
17. Hong-Quan, Zh, Sarica, C., Pereyra, Ed. (2012). Review of high-viscosity oil multiphase pipe flow. Energy Fuels, 26(7), 3979–3985.
18. Nikolaev, A. K., Zaripova, N. A. (2021). Substantiation of analytical dependences for hydraulic calculationof highviscosity oil. Journal of Mining Institute, 252-885-895.
19. Bashkirtseva, N. Yur. (2014). High-viscosity oils and natural oils. Bulletin of the Technological University, 17(19), 296-299
20. Shah, A., Fishwick, R., Wood J. (2010). A review of novel techniques for heavy oil and bitumen extraction and upgrading. Energy & Environmental Science, 3-700-714.
21. Santos, R. G., Loh, W., Bannwart, A. C., Trevisan, O. V. (2014). An overview of heavy oil properties and its recovery and transportation methods. Brazilian Journal Chemical. Enginering, 31(3), 571-590.
22. Lekomtsev A. V., Ilyushin P. Y., Stepanenko I. B. et al. (2021). Technology of stable water-oil emulsion breaking by magnetic impact. Chemical and Petroleum Engineering, 57(1-2), 98-105.
23. Zhang, M., Long, X., Tang X., Lekomtsev, A.V., Korobov, G. Y. (2021). Implementation of water treatment processes to optimize the water saving in chemically enhanced oil recovery and hydraulic fracturing methods. Energy Reports, 7(3), 1720-1727.
24. Zhang, M., Kang, W., Yang, H. et al. (2021). De-emulsification performance and mechanism of β-CD reverse demulsifier for amphiphilic polymer oil in water (O/W) emulsion. Journal of molecular liquids.
25. Abduraledha, M. M., Aslina, S., Hussain, Luqman, Abdulah, Ch. (2020). Overview on petroleum emulsions, formation, influence and demulsification treatment techniques. Arabian Journal of Chemistry, 13(1), 3403-3428.
26. Sjöblom, J., Simon, S., Xu Zh. (2015). Model molecules mimicking asphaltenes. Advances in Colloid and Interface Science, 218, 1-16.
27. Demirbas, A., Alidrisi, H., Balubaid, M. A. (2015). API gravity, sulfur content and desulfurization of crude oil. Petroleum Science and Technology, 33, 93–101.
28. Gorbachenko, V. S., Demyanenko, N. A. (2016). Consideration of the formation process and investigation of the properties of asphalt-resin-paraffin deposits. Bulletin of the Sukhoi State Technical University, 3(66), 7-23
29. Ibragimova, N. G., Ishemguzhina, E. I., (2003). Complications in oil production. Monography. 
30. Raupov, I., Burkhanov, R., Lutfullin, A. (2022). Experience in the application of hydrocarbon optical studies in oil field development. Energies, 15(10), 3626. 
31. Mansoori, G. A. (2009). Phase behavior in petroleum fluids. In book: Encyclopedia of Life Support Systems (pp.33) Edition: Petroleum Engineering – Downstream section
32. Demirbas, A., Taylan, Os. (2016). Removing of resins from crude oils. Petroleum and science technology, 34(8), 771-777.
33. Valinejad, R., Nazar, A. R. S. (2013). An experimental design approach for investigating the effects of operating factors on the wax deposition in pipelines. Fuel, 106, 843-850.
34. Venkatesan, R., Nagarajan, N., Paso, K., Yi Y., Sastry, A., Fogler, H. (2005). The strength of paraffin gels formed under static and flow conditions. Chemical Engineering Science, 60(13), 3587–3598.
35. Mayer, A. V., Magomedsherifov, N. I., Valeev, M. D. (2017). Technology for reducing the viscosity of watered oil in field pipelines. Izvestia of Higher Educational institutions ""Oil and gas"", 3, 49-53.
36. Souza, A. L., Matos, H. A., Geurreiro, L. P. (2019). Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review. Journal of petroleum exploration and production technology, 9, 2091-2107.
37. Mardashov, D. V., Bondarenko, A. V., Raupov, I. R. (2022). Technique for calculating technological parameters of non-Newtonian liquids injection into oil well during workover. JOURNAL OF MINING INSTITUTE. Записки Горного института, 258, 881-894.
38. Yaghi, B. M., Al-Bemani, A. (2002). Heavy crude oil viscosity reduction for pipeline transportation. Energy sources, 24(2), 93-102.
39. Martinez-Palou, R., Mosqueira, M. L., Zapata-Rendon, B., Mar-Juarez, E., Bernal-Huicochea, C., Clavel-Lopez, J., Aburto, J. (2010). Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 75(3-4), 274-282.
40. Binner, E. R., Robinson, J. P., Silvester, S. A. (2014). Investigation into the mechanisms by which microwave heating enhances separation of water-in-oil emulsions. Fuel, 116, 516-521.
41. Kang, W., Xu B., Wang, Yo., Li Ya., Shan, X., An F., Liu J. (2011). Stability mechanism of W/O crude oil emulsion stabilized by polymer and surfactant. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 384(1-3), 555-560.
42. Li, Z., Wu H., Yang, M. et al. (2018). Stability mechanism of O/W Pickering emulsions stabilized with regenerated cellulose. Carbohydrate polymers, 181, 224-233.
43. Kang, W., Guo, L., Fan, H., Meng, L., Li Y. (2012). Flocculation, coalescence and migration of dispersed phase droplets and oil–water separation in heavy oil emulsion. Journal of petroleum and science engineering, 81, 177-181.
44. Kang, W., Jing, G., Zhang, H., Li, M., Wu Z. (2006). Influence of demulsifier on interfacial film between oil and water. Colloids and Surfaces A Physicochemical and Engineering Aspects, 272(1-2), 27-31.
45. Li J., Yang X., Yu X. et al. (2009). Rare earth oxide-doped titania nanocomposites with enhanced photocatalytic activity towards the degradation of partially hydrolysis polyacrylamide. Applied Surface Science, 255(6), 3731-3738.
46. Verbitsky et al. (2020). Optimization of oil production wells flowing mode by ultrasonic and induction systems. Conference: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia
47. Verbitsky, V. S., et al. (2020). Case of Physical Fields Application to Accelerate Oil Preprocessing. Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual.
48. Loskutova, Yu. V., Yudina, N. V. (2006). Influence of the magnetic field on the structural and rheological properties of oils. Proceedings of the Tomsk Polytechnic University. Georesource engineering, 309(4), 96-100
49. Stack, L. J., Carney, P. A., Malone, H. B., Wessels, T. K. (2005). Factors influencing the ultrasonic separation of oil-in-water emulsions. Ultrasonics Sonochemistry, 12(3), 153-160.
50. Rangel-German, E. R., Schembre, J., Sandlberg, C., Kovscek, A. R. (2004). Electrical-heating-assisted recovery for heavy oil. Journal of Petroleum Science and Engineering.2004. 45(3), 213 – 231.
51. Lekomtsev, A. V., Stepanenko, I. B., Derendyaev, K. A. (2021). Investigation of Ultrasonic Impact Technology for Breaking Stable Water-Oil Emulsions in Phase Inversion Conditions. Chemical and petroleum engineering, 57(1), 3-9.
52. Taheri-Shakib, J., Shekarifard, A., Naderi, H. (2018). Experimental investigation of comparing electromagnetic and conventional heating effects on the unconventional oil (heavy oil) properties: Based on heating time and upgrading. Fuel, 228, 243-253.
53. Tiratsoo, J., 1992. Book: Pipeline pigging technology
54. Turbakov, M. S., Lekomtsev, A. V., Erofeev, A.A. (2011). Determination of paraffin saturation temperature of the Upper Kama oil fields. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 8, 123-125.
55. Syuzev, A. V., Lekomtsev, A. V., Martyushev, D. A. (2018). Complex method of selecting reagents to delete asphaltenosmolaparinine deposits in mechanized oil-producing wells. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, (2018). 329(1), 15-24.
56. Vyatkin, K. A., Martyushev, D. A., Lekomtsev, A. V. (2015). Technology of cleaning pump-compressor pipes from asphaltene-resin-paraffin deposits with the subsequent disposal. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 3, 36-38.
57. Khaibullina, K., Korobov, G. Y., Lekomtsev, A. V. (2020). Development of an asphalt-resin-paraffin deposits inhibitor and substantiation of the technological parameters of its injection into the bottom-hole formation zone. Periodico Tche Quimica, 17(34), 769-781.
58. Martyushev, D. A. (2020). Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells. Georesursy, 22(4), 86-92.
59. Tung, N. P., Vuong, N. V., Long, B. Q. (2001). Studying the mechanism of magnetic field influence on paraffin
    crude oil viscosity and wax deposition reductions. Paper presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Jakarta, Indonesia.
60. Roberts, P. M., Adinathan, V., Sharma, M. M. (2000). Ultrasonic Removal of Organic Deposits and Polymer-Induced Formation Damage. SPE Drill & Compl, 15(01), 19–24.
61. Rogachev, M. K., Aleksandrov, A. N. (2021). Justification of a comprehensive technology for preventing the formation of asphalt-resin-paraffin deposits during the production of highlyparaffinic oil by electric submersible pumps from multiformation deposits. Journal of Mining Institute, 250, 596-605.
62. Klassen, V. I. (1978). Book: Magnetization of water system. Moscow: Khimiia.
63. Inyushin, N. V., Kashtanova, L. E., Laptev, A. B. et al. (2000). Book: Magnetic processing of commercial liquids. Ufa. «Reactiv».
64. Borsutskii, Z. R., Zlobin, A. A., Semenov, V. V., Tulbovich, B. I. (1997). Device for magnetic treatment of liquid. Patent no. 2085507 kl. C02F1/48.
65. Spiridonov, R. V., Demakhin, S. A., Kivokurtsev, A. Iu. (2003). Magnetic treatment of liquids in oil production. Saratov: Kolledzh.
66. Vonsovsky, S. V. (1971). Book: Magnetism. Nauka.
67. Ergin, Yu.V., Yarulin, K.S. (1979). Book: Magnetic properties of oils. Nauka.
68. Gayazova, G. A., Laptev, A. B., Bugay, D. E. (2005). Magnetic properties of petroleum asphaltenes. Scientific and technical journal «Problems of collection, preparation and transport of oil and petroleum products».
69. Shaidakov, V. V., Golubev, M. V., Khaziev, N. N. (2004). Physico-chemical impact on the extracted products of oil wells. Oil and gas business.
70. Golubev, M. V., Golubev, V. F., Fahretdinov, R. R., Imanaeva, R. N. (2001). Sealed oil and water treatment system for the Novodmitrievsky field of NGDU Chernomorneft. Production, collection and preparation of oil in complicated field operation conditions: Collection of scientific works, 106, 131-136
71. Shaikhulov, A. M., Boychuk, A. A., Dokichev V. A. et al. (2014). The influence of the magnetic field on the demulsification of the water-oil emulsion of the A4 formation of the Kiengopskoye field. Oil and gas business, 12(1), 141-148.
72. Telin, A. G., Cresteleva, I. V., Borisov, G. K. (2013). On the influence of a low-frequency magnetic field on the demulsification of persistent water-oil emulsions. Oil Gaz Innovations: Journal, 3, 40-44
73. Golubev, I. A. (2014). Technology of magnetic filtration purification of oil-contaminated wastewater of the fuel and energy complex enterprise. Dissertation. Saint-Petersburg.
74. Laptev, A. B., Gayazova, G. A., Bugay, D. E. (2005). The influence of a magnetic field on the adsorption capacity of asphaltenes. Problems and methods of ensuring the reliability and safety of oil, petroleum products and gas transport systems: Materials of the VI Congress of Oil and Gas Producers of Russia.
75. Dushkin, S. S., Evstratov, V. N. (1986). Book: Magnetic water treatment at chemical enterprises. Chemistry.
76. Zlobin, A. A. (2017). Study of mechanism of oil magnetic activation in order to protect production wells from wax deposition. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 16(1), 49-63.
77. Rozantsev, E. G., Scholle, V. D. (1979). Book: Organic chemistry of free radicals. Chemistry.
78. Inyushin, N. N., Ishemguzhin E. I., Kashtanova L.E., Laptev A.B., (2000). Book: Apparatuses for magnetic processing of liquids. Ufa, Reactiv. 
79. Wilson, R. L., Lomax, R. (1972). Magnetic remanence related to slow rotation of ferromagnetic material in alternating magnetic fields. Geophysical Journal International, 30(3), 295–303.
80. Borodin, V. I., Zinin, A. V., Tarasov, E. N., Crushev, A. D., (2004). Devica for magnetic oil treatment. Patent no. 2235690.
81. Goluvev, I. A., Golubev, A. V., Laptev, A. B. (2020). Practice of using the magnetic treatment devices to intensify the processes of primary oil treating. Journal of Mining Institute, 245, 554-560.
82. Khaziev, N. N., Yumashev, E. R., Urazakov, K. R. et al. (2008). Device for magnetic oil treatment. Patent no 73867 U1. C02F 1/48.
83. Kovalsky, B. I., Malysheva, N. N., Shumovsky, I. A. (2013). Device for magnetic oil treatment. Patent no. 2490214 C1. C02F1/48. 2013
84. Ivanov-Tsyganov, A. I. (1979). Book: Electrical devices of radio systems. "Higher School".
85. Chen, X., Hou, L., Li, W., Li, S., Chen, Y. (2018). Molecular dynamics simulation of magnetic field influence on waxy crude oil. Journal of molecular liquids, 249, 1052-1059.
86. Tao, R., Xu, X. (2006). Reducing the viscosity of crude oil by pulsed electric or magnetic field. Energy fuels. 20(5), 2046-2051.
87. Tung, N. P., Vinh, N. Q., Phong, N. T. P., Long, B. Q. K., Hung, P. V. (2003). Perspective for using Nd–Fe–B magnets as a tool for the improvement of the production and transportation of Vietnamese crude oil with high paraffin content. Phusica B: Condensed matter, 327(2-4), 443-447.
88. Romanova, Y. N., Maryutina, T. A., Musina, N. S. et al. (2019). Demulsification of water-in-oil emulsions by exposure to magnetic field. Journal of petroleum science and engineering.
89. Gonçalves, J. L., Bombard, A. J. F., Soares, D. A. W., Alcantara, G. B. (2010). Reduction of paraffin precipitation and viscosity of brazilian crude oil exposed to magnetic fields. Energy Fuels, 24(5), 3144-3149.
90. Jiang, C., Guo, L., L Y., Li, S., Tian, Y., Ma, L., Luo, J., (2021). Magnetic field effect on apparent viscosity reducing of different crude oils at low temperature. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 
91. Homayuni, F., Hamidi, A. A., Vatani, A., Shaygani, A. A., Dana, R. F. (2011). The viscosity reduction of heavy and extra heavy crude oils by a pulsed magnetic field. Petroleum and science technology, 29(23), 2407-2415.
92. Tao, R., Tang, H., (2014). Reducing viscosity of paraffin base crude oil with electric field for oil production and transportation. Fuel.
93. Lee, C. S. (2008). Use of Magnetic Field in Paraffin Wax Deposition Control for Surface Facilities. Dissertation. Trohon.
94. Aman, N. M., (2009). Investigation on the removal of paraffin wax deposition by magnetic field. Dissertation. Trohon.
95. Khalaf, M. H., Mahsoori, G. A., Yong, C. W. (2019). Magnetic treatment of petroleum and its relation with asphaltene aggregation onset (an atomistic investigation). Journal of Petroleum Science and Engineering.
96. Shi, W., Jing, J., Wang, Q., Zhang B. (2021). Change in the cold flowability and wax deposition of crude oil by weak magnetic treatment. Petroleum and science technology.
97. Zhang, W. W., Wang, T. T., Li X., Zhang, S. C. (2013). The effect of magnetic field on the deposition of paraffin wax on the oil pipe. Advanced Materials Research.
98. Jing, J., Shi, W., Wang, Q., Zhang, B. (2019). Viscosity-reduction mechanism of waxy crude oil in low-intensity magnetic field. Energy Sources Part A Recovery Utilization and Environmental Effects.

В работе изучены термофизические свойства суспензий, содержащих микрочастицы металлстринг комплекса (МСК) [Ni₃ (μ₃-ppza) 4Cl₂] в водных растворах глицерина. Результаты показали, что использование микрочастиц монокристаллических металл-стринг комплексов [Ni₃ (μ₃-ppza) 4Cl₂] и [Ni₅ (μ₅-pppmda) 4Cl₂] приводит к наибольшему повышению теплопроводности и снижению температуры замерзания. Также проведен сравнительный анализ повышения теплопроводности суспензий с микро- и наночастицами. По сравнению с базовой жидкостью при объемной доле 5% Ni₃-вода-глицерин показал увеличение теплопроводности на 72%, тогда как Cu-вода-глицерин и Ni₅-вода-глицерин показали увеличение на 53% и 47% соответственно. В исследовании предпологается, что более высокая стабильность суспензий с микрочастицами МСК за счет образования водородных связей между органическими фрагментами частиц и молекулами воды, меньшей их плотности и образования ансамблей частиц обусловливает значительное повышение теплопроводности по сравнению с нанофлюидами. Коллоидная структура суспензий с микрочастицами МСК существенно влияет на их термофизические свойства.

Ключевые слова: микрофлюид; нанофлюид; металл-стринг комплекс; теплопроводность; суспензия.

Литература

1. Maxwell, J. C. (1881). A treatise on electricity and magnetism. Oxford: Clarendon Press.
2. Choi, S. U. S. (1995). Enhancing thermal conductivity of fluids with nanoparticles /in: Siginer, D. A. and Wang, H. P. (Eds.). Developments and applications of non-Newtonian flows. Vol. 231/MD – Vol. 66. New York: ASME.
3. Das, S. K., Choi, S. U. S., Wenhua, Y., Pradeep, T. (2007). Nanofluids: science and technology. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc.
4. Choi, S. U. S. (2008). Nanofluids: A new field of scientific research and innovative applications. Heat of Transfer Engineering, 29, 429-431.
5. Solangi, K. H., Kazi, S. N., Luhur, M. R., et al. (2015). A comprehensive review of thermo-physical properties and convective heat transfer to nanofluids. Energy, 89, 1065-1086.
6. 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.
7. Suleimanov, B. A., Abbasov H. F., Valiyev F. F., et al. (2018). Thermal-conductivity enhancement of microfluids with Ni₃(l₃-ppza)4Cl₂ metal string complex particles. Journal of Heat Transfer, 141(1), 012404.
8. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф., Исмаилов, Р. Г. (2023). Термофизические свойства и механизм стабилизации нано- и микрофлюидов с частицами металл-стринг комплекса [Ni₅(μ₅-pppmda)₄CL₂]. SOCAR Proceedings, 2, 30-39.
9. Jama, M., Singh, T., Gamaleldin, S. M., et al. (2016). Critical review on nanofluids: preparation, characterization, and applications. Journal of Nanomaterials, 2016, 1-22.
10. Saidur, R., Leong, K. Y., Mohammad, H. A. (2011). A review on applications and challenges of nanofluids. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 15, 1646-1668.
11. Colangelo, G., Favale, E., Milanese, M., et al. (2017). Cooling of electronic devices: Nanofluids contribution. Applied Thermal Engineering, 127, 421‐435
12. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2022). Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
13. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф. (2022). Механизм повышения нефтеотдачи пласта нанофлюидами. SOCAR Proceedings, 3, 28-37.
14. Сулейманов, Б. А., Аббасов, Х. Ф., Лятифов, Я. А., Велиев, Ф. Ф. (2020). Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением. Евразийский патент ЕА035683.
15. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78, 431–437.
16. Bhogare, R. A., Kothawale, B. S. (2013). A review on applications and challenges of nano-fluids as coolant in automobile radiator. International Journal of Scientific and Research Publications, 3(8).
17. Rao, Y. (2010). Nanofluids: stability, phase diagram, rheology and applications. Particuology, 8(6), 549-555.
18. Gakare, A. (2019). A review on nanofluids: preparation and applications nano trends. Journal of Nanotechnology and Its Applications, 21(1), 21-35.
19. Gbadamosi, A. O., Junin, R., Manan, M. A., et al. (2018). Recent advances and prospects in polymeric nanofluids application for enhanced oil recovery. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 66, 1-19.
20. Kazemzadeh, Y., Shojaei, S., Riazi, M., Sharifi, M. (2019). Review on application of nanoparticles for EOR purposes: A critical review of the opportunities and challenges. Chinese Journal of Chemical Engineering, 27(2), 237-246.
21. Keblinski, P., Phillpot, S. R., Choi, S., Eastman, J. A. (2002). Mechanisms of heat flow in suspensions of nano-sized particles (nanofluids). International Jorunal of Heat and Mass Transfer, 45, 855-863
22. Yu, W., Choi, S. U. S. (2003). The role of interfacial layers in the enhanced thermal conductivity of nanofluids: a renovated Maxwell model. Journal of Nanoparticle Research, 5, 167-171.
23. Feng, Y., Yu, B., Xu, P., Zou, M. (2007). The effective conductivity of nanofluids based on the nanolayer and the aggregation of nanoparticles. Journal of Physics D: Applied Physics, 3164–3171.
24. Jang, S. P., Choi, S. U. S. (2004). Role of Brownian motion in the enhanced thermal conductivity of nanofluids. Applied Physics Letters, 84, 4316-4318.
25. Sundar, L. S., Farooky, Md. H., Sarada, N., Singh, M. K. (2013). Experimental thermal conductivity of ethylene glycol and water mixture based low volume concentration of Al₂O₃ and CuO nanofluids. International Communications in Heat and Mass Transfer, 41, 41‐6.
26. Colangelo, G., Favale, E., Milanese, M., et al. (2016). Experimental measurements of Al₂O₃ and CuO nanofluids interaction with microwaves. Journal of Energy Engineering 143(2).
27. Colangelo, G., Favale E., Paola, M., et al. (2016). Thermal conductivity, viscosity and stability of Al₂O₃‐diathermic oil nanofluids for solar energy systems. Energy, 95, 124‐136.
28. Milanese, M., Iacobazzi, F., Colangelo, G., de Risi, A. (2016). An investigation of layering phenomenon at the liquid‐solid interface in Cu and CuO based nanofluids. International Journal of Heat and Mass Transfer, 103, 564- 571.
29. Iacobazzi, F., Milanese, M., Colangelo, G., et al. (2016). An explanation of the Al₂O₃ nanofluid thermal conductivity based on the phonon theory of liquid. Energy, 116, 786‐794.
30. Colangelo, G., Milanese, M., de Risi, A. (2017). Numerical simulation of thermal efficiency of an innovative Al₂O₃ nanofluid solar thermal collector: Influence of nanoparticles concentration. Thermal Science, 21(6), 2769-2779. 
31. Abbasov, H. F. (2019). Determination of nanolayer thickness and effective thermal conductivity of nanofluids. Journal of Dispersion Science and Technology, 40(4), 594–603.
32. Abbasov, H. F. (2020). Modeling of anisotropic thermal conductivity of ferrofluids. Journal of Dispersion Science and Technology, 41(7), 1030–106.
33. 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, 420-428.
34. Tsao, T.-B., Lee, G.-H., Yeh, C.-Y., Peng, S.-M. (2003). Supramolecular assembly of linear trinickel complexes incorporating metalloporphyrins: a novel one-dimensional polymerand oligomer. Dalton Transactions, 8, 1465-1471.
35. Cl´erac, R., Cotton, F. A., Dunbar, K. R., et al. (1999). Further study of the linear trinickel (ii) complex of dipyridylamide. Inorganic Chemistry, 38, 2655-2657.
36. Ismayilov, R. H., Wang, W.-Z., Lee, G.-H., et al. (2007). New versatile ligand family, pyrazine-modulatedoligo-α-pyridylamino ligands, from coordination polymer to extended metal atom chains. Dalton Transactions, 27, 2898-2907.
37. Bupesh Raja, V. K., Unnikrishnan, R., Purushothaman, R. (2015). Application of nanofluids as coolant in automobile radiator – An overview. Applied Mechanics and Materials, 766-767, 337-342.
38. Nagasaka, Y., Nagashima, A. (1981). Absolute measurement of the thermal conductivity of electrically conducting liquids by the transient hot-wire method. Journal of Physics E: Scientific Instruments, 14, 1435-1440.
39. Hong, S. W., Kang, Y. T., Kleinstreuer, C., Koo, J. (2011). Impact analysis of natural convection on thermal conductivity measurements of nanofluids using the transient hot-wire method. International Journal of Heat and Mass Transfer, 54, 3448-3456.
40. Efremov, I. F., Usyarov, O. G. (1976). The long-range interaction between colloid and other particles and the formation of periodic colloid structures. Russian Chemical Reviews, 45, 435-453.
41. Chen, I. W. P., Fu, M. D., Tseng, W. H., et al. (2006). Conductance and stochastic switching of ligand-supported linear chains of metal atoms. Angewandte Chemie International Edition, 45, 5814-5818.
42. Abbasov, H. F. (2022). A new model for the relative viscosity of aqueous electrolyte solutions. Chemical Physics Letters, 800, 139670.
43. Zafarani-Moattar, M. T., Majdan-Cegincara, R. (2013). Investigation on stability and rheological properties of nanofluid of ZnO nanoparticles dispersed in poly(ethylene glycol). Fluid Phase Equilibria, 354, 102-108.
44. Tseng, W. J., Lin, K.-C. (2003). Rheology and colloidal structure of aqueous TiO2 nanoparticle suspensions. Mater ials Science and Engineering A, 355, 186-192.

Мировые запасы тяжелой нефти — это наибольший по размерам ресурс углеводородов в мире, при этом в Венесуэле запасы тяжелой нефти составляют 87% начальных запасов нефти; 258.3 из 297.7 млрд баррелей. Первичная добыча нефти из таких пластов не позволяет достичь высокого коэффициента извлечения, который составляет всего от 5 до 10% из-за высокой вязкости пластовой нефти и малой подвижности. Основной целью работы является определение иерархии и предварительный выбор с её помощью методов повышения нефтеотдачи для текущих пластовых условий блока Carabobo 2 North совместного предприятия Петровиктория, Венесуэла. Методика выбора перспективных методов повышения нефтеотдачи для созданной геологической модели одного из объектов потенциального применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в Венесуэле (Пояс Ориноко, Блок Карабобо 2 Север) сформирована с использованием критериев применимости. Предлагаются и оцениваются МУН для объекта, основанный на теории нечетких множеств.

Ключевые слова: тяжёлая нефть; методы увеличения нефтеотдачи (МУН); выбор (скриннинг) МУН; нефтяной пояс Ориноко.

Литература

1. Yazdani, A., Maini, B. B. (2008). Modeling of the VAPEX process in a very large physical model. Energy & Fuels, 22, 535–544.
2. Аньшин, В. М., Демкин, И. В., Царьков, И. Н., Никонов, И. М. (2008). Применение теории нечётких множеств к задаче формирования портфеля проектов. Проблемы анализа риска, 5(3), 8-21.
3. Butler, R. M., Mokrys, I. J. (1991). A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour. Journal of Canadian Petroleum Technology, 30, 97–106.
4. Delamaide, E., Bazin, B., Rousseau, D. (2014). Chemical EOR for heavy oil: the Canadian experience. Journal of Petroleum Technology, 68(03), 81–82.
5. Delamaide, E. (2017, April). Comparison of steam and polymer injection for the recovery of heavy oil. In: SPE Western Regional Meeting held in Bakersfield, California. Society of Petroleum Engineers.
6. Delamaide, E. (2017). Using horizontal wells for chemical EOR: Field cases. Georesursy, 3, 166-175.
7. Gates, I. D. (2005, July). Design of the injection strategy in expanding-solvent steam-assisted gravity drainage. In: Second CDEN International conference on design education, innovation, and practice Kananaskis, Alberta, Canada.
8. Гиматудинов, Ш. К. (1983). Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. Разработка нефтяных месторождений. Москва: Недра.
9. Guerillot, D. R. (1998, June). EOR screening with an expert system. SPE-17791-MS. In: Petroleum Computer Conference, San Jose, California, USA. Society of Petroleum Engineers.
10. Хадавимогаддам, Ф., Мостаджеран, М., Мищенко, И. Т., Телков, В. П. (2019). Оценка полимерного заводнения в коллекторе тяжелой нефти с использованием искусственной нейронной сети. Газовая промышленность, 12, 34-38.
11. Henson, R., Todd, A., Corbett, P. (2002, April). Geologically based screening criteria for improved oil recovery projects. SPE-75148-MS. In: SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa. Society of Petroleum Engineers.
12. Иванов, Е. Н., Кононов, Ю. М. (2012). Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-физической информации. Известия ТПУ, 321(1), 149-154.
13. Конышева, Л. К., Назаров, Д. М. (2011). Основы теории нечетких множеств. Санкт-Петербург: Питер.
14. Кузнецова, А. Н. (2018). Обоснование технологии заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов с использованием поверхностно-активных веществ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Санкт-Петербург.
15. Manrique, E., Ranson, A., Alvarado, V. (2003, September). Perspectives of CO2 injection in Venezuela. In: Annual Workshop and Symposium for the IEA Collaborative Project on Enhanced Oil Recovery, Regina, Canada.
16. Назарова, Л. Н. (2011). Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
17. Nghiem, L. X., Kohse, B. F., Sammon, P. S. (2001). Compositional simulation of the VAPEX process. Journal Canadian of Petroleum Technology, 40(8), 54–61.
18. Palmgren, C., Renard, G. (1995, May). Screening criteria for the application of steam injection and horizontal wells. In: European Symposium on Improved Oil Recovery, Vienna, Austria.
19. Saboorian-Jooybari, H., Dejam, M., Chen, Z. (2015, June). Half-century of heavy oil polymer flooding from laboratory core floods to pilot tests and field applications. SPE-174402-MS. In: SPE Canada Heavy Oil Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
20. Saleh, L. D., Wei, M., Bai, B. (2014). Data analysis and updated screening criteria for polymer flooding based on oilfield data. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 17(01), 15–25.
21. Schramm, L. L., Marangoni, G. (1999). En surfactant: Fundamentals and applications in the petroleum industry. Washington, DC: American Chemical Society.
22. Spinler, E., Baldwin, B. (1999). En surfactants: Fundamentals and applications in the petroleum industry. Washington, DC: American Chemical Society.
23. Taber, J. J., Martin, F. D., Seright, R. S. (1997). EOR screening criteria revisited – Part 1: Introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects. SPE Reservoir Engineering, 12(03), 189–198.
24. Taber, J. J., Martin, F. D. (1983, October). Technical screening guides for the enhanced recovery of oil. SPE-12069-MS. In: 58th Annual Technical Conference an Exhibition, San Francisco, California. Society of Petroleum Engineers.
25. Telkov, V. P. (2016). A new vision of polymer flooding as method of high-viscous oil displacement. In: X International Scientific and Technical Conference «GEOPETROL 2016», Krakow, Institute of Oil and Gas.
26. Телков, В. П., Мостаджеран, М. Г. (20118). Оценка критериев применения полимерного заводнения для вытеснения тяжелых, высоковязких нефтей Ирана. Экспозиция Нефть Газ, 4(64), 52-55.
27. Thomas, S. (2008). Enhanced oil recovery - an overview. Oil & Gas Science and Technology - Revue d’IFP Energies Nouvelles, 63(1), 9-19.
28. Якубов, М. Р., Романов, Г. В. (2012). Теория и практика скважинных технологий добычи сверхвязких нефтей и природных битумов с использованием растворителей. Актуальные проблемы нефти и газа, 2, 4-16.
29. Золотухин, А. Б., Пятибратов, П. В., Назарова, Л. Н. и др. (2016). Оценка применимости методов увеличения нефтеотдачи. Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2(283), 58-70.
30. Золотухин, А. Б., Еремин, Н. А., Назарова, Л. Н., Черников, О. А. (1991). Теория нечетких множеств в выборе методов воздействия на нефтяные пласты. Нефтяное хозяйство, 3, 21-23.

В работе исследовано напряжено-деформированное состояния полимерного армированного трубопровода малого диаметра входящего в состав капиллярной системы подачи химических реагентов в нефтяные скважины. Трубопровод нагружен внутренним давлением и закреплен одним концом в жесткой заделке. Для решения уравнений математической модели применен метод конечных элементов в среде численного моделирования COMSOL Multiphysics. На основе численных экспериментов определены эквивалентные напряжения в полимере и стальной проволоке оплетки. Выявлена область максимальных эквивалентных напряжений, которая располагается на расстоянии 15 мм от заделки. Определены предельные значения внутреннего давления 23 МПа, превышение которого приводит к нарастанию пластической деформации в полимере и разгерметизации трубопровода.

Ключевые слова: полимерный армированный трубопровод; давление; разгерметизация; эквивалентные напряжения; деформация; модель.

Литература

1. Исмаилов, О. Д., Шабанова, З. А., Велиев, Ф. Г. (2018). Анализ причин развития осложнений на нефтегазопромысловых объектах. Нефтепереработка и нефтехимия, 7, 46-51.
2. Malcolm, A. K. (2014). Production chemicals for the oil and gas industry. London, NewYork: CRC Press.
3. Джаббарова, К. Ш. (2021). Оценка возможностей применения наноструктурированного состава для предотвращения солеотложений в технологических процессах добычи нефти. SOCAR Proccedings, 4, 67-71.
4. Mammedov, K. A., Hamidova, N. S., Aliyev, T. S. (2019). Development of a new multifunctional inhibitor for the protection of oilfield equipment. Chemical and Petroleum Engineering, 55(3), 340-346.
5. Ismayilov, R. H., Abbasov, H. F., Wang, W. Z., et al. (2017). Synthesis, crystal structure and properties of a pyrimidine modulated tripyridyldiamino ligand and its complexes. Polyhedron, 122, 203–209
6. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Tagiyev, D. B., et al. (2018). Linear pentanuclear nickel (II) and tetranuclear copper(II) complexes with pyrazine-modulated tripyridyldiamine ligand: Synthesis, structure and properties. Inorganica Chimica Acta, 483, 386-391.
7. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Wang, W. Z., et al. (2018). Double-stranded helicates of Ni(II), Co(II), Fe(II) and Zn(II) with oligo-αnaphthyridylamino ligand: Synthesis, structure and properties. Polyhedron, 144, 75-81.
8. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Israfilov, N. V., et al. (2020). Long chain defective metal string complex with modulated oligo-α-pyridylamino ligand: Synthesis, crystal structure and properties. Journal of Molecular Structure, 1200, 126998.
9. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Israfilov, N. V., et al. (2019). Defective octanuclear nickel complex with pyrazine and naphthyridine modulated n2 (pyrazin-2-yl)-n7-(2-(pyrazin-2-ylamino)-1.8-naphthyridin-7-yl)-1.8-naphthyridine-2.7-diamine ligand. Chemical Problems, 2(17), 185-192.
10. Ismayilov, R. H., Fatullayeva, P. A. (2021). Metal complexes with dihydrazone of malonic acid dihydrazine. Scientific Petroleum, 1, 58-62.
11. Шайдаков, В. В., Чернова, К. В., Пензин А. В. (2018). Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче. Москва: Инфра-Инженерия.
12. Sousa, A. L, Matos, H. A., Guerreiro, L. P. (2019). Preventing and removing wax deposition vertical wells: a review. Petroleum Exploration and Production Technology, 9, 2091-2107.
13. Bremner, B., Murphy, L. M., Affinito, R. J., et al. (2010, February). The first through-tubing capillary string installation in the UK sector of the North Sea. SPE-130672-MS. In: SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA. Society of Petroleum Engineers.
14. Шайдаков, В. В., Чернова, К. В, Пензин, А. В. (2018). Полимерные армированные трубопроводы в современных гидравлических системах. Москва: Инфра-Инженерия.
15. Коновалов, А. В., Семенцов, А. А., Мальцев, А. П. (2003). Грузонесущий геофизический кабель. Патент РФ 35034.
16. Мухамадеев, И. Р., Аристов, Б. В., Анисимов, А. А. и др. (2019). Капиллярный трубопровод для подачи химических реагентов в скважину. Патент РФ 149458.
17. Гарифуллин, И. Ш. (2008). Применение специальных погружных капиллярных устройств для предупреждения осложнений. Территория «Нефтегаз», 8, 34-40.
18. Людвиницкая, А. Р. (2008). Совершенствование дозировочной системы подачи химических реагентов в скважину с использованием металлополимерных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
19. Shaydakov, V. V., Chernova, K. V., Penzin, A. V. (2018). Estimation of strength parameters of small-bore metalpolimer pipers. IOP Conference Series: Materials and Engineeing, 327, 4-7.
20. Moiseev, K. V., Volkova, E. V., Urmancheev, S. F. (203). Effect of convection on polymerase chain reaction in a closed cell. Procedia IUTAM, 8, 172-175.
21. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Khizbullina, S. F., et al. (2018). Convective flows of anomalous thermoviscous fluid. Mathematical Models and Computer Simulations, 10(4), 529-537.
22. Kuleshov, V. S., Moiseev, K. V., Urmancheev, S. F. (2019). Isolated convection modes for the anomalous thermoviscous liquid in a plane cell. Fluid Dynamics, 54, 983–990.
23. Moiseev, K. V., Kuleshov, V. S., Bakhtizin, R. N. (2020). Free convective of a linear heterogeneous liquid in a square cavity at side heating. SOCAR Proceedings, 4, 108-116.
24. Moiseev, K. V., Popenov, A. I., Bakhtizin, R. N. (2021). Express method for the testing of tribotechnical properties of lubricants. SOCAR Proceedings, SI2, 65-69.
25. Garafutdinov, R. R., Chemeris, D. A, Sakhabutdinova, A. R., et al. (2022). Convective polymerase chain reaction in standard microtubes. Analytical Biochemistry, 641, 114565.
26. Варданян, Г. С., Андреев, В. И., Атаров, Н. М. и др. (2023). Сопротивление материалов с основами теории упругости и пластичности. Москва: НИЦ ИНФРА-М.
27. Шайдаков, В. В., Пезин, А. В. Мухутдинов, Д. Х. и др. (2009). Устройство для соединения ниппеля с полимерным армированным гибким рукавом. Патент РФ 93491.

В краткой информации содержатся сведения о всплытии труб на подводном переходе газопровода «Бованенково-Ухта», проложенного в Карском море, описаны особенности конструкции обетонированных труб. В постановке задачи о напряженно-деформированном состоянии (НДС) подводного перехода морского газопровода он условно делится на среднюю и крайние части. В средней части труба полностью обводнена и оголена за счет размытия с нее грунта. В крайних подземных частях, в которых установлены компенсаторы-упоры, труба не оголена, она остается в траншее, засыпанной грунтом при сооружении трубопровода. Задача решена методом конечных элементов в перемещениях. Расчеты НДС участка газопровода выполнены с учетом неравномерной осадки грунта основания, различных значений параметров эксплуатации и установки компенсаторов-упоров различной конструкции. Численным экспериментом найдены критические значения параметров эксплуатации и выявлена эффективная работа компенсаторов-упоров различной конструкции. 

Ключевые слова: газопровод, обетонированная труба, грунт, изгиб, прогиб, напряжение, давление, усилие, всплытие, компенсатор-упор.

Литература

1. Лаптева, Т. И., Мансуров, М. Н. (2018). Разработка методов, обеспечивающих работоспособность морских газопроводов в условиях арктического шельфа. Сборник научных трудов экспертно-инжиниринговой компании «ЭКСИКОМ» «Надежность и безопасность эксплуатации линейной части магистральных газонефтепроводов». Москва: РГУ нефти и газа.
2. Лаптева, Т. И. (2018). Повышение безопасной эксплуатации морских трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа. Нефть. Газ. Новации, 5, 63-65.
3. Лаптева, Т. И. (2018). Эксплуатационная надежность морских трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях континентального шельфа России. Безопасность труда в промышленности, 1, 30-34.
4. Лаптева, Т. И., Мансуров, М. Н., Шабарчина, М. В., Копаева, Л. А. (2018). Морские трубопроводы в транзитной зоне арктического шельфа. Обеспечение работоспособности. Oil & Gas Journal Russia, 9, 78-84.
5. Лаптева, Т. И. (2019). Разработка методов обеспечения работоспособности морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа: Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва: ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
6. Огородов, С. А. (2011). Роль морских льдов в динамике рельефа береговой зоны. Москва: МГУ.
7. Шестов, А. С., Марченко, А. В., Огородов, С. А. (2011). Математическое моделирование воздействия ледяных образований на дно Байдарацкой губы Карского моря. Труды ЦНИИ им. акад. А. Н. Крылова, 5, 63(347), 105-118.
8. Новиков, А. И., Лаптева, Т. И., Копаева, Л. А., Бохан, А. (2017). Морские трубопроводы в транзитной зоне. Методы защиты от ледово-экзарационных воздействий. Offshоre Russia, 4(18), 62-67.
9. Зарипов, Р. Ф., Коробков, Г. Е. (2018). Защита арктических трубопроводов. Neftegaz.RU, 12(84), 28-33.
10. Зарипов, Р. М., Коробков, Г. Е. (2023). Численное моделирование напряженно-деформированного состояния подводного морского газопровода с учетом разжижения грунта и параметров эксплуатации. Известия РАН. Механика твердого тела, 4, 152-166.
11. Зарипов, Р. М., Масалимов, Р. Б. (2023). Использование компенсаторов в подводном участке морского газопровода для предотвращения его всплытия. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 334(2), 196-205.
12. Ильгамов, М. А. (2022). Модель всплытия подводного трубопровода. Доклады АН. Физика. Технические науки, 504, 12–16.
13. Шаммазов, А. М., Зарипов, Р. М., Чичелов, В. А. и др. (2006). Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов. Москва: «Интер».
14. Коробков, Г. Е., Зарипов, Р. М., Шамазов, И. А. (2009). Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации. Санкт-Петербург: Недра.
15. Айнбиндер, А. Б., Камерштейн, А. Г. (1982). Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. Москва: Недра.
16. Зарипов, Р. М., Бахтизин, Р.Н., Масалимов, Р. Б. (2023). Исследование влияния изменения грунтовых условий и параметров эксплуатации подводного участка морского нефтепровода на его возможное всплытие. Нефтяное хозяйство, 6, 83-87.
17. Болотин, В. В., Новичков, Ю. Н. (1980). Механика многослойных конструкций. Москва: Машиностроение.
18. НД 020301-005. (2017). Правила классификации и постройки морских подводных трубопроводов. Санкт-Петербург: Российский морской регистр судоходства.
19. Шаммазов, А. М., Зарипов, Р. М., Чичелов, В. А. и др. (2006). Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Т.2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов. Москва: «Интер».
20. Бахтизин, Р. Н., Зарипов, Р. М., Коробков, Г. Е., Масалимов, Р. Б. (2018). Расчетное обоснование установки компенсаторов-упоров в карстовой зоне на потенциально опасном участке газопровода. Газовая промышленность, 3(765), 72-77.

В данной статье представлена разработка нечеткого регулятора для адаптивного управления параметрами технологического процесса адсорбции активированного угля. Основной задачей разработанной системы управления является повышение эффективности управления технологическим процессом адсорбции путем использования интеллектуальных технологий. Необходимо отметить, что методологической основой для проектирования нечетких регуляторов является концепция нечеткой логики. Также для разработки нечетких регуляторов для адаптивной системы управления построена модель протекания процесса поглощения в адсорбере с учетом множественных взаимосвязей между параметрами технологического процесса. Концептуальная модель объекта управления была разработана с учетом присущих ему внутренних связей между параметрами технологического режима и внешними возмущающими факторами. То есть, нечеткое адаптивное управление позволяет приспособиться к изменениям технологических параметров процесса адсорбции путем изменения алгоритма управления технологического процесса. Обоснована целесообразность использования для адаптивного управления технологическими параметрами процесса адсорбции путем применения нечетких регуляторов. Разработка системы адаптивного управления на базе нечетких регуляторов производилась с применением программного обеспечения «MatLab», где была построена модель управления технологического процесса адсорбции, а также были получены и проанализированы результаты. Таким образом, нечеткие регуляторы оценивают критические ситуации и также на основе логических правил регулируют параметры технологического процесса адсорбции.

Ключевые слова: адсорбция; активированный уголь; этанол; нечеткий регулятор; управление системами; технологические параметры; адаптивное управление; нечеткая логика.

Литература

1. Muravyova, E. A., Sharipov, M. I. (2018). Method of optimal parameters control in three-phase separator using fuzzy controller. In: International Conference on Actual Issues of Mechanical Engineering (AIME). Novosibirsk.
2. Зингель, Т. Г. (2003). Системы управления химико-технологическими процессами. Красноярск: СГТУ.
3. Ларионова, Н. И., Елизаров, В. В. (2013). Автоматизация процессов абсорбции и адсорбции. Нижнекамск: КНИТУ.
4. Дудников, Е. Г., Казаков, А. В., Софиева, Ю. Н. и др. (1987). Автоматическое управление в химической промышленности. Москва: Химия.
5. Медведев, В. С., Потемкин, В. Г. (2012). Нейронные сети в MATLAB. Москва: Диалог-МИФИ.
6. Муравьева, Е. А., Абдрафикова, Ф. Ф., Газизова, Г. И. (2020). Разработка нечеткого регулятора для управления бродильными чанами в Unity PRO. Химия. Экология. Урбанистика, 4, 335-338.
7. Абдрафикова, Ф. Ф., Муравьева, Е. А. (2019). Система управления процессом сбраживания в бродильных чанах на основе нечеткого регулятора. Материалы IX Международной молодежной научно-практической конференции «Математическое моделирование процессов и систем». Башкирский государственный университет, Стерлитамакский филиал.
8. Муравьева, Е. А., Григорьева, Т. В., Салихова, Д. Р. (2019). Система управления электролизером на основе нечеткого регулятора. Нефтегазовое дело, 5, 239-273.
9. Муравьева, Е. А., Еникеева, Э. Р., Абдрафикова, Ф. Ф. (2019). Система управления технологическим процессом бродильного отделения на основе нечеткого регулятора. Нефтегазовое дело, 6, 238-275.
10. Муравьева, Е. А., Шокуров, С. А. (2019). Использование нечеткого регулятора для прогнозирования состояния объекта управления. Системная инженерия и информационные технологии, 2(2), 42-50.
11. Гельперин, Н. И. (1981). Основные процессы и аппараты химической технологии. Москва: Химия.
12. Шувалов, В. В., Огаджанов, Г. А., Голубятников, В. А. (1991). Автоматизация производственных процессов в химической промышленности. Москва: Химия.
13. Полоцкий, Л. М., Лапшенков, Г. И. (1982). Автоматизация химических производств Москва: Химия.
14. Хайкин, С. (2018). Нейронные сети: полный курс. Москва: Диалектика/Вильямс.
15. Muravyova, E. A., Popkov, V. V. (2019). Development and research of a dynamic flow laboratory bench model. In: 7th Scientific Conference on Information Technologies for Intelligent Decision Making Support (ITIDS). Ufa.
16. Muravyova, E. A., Gabitov, R. F. (2018). Economic features to optimize the catalyst calcinations process. In: 2018 International Scientific Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies FarEastCon. Vladivostok.
17. Muravyova, E. A., Sharipov, M. I., Gabitov, R. F. (2018). SCADA - system based on multidimensional precise logic controller for the control of a cement kiln. In: 2018 International Scientific Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies (FarEastCon). Vladivostok.
18. Muravyova, E. A., Uspenskaya, N. N. (2018) Development of a neural network for a boiler unit generating water vapour control. Optical Memory and Neural Networks, 27, 297-307.
19. Wang, Y., Zou, H., Tao, J., Zhang, R. (2017). Predictive fuzzy PID control for temperature model of a heating furnace. In: 2017 36th Chinese Control Conference (CCC).
20. Lu, Y. (2018). Adaptive-fuzzy control compensation design for direct adaptive fuzzy control. IEEE Transactions on Fuzzy Systems, 26(6), 3222-3231.
21. Al-Mahturi, A., Santoso, F., Garratt, M. A., et al. (2019). An intelligent control of an inverted pendulum based on an adaptive interval Type-2 fuzzy inference system. In: 2019 IEEE International Conference on Fuzzy Systems (FUZZ-IEEE).
22. Hesamian, G., Akbari, M. G., Yaghoobpoor, R. (2019). Quality control process based on fuzzy random variables. IEEE Transactions on Fuzzy Systems, 27(4), 671 - 685.
23. Cui, D., Zhu, H., Liu, H. (2018). Adaptive fuzzy control for a class of uncertain chaotic systems based on proportional-integral sliding mode control approach. In: 2018 Chinese Control And Decision Conference (CCDC).
24. Wu, X., Wu, J., Li, D. (2018). Designation and simulation of environment laboratory temperature control system based on adaptive fuzzy PID. In: 2018 IEEE 3rd Advanced Information Technology, Electronic and Automation Control Conference (IAEAC).
25. Dai, B., Chen, R., Chen, R. C. (2017). Temperature control with fuzzy neural network. In: 2017 IEEE 8th International Conference on Awareness Science and Technology (iCAST).
26. Reshetilo, I., Sokolov, P. V., Karuna, E. N. (2019). Fuzzy adaptive controller for electromechanical system. In: 2019 III International Conference on Control in Technical Systems (CTS).
27. Siqi, Y., Zhiqiang, L., Feng, Z., Juncan, L. (2019). Design and research on supersonic film pressure control system based on fuzzy PID control. In: 2019 Chinese Control And Decision Conference (CCDC).
28. Liu, Z., Dong, X., Xie, W., et al. (2019). Adaptive fuzzy control for pure-feedback nonlinear systems with nonaffine functions being semibounded and indifferentiable. IEEE Transactions on Fuzzy Systems, 26(2), 395 - 408.
29. Lin, Y. C., Lin, T. C., Chen, Y. C., Kuo, I. C. (2017). Adaptive tracking control for nonlinear systems by an adaptive model-based FNNs sliding mode control scheme. In: 2017 IEEE 14th International Conference on Networking, Sensing and Control (ICNSC).
30. Li, T., Zhu, H. (2019). Research of fuzzy logic control simulation of ethylene production. In: 2019 Chinese Control And Decision Conference (CCDC).
31. Popescu, M. (2018). Comparative study of PID and fuzzy level control using Delta V distributed system. In: 2018 10th International Conference on Electronics, Computers and Artificial Intelligence (ECAI).

В статье на основе статистических показателей SOCAR, охватывающих 2008-2022 годы, была проанализирована и оценена эффективность использования основных средств в нефтедобыче Азербайджанской Республики. Здесь были проанализированы доходы SOCAR от продаж, общая себестоимость реализованной продукции, общая прибыль и объем частного капитала. За исследуемый период были оценены эффективность использования частного капитала SOCAR, уровень доходности частного капитала, а также скорость оборачиваемости частного капитала. В статье на основе пакета прикладных программ Eviews-12 проведен корреляционно-регрессионный анализ зависимости между доходов SOCAR от реализации произведенной продукции, капитальных вложений и специального капитала. 

Ключевые слова: частный капитал; уровень рентабельности; оборачиваемость; эффективность; пакет прикладных программ; корреляция; регрессия; модель; адекватность; гетерокседастичность; автокорреляция.

Литература

1. Салахов, А. B., Мехтиев, В. Г. (2016). Бухгалтерский учет. Баку: Элм.
2. Годовые отчеты SOCAR. https://socar.az/az/page/illik-hesabatlar
3. Аббасов, И. А. (2013). Аудит. Баку: Элм
4. Финансовые отчеты SOCAR. https://socar.az/az/page/maliyye-hesabatlari
5. www.azstat.orq
6. Ядигаров, Т. А. (2019). Решение задач исследования операций и эконометрических задач в пакетах программ MS Excel и Eviews: теория и практика. Баку: Европа.
7. Ядигаров, Т. А. (2020). Таможенная статистика и современные информационные технологии. Баку: Европа
8. Ядигаров,Т. А. (2021). Эконометрическая оценка ассоциативной деятельности Азербайджанской Республики со странами мира. Материалы 68-ой Международной научной конференции по экономическому и социальному развитию, Авейру, Португалия.

В статье рассмотрены проблемы, вызовы и риски цифровизации нефтегазового производства. Современные вызовы в нефтегазовой экономики требуют высокотехнологичных ответов в виде интенсификации внедрения инновационных нефтегазовых технологий, строительства цифровых скважин и месторождений, крупномасштабной оптикализации сбора и передачи больших геоданных, а также роботизации рутиных нефтегазовых операций. Учитывая преимущества технологий, настоятельно рекомендуется реализовать проект цифровизации нефтегазовых скважин с использованием волоконно-оптических технологий. Это позволит создать интеллектуальные скважины и месторождения, что, при ограниченных финансовых ресурсах, обеспечит увеличение извлекаемых запасов газонефтедобычи на не менее чем 10% в процессе эксплуатации, сократит время простоя скважин на примерно 50% от исходного уровня и позволит снизить операционные затраты на 10-25%.

Ключевые слова: автоматизация; добыча; моделирование; регулирование; трансформация; инновации; интеллектуальная технология; цифровая экономика; цифровая платформа.

Литература

1. Sanabria-Z, J., Castillo-Martínez, I. M., González-Pérez, L. I., Ramírez-Montoya, M. S. (2023). Complex thinking through a Transition Design-guided Ideathon: testing an AI platform on the topic of sharing economy. Frontiers in Education, 8, 118673.
2. Karnauhov, A., Kozhubaev, Yu., Ilin, A., Ivanov, V. (2023). Controlling of the digital transformation oil and gas industry. E3S Web Conferences, 431, 05031.
3. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е., Черников, А. Д. (2023). Развитие цифровой газовой экосистемы на основе комплексной научно-технической программы полного инновационного цикла. Известия ТГУ. Науки о Земле, 1, 173-189.
4. Malozyomov, B. V., Martyushev, N. V., Kukartsev, V. V., et al. (2023). Overview of methods for enhanced oil recovery from conventional and unconventional reservoirs. Energies, 16(13), 4907.
5. Yang, H., Li, Z., Zhang, M., et al. (2023). A novel active amphiphilic polymer for enhancing heavy oil recovery: Synthesis, characterization and mechanism. Journal of Molecular Liquids, 391(A), 123210.
6. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
8. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
10. 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.
11. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. C., Akhmedova, U. T. (2021). Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 35(27), 2150274.
12. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Harry Frampton. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
13. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
14. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение смягченной воды для улучшения эффективности мицеллярного заводнения. Scientific Petroleum, 2, 52-56.
15. Sidorov, D. (2023). Preface to «Model predictive control and optimization for cyber-physical systems». Mathematics, 11(4), 1004. 
16. Еремин, Н. А. (2023). Эволюция цифровой нефтегазовой экосистемы от суперкомпьютинга к метакомпьютингу. Известия ТГУ. Науки о Земле, 1, 190-201.
17. Waqar, A., Othman, I., Shafiq, N., Mansoor, M. S. (2023). Applications of AI in oil and gas projects towards sustainable development: a systematic literature review. Artificial Intelligence Review, 56(11), 12771–12798.
18. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А., Столяров, В. Е. (2022). Внедрение комплексных научнотехнических программ на поздних стадиях эксплуатации нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, SI2, 1-8.
19. Denisova, N. S., Zainullina, V. R., Kaipov, A. A., et al. (2023). Development of intelligent well management systems based on neural network algorithms. Management of Education, 3(61), 247–57.
20. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2021). Актуальные вопросы и индикаторы цифровой трансформации нефтегазодобычи на заключительной стадии эксплуатации месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 1-13.
21. Li, J., Guo, Y., Fu, Z., et al. (2023). An intelligent energy management information system with machine learning algorithms in oil and gas industry. Wireless Communications and Mobile Computing, 3385453.
22. Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2020). О цифровизации процессов газодобычи на поздних стадиях разработки. SOCAR Proceedings, 1, 59-69.
23. Li, H., Tan, Q., Deng, J., et al. (2023). A comprehensive prediction method for pore pressure in abnormally highpressure blocks based on machine learning. Processes, 11(9), 2603.
24. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Сафарова, Е. А. и др. (2020). Качественный анализ геоданных временного ряда для предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при бурении нефтяных и газовых скважин. SOCAR Proceedings, 3, 31-37.
25. Abdelaal, A., Elkatatny, S., Abdulraheem, A. (2021). Data-driven modeling approach for pore pressure gradient prediction while drilling from drilling parameters. ACS Omega, 6(21), 13807–13816.