В этом исследовании метод интерферометрического радара с синтезированной апертурой (InSAR) был впервые использован для изучения корреляции между умеренными землетрясениями и динамикой вулканов в Азербайджане. Этот метод позволяет более детально изучить последствия землетрясений, чем традиционные методологии. Мы проанализировали досейсмические, косейсмические и постсейсмические сценарии, чтобы определить потенциально возможные связи между Шамахинским землетрясением 2021 года (Mw=5) и грязевым вулканом Аязахтарма. В этом исследовании представлены комплексные данные временных рядов деформации вулкана, полученные на основе наблюдений Sentinel 1A/B за период с 2017 по 2023 год. Одновременно подготавливаются карты смещения радиолокационной прямой видимости (LOS), отражающие деформацию, связанную с землетрясением на до-, со- и постсейсмической фазах. В частности, наш анализ грязевого вулкана Аязахтарма выявил значительные изменения LOS на до-, со- и постсейсмической фазах восходящей и нисходящей орбитах. Также в ходе семилетних временных рядов наблюдений за грязевым вулканом Аязахтарма зафиксировано два сейсмических события магнитудой Mw=5. Эти события не оказали существенного влияния на активность грязевого вулкана, что указывает на то, что землетрясения силой до Mw≤5 не могут вызвать значительные извержения грязевого вулкана Аязахтарма. Изучение интерферометрических данных позволило по-новому взглянуть на деформационное поведение грязевого вулкана Аязахтарма и его взаимодействие с сейсмическими событиями.

Ключевые слова: InSAR; деформация; землетрясение; грязевый вулкан; Аязахтарма; Азербайджан.

Литература

1. Reilinger, R., McClusky, S., Vernant, P., et al. (2006). GPS constraints on continental deformation in the Africa-Arabia-Eurasia continental collision zone and implications for the dynamics of plate interactions. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 111(B5), B05411.
2. Kadirov, F., Floyd, M., Alizadeh, A., et al. (2012). Kinematics of the eastern Caucasus near Baku, Azerbaijan. Natural Hazards, 63, 997-1006.
3. Kadirov, F. A., Floyd, M., Reilinger, R., et al. (2015). Active geodynamics of the Caucasus region: implications for earthquake hazards in Azerbaijan. ANAS Transactions, 3, 3-17.
4. Ahadov, B., Jin, S. (2017). Present-day kinematics in the Eastern Mediterranean and Caucasus from dense GPS observations. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 268, 54-64.
5. Ahadov, B., Jin, S. (2021). Slip rates and seismic potential along main faults in the Eastern Mediterranean and Caucasus from dense GPS observations and seismic data. Pure and Applied Geophysics, 178, 39-54.
6. Ahadov, B., Ozturk, S. (2022). Spatial variations of fundamental seismotectonic parameters for the earthquake occurrences in the Eastern Mediterranean and Caucasus. Natural Hazards, 111(3), 2177-2192.
7. Telesca, L., Kadirov, F., Yetirmishli, G., et al. (2017). Statistical analysis of the 2003–2016 seismicity of Azerbaijan and surrounding areas. Journal of Seismology, 21, 1467-1485.
8. Kondorskaya, N. V., Shebalin, N. V. (eds.) (1982). New catalog of strong earthquakes in the USSR from ancient times through 1977. World Data Center a for Solid Earth Geophysics, Report SE-31, NOAA. Boulder, Colorado, USA.
9. Yakubov, A. A., Alizade, A. A., Zeinalov, M. M. (1971). Mud volcanoes of Azerbaijan SSR: Atlas. Baku: Elm.
10. Aliyev, A. A., Guliyev, I. S., Rakhmanov, R. R. (2009). Catalogue of mud volcanoes eruptions of Azerbaijan: 1810-2007. Baku: Nafta-Press.
11. Aliyev, A. A., Guliyev, I. S., Dadashov, F. H., Rakhmanov, R. R. (2015). Atlas of the world mud volcanoes. Baku: Nafta-Press.
12. Alizadeh, A. A., Guliyev, I. S., Kadirov, F. A., Eppelbaum, L. V. (2016). Geosciences of Azerbaijan. Vol. 1. Heidelberg: Springer.
13. Alizadeh, A. A., Guliyev, I. S., Kadirov, F. A., Eppelbaum, L. V. (2017). Economic minerals of Azerbaijan /in «Geosciences of Azerbaijan». Vol. II: Economic geology and applied geophysics. Springer Cham.
14. Manga, M., Brumm, M., Rudolph, M. L. (2009). Earthquake triggering of mud volcanoes. Marine and Petroleum Geology, 26(9), 1785-1798.
15. Mellors, R., Kilb, D., Aliyev, A., et al. (2007). Correlations between earthquakes and large mud volcano eruptions. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 112(B4), B04304.
16. Bonini, M. (2009). Mud volcano eruptions and earthquakes in the Northern Apennines and Sicily, Italy. Tectonophysics, 474(3-4), 723-735.
17. Rudolph, M. L., Manga, M. (2012). Frequency dependence of mud volcano response to earthquakes. Geophysical Research Letters, 39(14), L14303.
18. Babayev, G., Tibaldi, A., Bonali, F. L., Kadirov, F. (2014). Evaluation of earthquake-induced strain in promoting mud eruptions: the case of Shamakhi-Gobustan-Absheron areas, Azerbaijan. Natural Hazards, 72, 789-808.
19. Hayakawa, Y. S., Kusumoto, S., Matta, N. (2017). Seismic and inter-seismic ground surface deformations of the Murono mud volcano (central Japan): a laser scanning approach. Progress in Earth and Planetary Science, 4, 1-16.
20. Kadirov, F. A., Safarov, R. T. (2013). Deformation of the Earth's crust of Azerbaijan and adjacent territories based on GPS measurements. ANAS Transactions, 1, 47-55.
21. Kadirov, F. A., Guliyev, I. S., Feyzullayev, A. A., et al. (2014). GPS-based crustal deformations in Azerbaijan and their influence on seismicity and mud volcanism. Izvestiya, Physics of the Solid Earth, 50, 814-823.
22. Antonielli, B., Monserrat, O., Bonini, M., et al. (2014). Pre-eruptive ground deformation of Azerbaijan mud volcanoes detected through satellite radar interferometry (DInSAR). Tectonophysics, 637, 163-177.
23. Iio, K., Furuya, M. (2018). Surface deformation and source modeling of Ayaz-Akhtarma mud volcano, Azerbaijan, as detected by ALOS/ALOS-2 InSAR. Progress in Earth and Planetary Science, 5(1), 1-16.
24. Wessel, P., Luis, J. F., Uieda, L., et al. (2019). The generic mapping tools version 6. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 20(11), 5556-5564.
25. Lazecký, M., Spaans, K., González, P. J., et al. (2020). LiCSAR: an automatic InSAR tool for measuring and monitoring tectonic and volcanic activity. Remote Sensing, 12, 2430.
26. Sandwell, D., Mellors, R., Tong, X., et al. (2011). GMTSAR: An InSAR processing system based on generic mapping tools. Scripps Institution of Oceanography Technical Report.
27. Morishita, Y., Lazecky, M., Wright, T. J., et al. (2020). LiCSBAS: An open-source InSAR time series analysis package integrated with the LiCSAR automated Sentinel-1 InSAR processor. Remote Sensing, 12(3), 424.

Интеграция геохимических и седиментологических данных по Хузестанской равнине (юго-западный Иран) предоставляет информацию об особенностях ее происхождения, загрязнения и седиментации. Перед лицом экологических угроз, связанных с внешними твердыми частицами, в данном исследовании применены инновационные геохимические методы для изучения происхождения осадочных пород, загрязнения, палеоклимата и палеотектоники. Полученные результаты служат моделью для глобальных исследований, демонстрируя полезность геохимических, петрографических и электронно-микроскопических данных в геологических приложениях. Промысловые исследования, гранулометрия, петрография и геохимический анализ 256 образцов осадочных пород указывают на преобладание ила и глины, являющихся эффективными для переноса загрязняющих веществ на большие расстояния. Геохимический анализ показал преобладание оксидов (Cao, SiO₂, Al₂O₃) и редких элементов (Ti, Zr, V, Ce, La), позволяющих предположить источники загрязнения. Тектонические исследования определяют источники осадков и загрязняющие вещества тяжелых металлов (медь, свинец, цинк), необходимые для оценки загрязнения. Быстрое осаждение осадков в высокоэнергетических средах, особенно в северном регионе, создает проблемы с загрязнением. Региональное сотрудничество имеет большое значение, учитывая перенос осадков во время засух и решение проблемы загрязнения Хузестанской равнины.

Ключевые слова: геохимические исследования; экологические исследования; Хузестанская равнина; XRF, XRD, ICPMS и SEM методы; контроль загрязнения; происхождение осадков; геотектоника.

Литература

1. Boggs, S. J. (2018). Principles of sedimentology and stratigraphy. 8Th Edition. Upper Saddle River, New Jersey: Pearson Education.
2. Adabi, M. H., Kakemem, U., Sadeghi, A. (2016). Sedimentary facies, depositional environment, and sequence stratigraphy of Oligocene–Miocene shallow water carbonate from the Rig Mountain, Zagros basin (SW Iran). Carbonates Evaporates, 31, 69-85.
3. Ho, P., Kenji, O., Md, A, U. (2019). Geochemistry and sediment in the mainstream of the Ca River basin, Vietnam: weathering process, solute-discharge relationships, and reservoir impact. ActaGeochimica, 38, 627-641.
4. Paikaray, S., Banerjee, S., Mukherji, S. (2008). Geochemistry of shales from the Paleoproterozoic to Neoproterozoic Vindhyan Supergroup: Implications on provenance, tectonics and paleoweathering. Journal of Asian Earth Sciences, 32, 34-48.
5. Zarasvandi, A., Carranza, E. J. M, Moore, F. Rastmanesh, F. (2011). Spatio-temporal occurrences and mineralogical–geochemical characteristics of airborne dusts in Khuzestan Province (southwestern Iran). Journal of Geochemical Exploration, 111(3), 138-151.
6. Ahmadi, M., Jorfi, S., Azarmansuri, A., et al. (2017). Zoning of heavy metal concentrations including cd, Pb and as in agricultural soils of Aghili plain, Khuzestan province, Iran. Data in Brief, 14, 20-27.
7. Jorfi, S., Maleki, R., Jaafarzadeh, N., Ahmadi, M. (2017). Pollution load index for heavy metals in Mian-ab plain soil, Khuzestan, Iran. Data in Brief, 15, 584-90.
8. Shoorangiz, M., Sarkarinejad, K., Nourbakhsh, A., Dehsarvi, L. H. (2020). Tectonic implication of quantitative micro-fabric analyses of quartz c-axis development within the Tutak gneiss dome, Zagros hinterland fold-and-thrust belt. International Journal of Earth Sciences, 109, 127-144.
9. Bagheri Moghadam, H., Kharazian, N. (2020). Morphologic and chemotaxonomic studies of some teucrium L. (Lamiaceae) in Zagros Region, Iran. Iranian Journal of Science and Technology. Transaction A, Science, 44, 933–953.
10. Zebari, M., Grützner, C., Navabpour, P., Ustaszewski, K. (2019). Relative timing of uplift along the Zagros Mountain Front Flexure (Kurdistan Region of Iraq): Constrained by geomorphic indices and landscape evolution by geomorphic indices and landscape evolution modeling. Solid Earth, 10, 663-682.
11. Suttner, L. J., Dutta, P. K. (1986). Alluvial sandstone composition and paleoclimate; I, Framework mineralogy. Journal of Sedimentary Research, 56, 329-345.
12. Alavi, M. (2007). Structures of the Zagros fold-thrust belt in Iran. American Journal of Science, 307(311), 1064-1095.
13. Aghanabati, A. (2015). Geology of Iran. Persian: Geological Survey of Iran.
14. Karasozen, E., Nissen, E., Bergman, E. A., Ghods, A. (2019). Seismotectonics of the Zagros (Iran) from orogen‐wide, calibrated earthquake relocations. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 124, 9109-9129.
15. Heidari, A., Raheb, A. (2020). Geochemical indices of soil development on basalt rocks in arid to sub-humid climosequence of Central Iran. Journal of Mountain Science, 17, 1652-1669.
16. Pourmorad, S., Harami, R. M., Solgi, A. (2021). Sedimentological, geochemical and hydrogeochemical studies of alluvial fans for mineral and environmental purposes (case study of Southwestern Iran). Lithology and Mineral Resources, 56, 89-112.
17. Folk, R. L. (1980). Petrology of sedimentary rocks. Austin, Texas: Hemphill Publishing Co.
18. Barnes, M., McLeod, C. L., Chappell, C. (2020). Characterizing the geogenic background of the Midwest: a detailed mineralogical and geochemical investigation of a glacial till in southwestern Ohio. Environmental Earth Science, 79, 159-167.
19. Miall, A. D. (2014). Fluviall depositional systems. Springer International Publication.
20. Pourmorad, S., Jahan, S. (2021). A model for comprehensive studies of alluvial fan deposits, case study: ramhormoz mega-fan in Southwest Iran). Journal of Earth Science and Climatic Change, 12, 549.
21. Aljahdali, M. H., Deaf, A. S., Gentzis, T., et al. (2023). Organic petrographic, geochemical, and sequence stratigraphic analyses for evaluating the hydrocarbon potential of Middle Jurassic – Lower Cretaceous rocks in Shushan Basin, northwestern Egypt. Frontiers in Earth Science, 11, 1129379.
22. Abu, M., Sunkari, E. D., Gürel, A. (2020). Paleocurrent analysis, petrographic, geochemical and statistical appraisal of Neoproterozoic siliciclastic sediments, NE Voltaian Basin, Ghana: a multidisciplinary approach to paleogeographic reconstruction. Journal of Sedimentary Environments, 5, 199-218.
23. Dickinson, W. R. (1985). Interpreting provenance relations from detrital modes of sandstones /in: Zuffa, G. C. (eds). Provenance of arenites. NATO ASI Series. Vol 148. Dordrecht: Springer.
24. Smirnov, P. V., Konstantinov, A. O., Aleksandrova, G. N., et al. (2019). New data on the lithology of coastal facies of the Turtas formation (Upper Oligocene, Southwestern Siberia). Doklady Earth Sciences, 475, 868-871.
25. Tavanaei, F., Hassanpour, J., Memarian, H. (2020). The behavior and properties of Tehran alluvial soils under cyclic loading of urban vibrations-a case study: Arash- Esfandiar tunnel. Bulletin Engineering Geology Environment, 79, 4245-4263.
26. Sharma, R. P., Raja, P., Bhaskar, B. P. (2020). Pedogenesis and mineralogy of alluvial soils from semi-arid Southeastern part of Rajasthan in Aravalli range, India. Journal of the Geological Society of India, 95, 59–66.
27. Phuong, H. T., Okubo, K., Uddin, M. A. (2019). Geochemistry and sediment in the mainstream of the Ca River basin, Vietnam: weathering process, solute-discharge relationships, and reservoir impact. Acta Geochimica, 38, 627-641.
28. Al-Hashim, M. H., Corcoran, P. L. (2020). Geochemistry study of Espanola formation, Bruce Mines-Elliot Lake area, Ontario, Canada: implications for provenance, paleo weathering, and tectonic setting. Geosciences Journal, 25, 125-144.
29. Herron, M. M. (1988). Geochemical classification of terrigenous sands and shales from core or log data. Journal of Sedimentary Research, 58, 820-829. 
30. Pettijohn, F. J. (1975). Sedimentary rocks. 3rd Edition. New York: Harper and Row.
31. Pettijohn, F. J., Potter, P. E., Siever, R. (1987). Sandy depositional systems. In sand and sandstone. New York: Springer.
32. Oreshkina, T. V., Aleksandrova, G. N., Lyapunov, S. M., et al. (2020). Micropaleontological and lithogeochemical characteristics of the Turtas formation (Upper Oligocene), Western Siberia. Stratigraphy and Geological Correlation, 28, 311-329.
33. Cullers, R. L., Podkovyrov, V. N. (2002). The source and origin of terrigenous sedimentary rocks in the Mesoproterozoic Ui Group, Southeastern Russia. Precambrian Research, 117, 157-183.
34. Bhatia, M. R., Crook, K. A. (1986). Trace element characteristics of graywackes and tectonic setting discrimination of sedimentary basins. Contributions to Mineralogy and Petrology, 92, 181-193.
35. Schandl, E. S., Gorton, M. P. (2002). Application of high field strength elements to discriminate tectonic settings in VMS environments. Economic Geology, 97, 629-642.
36. 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.
37. Nesbitt, H., Young, G. M. (1982). Early Proterozoic climates and plate motions inferred from major element chemistry of lutites. Nature, 299, 715-717.
38. Abu, M., Sunkari, E. D. (2020). Geochemistry, grain size characterization and provenance of beach sands along the Central Coast of Ghana. Advanced Research in Chemistry and Applied Science, 2(1).
39. Alizadeh, A., Hormozi, H., Moghadam, M., Seraj, M. (2020). DEM-derived geomorphic indices for assessment of tectonic activity at the Dara anticlinal oil structure within the Zagros fold-thrust belt,  southwestern Iran. Arabian Journal of Geosciences, 13, 192-212.
40. Shahriar, M. S., Ameen, S. M., Hossain, M. S., et al. (2020). Revealing the basement in Barapukuria: A geochemical study of a Gondwana coal basin basement from Northwest Bangladesh. Journal of the Geological Society of India, 95, 571-586.
41. Amajor, L. C. (1987). Major and trace element geochemistry of Albian and Turonian shales from the Southern Benue trough, Nigeria. Journal of African Earth Sciences, 6, 633-641.
42. Floyd, P. A., Leveridge, B. E. (1987). Tectonic environment of the Devonian Gramscatho basin, South Cornwall: framework mode and geochemical evidence from turbiditic sandstones. Journal of the Geological Society, 144, 531-542.
43. Lin, H., Li, H., Yang, X., et al. (2020). Comprehensive investigation and assessment of nutrient and heavy metal contamination in the surface water of 359 Coastal Bohai Sea in China. Journal of Ocean University of China, 19, 843-852.
44. Kumar, A., Roy, S. S., Singh, C. K. (2020). Geochemistry and associated human health risk through potential harmful elements (PHEs) in groundwater of the Indus basin, India. Environmental Earth Sciences, 79, 86.
45. Park, S., Choi, M., Jang, D., et al. (2020). Distribution and sources of dissolved and particulate heavy metals (Mn, Co, Ni, Cu, Zn, Cd, Pb) in Masan Bay, Korea. Ocean Science Journal, 55, 49-67.
46. Crook, K. A. (1974). Lithogenesis and geotectonics: the significance of compositional variation in flysch arenites (graywackes) /in: Dott, R. H. and Shaver, R. H. (eds). Modern and ancient geosynclinal sedimentation. SEPM Special Publication.
47. Hayashi, K. I., Fujisawa, H., Holland, H. D., Ohmoto, H. (1997). Geochemistry of 1.9 Ga sedimentary rocks from northeastern Labrador, Canada. Geochimica et Cosmochimica Acta, 61, 4115-4137.
48. McLennan, S. M. (1993). Weathering and global denudation. Journal of Geology, 101, 295-303.
49. Osae, S., Asiedu, D. K., Banoeng-Yakubo, B., et al. (2006). Provenance and tectonic setting of Late Proterozoic Buem sandstones of southeastern Ghana: Evidence from geochemistry and detrital modes. Journal of African Earth Sciences, 44, 85-96.

В работе для объектов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, проведено исследование, направленное на снижение рисков и неопределенностей при использовании геолого-статистических моделей. Дискриминантный анализ выявил ряд несоответствий при группировании объектов по критерию тектонической приуроченности, в рамках которых выявлена миграция объектов и их значительное рассеивание относительно центроидов групп. Для нивелирования факторов нелинейности и неоднородности процессов, протекающих в неупорядоченных нефтегазовых системах, по четырем моделям при помощи алгоритмов решения двойственной задачи симплексным методом сформированы границы их устойчивости. Исходя из полученных данных, определены некоторые особенности влияния параметров, характеризующих геолого-физические свойства продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, на целостность и корректность представлений о степени принадлежности объектов к тем или иным зонам группирования. Полученные результаты позволяют в рамках проактивного управления ресурсами создать оптимальные или уточнить имеющиеся алгоритмы поиска наиболее подходящих объектов-аналогов для использования на вновь открытых объектах лучших инженерных решений и практик в области разработки месторождений.

Ключевые слова: геолого-статистическое моделирование; залежи нефти; тектоническая приуроченность объектов; геологические комплексы; разработка нефтяных месторождений; управление активами недропользователей.

Литература

1. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
2. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
3. 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.
4. 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.
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. 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.
7. 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.
8. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
9. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш., Рабаев, Р. У. и др. (2022). Оценка и использование коэффициента продуктивности для решения задач управления разработкой. SOCAR Proceedings. SI1, 19-26.
10. 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.
11. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
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. 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.
14. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
15. 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.
16. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
17. 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.
18. 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.
19. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
20. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
21. 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.
22. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
23. 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.
24. 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.
25. Тер-Саркисов, Р. М., Максимов, В. М., Басниев, К. С. и др. (2012). Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа. Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований.
26. 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.
27. Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Обоснование модели абсолютной проницаемости с учетом фактора извилистости поровых каналов по данным капилляриметрических исследований. SOCAR Proceedings, SI1, 1-8.
28. Алиев, Э. А., Габибов, И. А., Исмаилова, Р. А., Гусейнов, Р. О. (2022) Применение нечеткой логики для оценки рисков в инвестиционных проектах. SOCAR Proceedings, SI2, 29-35.
29. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
30. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
31. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
32. 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.
33. 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.
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. 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.
36. 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.
37. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
38. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16-22.
39. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
40. Бриллиант, Л. С., Завьялов, А. С., Данько, М. Ю. и др. (2022). Интеграция методов машинного обучения и геолого-гидродинамического моделирования при проектировании разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 10, 48-53.
41. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20-34.
42. 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.
43. 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.
44. 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.
45. Токарев, М. А. (1990). Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Москва: Недра.
46. Котенев, Ю. А., Ягофаров, Ю. Н., Давыдов, В. П., Андреев, В. Е. (2004). Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана. Санкт-Петербург: Недра.
47. Лозин, Е. В. (2015). Геология и нефтегазоносность Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть.
48. 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.
49. Мирзаджанзаде А. Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. (2004). Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва- Ижевск: ИКИ.
50. 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.
51. Гусейнзаде, М. А., Калинина, Э. В., Добкина, М. В. (1979). Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. Москва: Недра.
52. 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.
53. Шапкин, А. С., Мазаева, Н. П. (2005). Математические методы и модели исследования операций. Москва: Дашков и К.
54. Солодовников, А. С., Бабайцев, В. А., Браилов, А. В. (2003). Математика в экономике. Москва: Финансы и статистика.
55. Ляшенко, И. Н., Карагодова, Е. А. (1975). Линейное и нелинейное программирование. Киев: Вища школа.

В условиях одной из наиболее представительных групп объектов, содержащих значительные запасы нефти, приуроченных к турнейскому ярусу Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, и характеризующихся низкими темпами ввода в активную разработку, низкими величинами извлекаемых запасов, низкой рентабельностью добычи нефти проведено изучение процесса выработки запасов при различных режимах эксплуатации. Рассмотрены: режим истощения пластовой энергии и использование различных систем внутриконтурного заводнения. Установлены параметры технологий заводнения, определяющие эффективность нефтеизвлечения, регулируя которые с учетом особенностей геологического строения объектов исследования можно добиваться увеличения степени выработки запасов и снижения себестоимости добываемой продукции. Обоснование принимаемых решений по совершенствованию процесса разработки этих низкопродуктивных залежей с трудноизвлекаемыми запасами предлагается проводить на основе полученных геолого-статистических моделей и алгоритмов путем использования параметров, определяемых с минимальными допустимыми погрешностями на стадии ввода объектов в эксплуатацию, а также использования полного комплекса информации на стадии полного разбуривания залежей. 

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти; трудноизвлекаемые запасы; карбонатные коллекторы; заводнение пластов; рентабельность разработки; управление запасами.

Литература

1. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58 (12), 1835–1852.
2. Муслимов, Р. Х. (2020). О новой парадигме академика А.Э. Конторовича – развитие нефтегазового комплекса России. О новой парадигме развития нефтегазовой геологии: материалы Международной научно-практической конференции. Казань: Ихлас.
3. 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.
4. 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.
5. 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.
6. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
7. Moid, F., Rodoplu, R., Nutaifi, A. M., Kayumov, R. (2020, January). Acid stimulation improvement with the use of new particulate base diverter to improve zonal coverage in HPHT carbonate reservoirs. IPTC-20154-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. 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.
9. Ghommem M., Zhao W., Dyer S., et al. (2015). Carbonate acidizing: modeling, analysis, and characterization of wormhole formation and propagation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 131, 18-33.
10. Al-Rekabi, M. A., Aktebanee, A., Al-Ghaffari, A. S., Saleem, T. (2020, January). Carbonate matrix acidizing efficiency from acidizing induced skin point of view: case study in Majnoon oilfield. IPTC-20006-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
11. Krivoshchekov, S. N., Vyatkin, K. A., Ravelev, K. A., Kochnev, A. A. (2020). Influence of geological and technological parameters on the effectiveness of hydrochloric acid treatment of carbonate reservoirs. International Journal of Engineering, IJE TRANSACTIONS A: Basics, 33(10), 2113-2119.
12. 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.
13. 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.
14. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
15. Ridner, D., Frick, T., Zhu, D., et al. (2020). Influence of transport conditions on optimal injection rate for acid jetting in carbonate Reservoirs. SPE Production & Operations, 35(1), 137-146.
16. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7. 
17. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
18. 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.
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. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
21. 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.
22. 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.
23. Мухаметшин, В. Ш., Кулешова, Л. С., Сафиуллина, А. Р. (2021). Группирование и выделение залежей нефти в карбонатных коллекторах по продуктивности на стадии проведения геолого-разведочных работ. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 332(12), 43-51.
24. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
25. Abbasi, J., Ghaedi, M., Riazi, M. (2018). A new numerical approach for investigation of the effects of dynamic capillary pressure in imbibition process. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 44–54.
26. Yonggang, D., Ting, L., Mingqiang, W., et al. (2015). Buckley-Leverett analysis for transient two-phase flow in fractal porous medium. CMES, 109–110(6), 481–504.
27. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
28. Civan, F. (2007). Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment and mitigation. Amsterdam: Elsevier, Gulf Professional Publication.
29. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
30. Шахвердиев, А. Х. (2014). Еще раз о нефтеотдаче. Нефтяное хозяйство, 1, 44-50.
31. Shakhverdiev, A. Kh., Shestopalov, Yu. V. (2019). Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with the modeling and monitoring of oil fields. Lobachevskii Journal of Mathematics, 40(10), 1695–1710.
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. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
34. Хайрединов, Н. Ш., Попов, А. М., Мухаметшин, В. Ш. (1992). Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 9, 18-20.
35. Грищенко, В. А., Гареев, Р. Р., Циклис, И. М. и др. (2021). Расширение круга льготируемых объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. SOCAR Proceedings, SI2, 8-18.
36. Шахвердиев, А. Х. (2019). Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, 1, 44-49.
37. Hall-Thompson, B., Ernesto, A. R., Abdulrahman, N., Alsuhaimi, A. (2020, January). Acid stimulation-best practices for design, selection and testing of acid recipes in low permeability carbonate reservoirs. IPTC-19690-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
38. Ковалев, А. А., Михайлов, Н. Н., Сергеева, Е. В. (2017). Физические основы извлечения углеводородов из продуктивного пласта с разной по свойствам нефтью. Нефтепромысловое дело, 2, 13-18.
39. Trushin, Y., Aleshchenko, A., Danilin, K., et al. (2019). Complex approach to the design of acid treatment of carbonate reservoirs. SPE-196977-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
40. Santos, R. M., Chiang, Y. W., Elsen, J., Van Gerven, T. (2014). Distinguishing between carbonate and non-carbonate precipitates from the carbonation of calcium-containing organic acid leachates. Hydrometallurgy, 147, 90-94.
41. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. Москва-Ижевск: ИКИ.
42. Aidagulov, G., Gwaba, D., Kayumov, R., et al. (2019, March). Effects of pre-existing fractures on carbonate matrix stimulation studied by large-scale radial acidizing experiments. SPE-195153-MS. In: SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
43. Abdrazakov, D., Ziauddin, M., Vernigora, D., et al. (2019, March). Integration of latest laboratory, software and retarded acid technologies to increase efficiency of acid treatments in carbonates: case studies from Central Asia. IPTC-19546-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
44. Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T., Rakhimov, N. R. (2021). Geological and statistical modeling of oil recovery of carbonate formations. Journal of Physics: Conference Series, 1753, 1-7.
45. Mukhametshin, V. Sh. (2020). Rationale for the production of hard-to-recover deposits in carbonate reservoirs. IOP: Earth and Environmental Science, 579, 1-5. 46. Mukhametshin, V. Sh. (2021). Calculation and forecast of current and final oil recovery from wells during depletion. Journal of Physics: Conference Series, 2032, 1-11.
46. Soloviev, N. N., Mukhametshin, V. Sh., Safiullina, A. R. (2020). Developing the efficiency of low-productivity oil deposits via internal flooding. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 952, 012064.

На сегодняшний день значительное количество месторождений России располагает трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. На долю ТРИЗ в нашей стране приходится более 65% (или 12 млрд. тонн) запасов нефти и газа, находящихся на балансе (по категори-ям A + B + C₁). Для успешного освоения трудноизвлекаемых запасов необходимо развивать технический и технологический потенциал, так как сегодняшняя технологическая база РФ недостаточно отвечает растущему спросу. Отрасль требует разработки новых подходов и решений в части разведки, бурения и повышения нефтеотдачи. Развитие технологий позво-лит приступить к освоению уникальных месторождений в новых регионах. Именно поэто-му задача разработки и внедрения новых эффективных технологических решений, которые позволят вовлечь в разработку трудноизвлекаемые и низкорентабельные запасы углеводородов, на сегодняшний день является актуальной. Одним из передовых технологических решений, позволяющих повысить эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов, является бурение многозабойных горизонтальных скважин, эффективность которых связана с большей поверхностью фильтрации и большим объёмом дренирования пласта по сравне-нию с одноствольными скважинами. Это позволит значительно увеличить дебиты. 

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы; стимуляция разработки; разработка никопроницаемых коллекторов; многоствольные скважины; многозабойные скважины; оптимальная длина бокового горизонтального ствола; Fishbone скважина.

Литература

1. Шевелев, Е. И. (2016). Выделение перспективных участков в петриковских отложениях Давыдовского месторождения Припятского прогиба с целью бурения скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов. Записки Горного института, 218, 191-197.
2. Искрицкая, Н. И., Макаревич, В. Н., Щепочкина, А. А. (2016). Изменение структуры трудноизвлекаемых запасов нефти в связи с переходом на новую классификацию. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 11(4).
3. Катышева, Е. Г. (2017). Вопросы эффективности налоговых льгот при разработке трудноизвлекаемых запасов. Международный научно-исследовательский журнал, 05(59), 29-31.
4. Олейник, Е. В., Оксенойд, Е. Е. (2020). К принятию новой методики подсчёта запасов нефти в отложениях баженовской толщи Западной Сибири. Недропользование XXI век, 2а(85), 92-101.
5. Айдашов, Н. Ф., Виноградова, А. А., Левочкин, В. В. (2010). Эффективность разработки нефтяных оторочек c применением гидродинамического моделирования на примере Новопортовского месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 39-41.
6. Нвизуг-Би Лейи Клюверт. (2018). Анализ методов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Наука. Техника. Технологии, 1, 168-189.
7. Мостовой, В. А. (2020). Оценка экономической эффективности применения телесистемы «Geolink» на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении. Булатовские чтения-2020, 3, 226-234.
8. Ушаков, А. С., Левкович, С. В., Самойлов, А. С. (2009). Анализ эффективности строительства первых боковых стволов с горизонтальными ответвлениями на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Территория «Нефтегаз», 12, 58-62.
9. Мухаметшина, Р. Ю., Еличев, В. А., Гусманов, А. А. и др. (2005). Обоснование длины проектных горизонтальных скважин с учётом опыта эксплуатации существующих скважин на примере Энтельской площади Мамонтовского месторождения. Нефтегазовое дело, 3, 179-184.
10. Рожков, А. Е. (2018). Расчёт продуктивности многозабойной горизонтальной скважины с боковыми горизонтальными стволами. Научный форум. Сибирь, 4(2), 17-18.
11. Карпушова, Ю. Е. (2021, Январь). Анализ технологии бурения многозабой-ных скважин на примере Ванкорского месторождения. Материалы XII международной научно-практической конференции
    «Фундаментальные и прикладные научные исследования: актуальные вопросы, достижения и инновации». Пенза: Издательство «Наука и Просвещение».
12. Насыбуллин, А. В., Войкин, В. Ф. (2015). Дебит многозабойной горизонтальной скважины в пяти- и семиточечном элементах. Нефтяная провинция, 3(3), 65-75.
13. Фокеева, Л. Х. (2006). Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учётом особенностей коллектора. Нефтегазовое дело, 2.
14. Зарипов, Р. Р., Морозов, Ю. Т., Мухаметшин, А. А. (2012). Обоснование и разработка нового оборудования для забуривания дополнительных стволов многоствольных скважин. Записки Горного института, 195, 53-56.
15. Двойников, М. В., Колев, Ж. М., Водорезов, Д. Д., Ошибков, А. В. (2014). Модель работы многозабойной скважины с различными типами конструкции забоев при стационарном режиме. Нефтяное хозяйство, 11, 130-133. 
16. Двойников, М. В. (2018). Проектирование траектории скважин для эффективного бурения роторными управляемыми системами. Записки Горного института, 231, 254-262.
17. Круглов, Д. С., Телков, В. П. (2018). Оценка релевантности методик расчёта дебита горизонтальной скважины с многозонным гидравлическим разрывом пласта при помощи гидродинамического моделирования. Булатовские чтения-2018, 2(1), 200-206.
18. Мостовой, В. А., Савенок, О. В. (2019). Технология бурения горизонтальных скважин с помощью телесистемы на Северо-Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении. Наука, техника, технологии, 1, 316-333.
19. Исмайлов, Ф. С., Велиев, М. Н. (2011). Приток жидкости к горизонтальным и многозабойным скважинам в трёхмерной области. Нефтепромысловое дело, 9, 13-18.
20. Кашапов, Л. Э., Тараканов, А. К. (2018). Подбор оптимальной длины горизонтальной скважины с помощью статистического моделирования на основе показателей разработки. Булатовские чтения-2018, 2(1), 186-193.
21. Лушпеев, В. А., Кочетков, Л. М., Бастриков, С. Н. (2016). Способ определения дебитов стволов многоствольных скважин. Территория «Нефтегаз», 5, 56-61.

Прогнозирование дебита нефти является важнейшим аспектом операций по добыче углеводородов. В настоящее время, прогнозирование дебита часто оценивается по теоретическим или эмпирическим моделям. Однако, теоретические и эмпирические модели имеют ограничения. В этом исследовании применяется искусственная нейронная сеть (ИНС) для прогнозирования дебита скважин. Было рассмотрено 256 наборов данных, собранных из шести скважин на месторождении HST Кыулонгского бассейна. Прогнозируемые результаты, полученные с помощью модели ИНС с восемью нейронами и алгоритмом обратного распространения ошибки, достигли высокой предсказуемости с высоким коэффициентом корреляции 0.964 и низким среднеквадратическим значением 32.612 баррелей в сутки. Таким образом, разработанные модели ИНС могут стать эффективным инструментом прогнозирования дебита добычи на нефтяных месторождениях.

Ключевые слова: искусственная нейронная сеть; алгоритм обратного распространения ошибки; прогнозирование дебита; метод многомерной регрессии; газлифт.

Литература

1. Tangren, R. F., Dodge, C. H., Seifert, H. S. (1949). Compressibility effects in two-phase flow. Journal of Applied Physics, 20(7), 637-645.
2. Gilbert, W. E. (1954). Flowing and gas-lift well performance. API Drilling Production Practice, 13, 126-157.
3. Achong, I. B. (1961). Revised bean performance formula for lake Maracaibo wells. Shell Internal Report.
4. Baxendell, P. B. (1958). Producing wells on casing flow-an analysis of flowing pressure gradients. Petroleum Transactions, 213, 202-206.
5. Ros, N. C. J. (1960). An analysis of critical simultaneous gas/liquid flow through a restriction and its application to flow metering. Applied Scientific Research, 9, 374-389.
6. Al-Attar, H. H., Abdul-Majeed, G. H. (1988). Revised bean performance equation for East Baghdad oil wells. SPE Production Engineering, 3, 127-131.
7. Al-Attar, H. H. (2008). Performance of wellhead chokes during subcritical flow of gas condensates. Journal of Petroleum Science and Engineering, 60(3-4), 205-212.
8. Beiranvand, M. S., Mohammadmoradi, P., Aminshahidy, B., et al. (2012). New multiphase choke correlations for a high flow rate Iranian oil field. Mechanical Sciences, 3(1), 43-47.
9. Espinoza, R. (2015, September). In digital oil field powered with new empirical equations for oil rate prediction. SPE-176750-MS. In: SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Ghorbani, H., Wood, D. A., Moghadasi, J., et al. (2018). Predicting liquid flow-rate performance through wellhead chokes with genetic and solver optimizers: an oil field case study. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(3), 1-19.
11. Gorjaei, R. G., Songolzadeh, R., Torkaman, M., et al. (2015). A novel PSO-LSSVM model for predicting liquid rate of two-phase flow through wellhead chokes. Journal of Natural Gas Science & Engineering, 24, 228-237.
12. AlAjmi, M. D., Alarifi, S. A., Mahsoon, A. H. (2015, March). In improving multiphase choke performance prediction and well production test validation using artificial intelligence: a new milestone. SPE-173394-MS. In: SPE Digital Energy Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
13. Choubineh, A., Ghorbani, H., Wood, D. A., et al. (2017). Improved predictions of wellhead choke liquid critical-flow rates: Modelling based on hybrid neural network training learning-based optimization. Fuel, 207, 547-560.
14. Khan, M. R., Tariq, Z., Abdulraheem, A. (2018, April). In utilizing state of the art computational intelligence to estimate oil flow rate in artificial lift wells. SPE-192321-MS. In: SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
15. Barjouei, H.S., Ghorbani, H., Mohamadian, N., Wood, D.A., Davoodi, S., Moghadasi, J., Saberi, H. (2021). Prediction performance advantages of deep machine learning algorithms for two-phase flow rates through wellhead chokes. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 11, 1233-1261.
16. Ibrahim, A. F., Al-Dhaif, R., Elkatatny, S., Al Shehri, D. (2021). Applications of artificial intelligence to predict oil rate for high gas-oil ratio and water-cut wells. ACS Omega, 6(30), 19484-19493.
17. Azim, R. A. (2022). A new correlation for calculating wellhead oil flow rate using artificial neural network. Artificial Intelligence in Geosciences, 3, 1-7.
18. Somorotin, A. V., Martyushev, D. A., Stepanenko, I. B. (2023) Application of machine learning methods to forecast the rate of horizontal wells. SOCAR Proceedings, SI1, 70-77.
19. Kaleem, W., Tewari, S., Fogat, M., Martyushev, D. A. (2023) A hybrid machine learning approach based study of production forecasting and factors influencing the multiphase flow through surface chokes. Petroleum, In Press. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2023.06.001
20. Tran, D. T., Le, T. H., Tran, X. Q., et al. (2020). Application of machine learning algorithm to forecast production for fracture basement formation, central arch, Bach Ho field. PetroVietnam Journal, 12, 37-46.
21. Nguyen, V. H., Le, P. N. (2019). Development of production prediction models for oil and gas wells. PetroVietnam Journal, 8, 14-20.
22. Tran, D. T., Dinh, D. H, Tran, X. Q., et al. (2019) Research on applied logistic growth model to forecast production for Lower Miocene, Bach Ho field. PetroVietnam Journal, 9, 16-22.
23. Marfo, S. A., Kporxah, C. (2020). Predicting oil production flow rate using artificial neural network and decline curve analytical methods. In: Proceedings of 6th UMaT Biennial International Mining and Mineral Conference. Tarkwa, Ghana.
24. Tripathy, S. S., Saxena, R. K., Gupta, P. K. (2013). Comparison of statistical methods for outlier detection in proficiency testing data on analysis of lead in aqueous solution. American Journal of Theoretical and Applied Statistics, 2(6), 233-242.

Известно, что в связи с высокими термобарическими условиями при эксплуатации глубокозалегающих месторождений нефти и газа параметры, характеризующие породу и флюид существенно изменяются в зависимости от влияния температуры и деформации. При фундаментальных исследованиях по физико-математическому моделированию важно учитывать все особенности температурных аномалий при движении газожидкостных систем на месторождениях углеводородов с различными термобарическими условиями при определении прогноза полной разработки, чему и посвящена настоящая работа. В статье решается задача о влиянии температурных аномалий на распределение термогидродинамических полей при разработке нефтяной залежи деформируемым пластом. Предложен алгоритм численного решения и проведены многочисленные компьютерные эксперименты путем создания программного обеспечения. Оценивалось влияние удельной теплоемкости жидкости, коэффициента Джоула-Томсона, коэффициента влияния объема ствола скважины, абсолютной проницаемости, вязкости жидкости и деформационных свойств на процесс.

Ключевые слова: массо-теплоперенос; деформируемый коллектор; слабое решение; конечные разности в классе усеченных функций.

Литература

1. Aziz, H., Settari, E. (1982). Mathematical modeling of reservoir systems. Moscow: Nedra.
2. Abasov, M. T., Azimov, E. Kh., Kuliev, A. M. (1993). Hydro thermodynamic studies of wells in deep-seated fields. Baku: Azerbaijan State Publishing House.
3. Calalov, G. I., Ibrahimov, T. M., Aliyev, A. A., Gorshkova, E. V. (2018). Modelling and investigation of filtration processes in deep oil and gas fields. Baku: Elm and Takhsil.
4. Karachinsky, V. E. (1975). Methods of geothermodynamics of gas and oil deposits. Moscow: Nedra.
5. Abasov, M. T., Rasulov, M. A., Ibrahimov, T. M., Ragimova, T. A. (1991). On a method of solving the cauchy problem for a first order nonlinear equation of hyperbolic type with a smooth initial condition. Transactions of the USSR Academy of Sciences, 43(1), 150-153,
6. Rasulov, M. A. (2011). Conservation laws in the class of discontinuous functions. Ankara, Turkey: Seçkin Publishing House.
7. Barenblatt, G. I., Vishik, M. I. (1956). On the finite speed of propagation in non-stationary filtering problems. Journal of Applied Mathematics and Mechanics, 20(Z), 411-417.
8. Samarskii, A. A., Galaktionov, V. A., Kurdyumov, S. R., Mikhailov, A. P. (1987). Blow-up in quasi-linear parabolic equations. Moscow: Nauka.
9. Chekalyuk, E. B., (1965). Thermodynamics oil and gas of the deposits. Moscow: Nedra.

В данной статье исследованы процессы нефтеотдачи при закачке CO2 в неоднородные продуктивные пласты с использованием композиционной гидродинамической модели. Расчеты по ГГДМ показали, что в пластовых условиях при закачке диоксида углерода будет происходить взаимное растворение нефти и газа. При вытеснении нефти будет происходить частичный массоперенос нефти в газ и газа в нефть. Эксплуатационный эффект будет получен за счет снижения вязкости нефти, увеличения коэффициента покрытия (уменьшение текучести фазы вода-нефть) и коэффициента вытеснения (снижение поверхностного натяжения). Этот эффект составит 8.5 тонн дополнительно добытой нефти.

Ключевые слова: пористость; граничное поверхностное натяжение; геологическая гидродинамическая модель; углекислый газ.

Литература

1. Khisamutdinov, N. I., Gilmanova, R. Kh., Makhmutov, A. A., et al. (2017). Study of the efficiency of oil extraction from carbonate reservoirs. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 5, 31-36.
2. Khisamutdinov, N. I., Gilmanova, R. Kh., Makhmutov, A. A., et al. (2018). Some methods for extracting viscous oil from carbonate reservoirs. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 4, 28-31.
3. Khisamutdinov, N. I., Makhmutov, A. A., Shchekaturova, I. Sh., et al. (2019). Experience in the industrial use of carbon dioxide to intensify oil displacement in reservoir conditions. Oilfield Engineering, 4, 31-35.
4. Gilmanova, R. Kh., Makhmutov, A. A., Kornev, E. V., Vafin, T. R. (2020). Using the methodology for constructing a permeability cube taking into account the heterogeneity of formations in oil fields of the Ural-Volga region. Oil Province, 4(24), 72-89.
5. Bakirov, I. I., Makhmutov, A. A., Minnullin, A. G., et al. (2017). Experience in modeling the oil saturation cube in formations with heterogeneous filtration and reservoir properties at a late stage of development. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 12, 69-70.
6. Chudinova, D. Y., Urakov, D. S., Sultanov, Sh. Kh., et al. (2021). Improvement of oil recovery factor from geological perspectives. SOCAR Proceedings, 2, 17- 25.
7. Urakov, D. S., Rahman, S. S., Tyson, S., et al. (2021). Conceptualizing a dual porosity occurrence in sandstones by utilizing various laboratory methods. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
8. Mukhametshin, V. Sh., Andreev, V. E., Dubinsky, G. S., Sultanov, Sh. Kh. (2016). Using the principles of systemic geological and technological forecasting in substantiating methods of influencing the formation. SOCAR Proceedings, 3, 45-51.
9. tNavigator Manual - «Complete solution for reservoir engineer and geologist. Review of modules».

В статье анализируется использование вязкоупругих систем для повышения эффективности добычи нефти на месторождениях Каспия. Исследования результатов опытно-промысловых работ по внедрению технологий полимерного заводнения в сложнопостроенных терригенных коллекторах показали ряд недостатков систем, использованных на опытном участке. В частности, выявлено преждевременное разрушение используемых полимерных композиций и последующее резкое обводнение извлеченных продуктов. Исследование охватывает технологические испытания с ноября 2014 года по октябрь 2021 года, по результатам которых установлено наличие ухудшающейся динамики удаления полимерного материала, кроме того, исследование выявило высокое влияние термобарических и пластовых условий на процесс образования полимера и его последующие свойства. Классическим решением описанной проблемы является использование композиций с более высокими показателями вязкости, однако лабораторные эксперименты с использованием пластовой жидкости показали снижение характеристик используемых композиций при сохранении условий, близких к пластовым. По результатам исследований предложен подход, основанный на системном решении проблемы, проведена модернизация существующей линейки реагентов с учетом экспериментальных данных по реакции композиций на пластовые флюиды, включая элементы контроля и регулирования процесса нефтеизвлечения в процессе воздействия, изменения объемов закачиваемых полимерных растворов. 

Ключевые слова: водопроявление; системный подход; вязкоупругие системы; извлечение нефти.

Литература

1. Chizhov, A. P., Doskazieva, G. Sh., Andreev, V. E., et al. (2021). Factors affecting the stability of polymers under flooding conditions at vostochny Moldabek field. Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products, 6(134), 52-69.
2. (2010). Proekt razrabotki mestorozhdeniya Zaburun'E. Atyrau: Otchet TOO «Kaspian Ehnerdzhi ReserCH». Manichand, R. N., Serajt, R. S. (2014). Field vs. laboratory polymer-retention values for a polymer flood in the
3. Tambaredjo field. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 17(03), 314–325.
4. Algharaib, M., Alajmi, A., Gharbi, R. (2011, May). Investigation of polymer flood performance in high salinity oil reservoirs. SPE-149133-MS. In: SPE/DGS Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition, Al-Khobar, Saudi Arabia. Society of Petroleum Engineers.
5. Farouq Ali, S. M., Thomas, S. (1989, September). The promise and problems of enhanced oil recovery methods. PETSOC-SS-89-26. In: Technical Meeting / Petroleum Conference of The South Saskatchewan Section. Society of Petroleum Engineers.
6. Delamaide, E., Tabary, R., Rousseau, D. (2014, March). Chemical EOR in low permeability reservoirs. SPE-169673-MS. In: SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman. Society of Petroleum Engineers.
7. Stoll, U. M., Shureki, Kh., Finol, Dzh., et al. (2011). Potok shchelochej / poverkhnostno-aktivnykh veshchestv / polimerov: iz laboratorii v pole.
8. Tovar, F. D., Barrufet, M. A., Schechter, D. S. (2014, April). Long term stability of acrylamide based polymers during chemically assisted CO2 WAG EOR. SPE-169053-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA. Society of Petroleum Engineers.
9. Yerramilli, S. S., Zitha, P. L., Yerramilli, R. C. (2013, June). Novel insight into polymer injectivity for polymer flooding. SPE-165195-MS. In: SPE European Formation Damage Conference & Exhibition, Noordwijk, The Netherlands. Society of Petroleum Engineers.
10. Zekhner, M., Clemens, T., Suri, A., Sharma, M. M. (2014, April). Simulation of Polymer injection under fracturing conditions - a field pilot in the Matzen field, Austria. SPE-169043-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA. Society of Petroleum Engineers.

Статья посвящена анализу и оценке влияния параметров, характеризующих состав, свойства и условия залегания нефти, на ее качество. С применением положений теории нечетких множеств выполнено моделирование зависимостей отмеченных характеристик нефти от сложности ее добычи. Собраны данные о свойствах, составе и условиях залегания нефти на месторождениях Азербайджана и Казахстана. Путем реализации алгоритма нечеткого кластерного анализа сформулированы нечеткие правила по принципу «если..., то...». В качестве классификационных признаков служат состав, плотность и вязкость нефти, проницаемость условий залегания, краткий анализ существующих работ по классификации и оценке качества нефти месторождений с трудноизвлекаемыми запасами показал необходимость разделения общей выборки на однородные группы (кластеры) по совокупности отмеченных классификационных признаков, характеризующих состав, свойства и условия. залегания нефти. Предложен обобщенный показатель, характеризующий качество нефти.

Ключевые слова: нефтяное месторождение; классификация; нечетко-кластерный анализ; трудноизвлекаемые нефти; концентрация серы; плотность; вязкость; проницаемость.

Литература

1. Akhmetov, D. A., Efendiyev, G. M., Karazhanova, M. K., Koylibaev, B. N. (2019). Classification of hard-to-recover hydrocarbon reserves of Kazakhstan with the use of fuzzy cluster-analysis. In: 13th International Conference on Application of Fuzzy Systems and Soft Computing, Warsaw, Poland.
2. Efendiyev, G. M., Karazhanova, M. K., Akhmetov, D. A., Piriverdiyev, I. A. (2020). Evaluating the degree of complexity of tight oil recovery based on the classification of oils. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 1(88), 76-81.
3. Efendiyev, G., Mammadov, P., Piriverdiyev, I., Mammadov, V. (2018). Estimation of the lost circulation rate using fuzzy clustering of geological objects by petrophysical properties. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 2(81), 28-33.
4. Aliev, R. A., Guirimov, B. G. (2014). Type-2 fuzzy neural networks and their applications. Springer.
5. Turksen, I. B. (2013). Full Type 2 to type n fuzzy system models. In: 7th International Conference on Soft Computing, Computing with Words and Perceptions in System Analysis, Decision and Control. Turkey, Izmir.
6. Efendiyev, G. M., Karazhanova, M. K., Zhetekova, L. B., Abbasova, S. V. (2022). Analysis of the influence of the composition and properties of oils on their quality based on fuzzy clustering. ANAS Transactions, 1, 90-98.
7. Aliev, R. A., Gardashova, L. A. (2020). Z-set based approach to control system design. In: 14th International Conference on Theory and Application of Fuzzy Systems and Soft Computing – ICAFS-2020. Vol. 1306.
8. Nardone, P. J. (2009). Well test description / In book: Well testing project management. Onshore and offshore operations. Elsevier.
9. Fang, X., Yang, Z., Yan, W., et al. (2019). Classification evaluation criteria and exploration potential of tight oil resources in key basins of China. Journal of Natural Gas Geoscience, 4(6), 309-319.
10. Lisovsky, N. N., Halimov, E. M. (2009). On classification of hard-to-recover reserves. Bulletin of Rosnedra CDC, 6, 33-35.
11. Purtova, I. P., Varichenko, A. I., Shpurov, I. V. (2011). Difficult to recover oil reserves. Terminology. Problems and state of development in Russia. Science of Fuel Energy Complex, 6, 21-26.
12. Shpurov, I. V., Rastrogin, A. E., Bratkova, V. G. (2014). On the problem of developing hard-to-recover oil reserves in Western Siberia. Oil Industry, 12, 95-97.
13. Kluvert, N.-B. L., Savenok, O. V. (2015, December). Difficult to recover hydrocarbon reserves, important resources in the territory of the Federal Republic of Nigeria. In: Materials KhKh1 the International Scientific and Practical Conference, the Current State of Natural and Technical.
14. 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 of Chemical Engineering, 31(3), 571-590.
15. Guo, K., Li, H., Yu, Z. (2016). In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review. Fuel, 185, 886-902.
16. Oil and gas reserves and resource quantification. https://en.wikipedia.org/wiki/Oil_and_gas_reserves_and_resource_quantification
17. Aliev, R. A., Pedrycz, W., Fazlollahi, B., et al. (2012). Fuzzy logic-based generalized decision theory with imperfect information. Information Sciences, 189, 18–42.
18. Mirzakhanov, V. E., Gardashova, L. A. (2019). Modification of the Wu-Mendel approach for linguistic summarization using IF-THEN rules. Journal of Experimental and Theoretical Artificial Intelligence, 31, 77-97.
19. Guirimov, B. G., Huseynov, O. H. (2018). A new compound function-based Z-number valued clustering. In: 13th International Conference on Theory and Application of Fuzzy Systems and Soft Computing — ICAFS-2018.
20. Eliseyeva, O. A., Lukyanov, A. S. (2014). On the systematic assessment of economically acceptable resources of the oil and gas-bearing provinces of Russia, taking into account innovative technologies. Georesour. Geoenergy Geopolitics, 1.

Исследовано оптимальное размещение изоляционного материала в высокопроницаемом обводненном пропластке, положение которого является неопределенным в межскважинном пространстве. Моделирование процесса заводнения для различных положений пропластка и интервалов расположения изоляционного материала выполнено с помощью быстродействующей двумерной модели фильтрации в трубке тока. Выбор оптимального расположения изоляции выполнен с использованием вероятностной обработки результатов без использования большого объема ресурсоемкого численного моделирования фильтрационных задач. Продемонстрирована зависимость оптимального способа изоляции от положения высокопроницаемого слоя. Установлена взаимосвязь между параметрами функции распределения геометрии пропластка и вероятностным поведением обобщенного показателя эффективности. Моделирование выполнено для различных показателей отношения вязкости: равновязких и характерных для месторождений Поволжья и Западной Сибири. 

Ключевые слова: нефтяной пласт; высокопроницаемый слой; геологическая неопределенность; преждевременное обводнение; изоляция; стохастическое моделирование; двухфазная фильтрация; модель трубок тока.

Литература

1. Deutsch, C. V., Pyrcz, M. J. (2014). Geostatistical reservoir modeling. Oxford University Press.
2. Bakhshyan, N. A. (2016). The reduction of water content of wells with flow diverter technology on the example of Vankor field. International Research Journal, 6(2), 33-37.
3. 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.
4. Suleimanov, B. A., Feyzullayev, Kh. A. (2023). Numerical simulation of water shut-off performance for heterogeneous layered oil reservoirs. SOCAR Proceedings, 1, 43-50.
5. Grayson, C. J. (1960). Decisions under uncertainty drilling decisions by oil and gas operators. Division of Research, Graduate School of Business Administration, Harvard University.
6. Martin, J. C., Wegner R. E. (1979). Numerical solution of multiphase, two-dimensional incompressible flow using streamtube relationships. SPE Journal, 19(05), 313-323.
7. Mazo, A. B., Potashev, K. A., Baushin, V. V., Bulygin, D. V. (2017). Numerical simulation of oil reservoir polymer flooding by the model of fixed stream tube. Georesources, 19(1), 15-20.
8. Mazo, A. B., Potashev, K. A. (2020). Superelements. Modelling of oil fields development: monograph. Moscow. INFRA-M.
9. Thiele, M. R. (1994). Modeling multiphase flow in heterogeneous media using streamtubes. PhD Thesis. Stanford University.
10. Polishchuk, Y. M., Yashchenko, I. G. (2011). Analysing location of the hard-to-recover oil in Russia. Oil and gas of Western Siberia. In: International Scientific and Technical Conference dedicated to the 55th anniversary of Tyumen State Oil and Gas University. Tyumen: TSOGU.
11. Chekalin, A. N., Konyukhov, V. M., Kosterin, A. V. (2009). Two-phase multicomponent filtration in oil reservoirs of complex structure. Kazan: Kazan State University.
12. Willhite, G. P. (1986). Waterflooding. Richardson: SPE Textbook Series.
13. Barenblatt, G. I., Yentov, V. M., Ryzhik, V. M. (1984). Liquids and gases movement in natural strata. Moscow: Nedra.
14. Potashev, K. A., Mazo, A. B. (2020). Numerical modeling of local effects on the petroleum reservoir using fixed streamtubes for typical waterflooding schemes. Georesources, 22(4), 70–78.
15. Khamees, T., Flori, R. E., Wei, M. (2017, April). Simulation study of in-depth gel treatment in heterogeneous reservoirs with sensitivity analyses. SPE-185716-MS. In: SPE Western Regional Meeting, Bakersfield, California. Society of Petroleum Engineers.
16. Fletcher, A. J. P., Flew, S., Forsdyke, I. N., et al. (1992). Deep diverting gels for very cost-effective waterflooding control. Journal of Petroleum Science and Engineering, 7, 33-43.
17. Jahanbani Ghahfarokhi, A., Kleppe, J., Torsaeter, O. (2016, May). Simulation study of application of a water diverting gel in enhanced oil recovery. SPE-180190-MS. In: SPE Europec featured at 78th EAGE Conference and Exhibition, Vienna, Austria. Society of Petroleum Engineers.

В статье рассматриваются гидравлические особенности системы «скважина, сбор и транспорт» и вопрос о подборе диаметра подводных трубопроводов, при данных технологических ограничениях, соответствующего текущему объему и давлению в начале экспорта. С учетом взаимодействий фаз анализированы различные варианты гидравлического расчета мультифазных трубопроводов. Указано, что экономические соображения освоения газоконденсатных ресурсов на суше требуют значительного пересмотра при проектировании морских подводных трубопроводов. Анализ функционирования систем сбора и транспортировки газоконденсатных смесей рассматривается на примере освоения морского месторождения «Умид» Азербайджана, удаленного от берега на расстоянии около 40 км. При этом динамика выноса накопленной жидкости из системы «скважина, сбор и транспорт» демонстрировала стабильную картину по предотвращению образования гидратов. Тем не менее, тщательное исследование показывает, что цикл накопления и выноса жидкой фазы является продолжительным и, как правило, измеряется сутками. Столь большая разница определяется, в основном, малым расходом конденсата по сравнению с природным газом. Результаты расчетов показали, что в отличие от однофазного потока, дальность сбора газоконденсатных смесей не может увеличиваться беспредельно с увеличением диаметра трубопровода. При этом дальность сбора газоконденсатной смеси с учетом расхода и давления в начале имеет определенное оптимальное значение в зависимости от диаметра трубопровода, что обеспечивает максимальный стабильный режим работы. 

Ключевые слова: газоконденсатный ресурс; подводные трубопроводы; гидравлические особенности; многокомпонентный поток; газоконденсатный сбор; гидравлическое сопротивление; режим течения.

Литература

1. Мирзаджанзаде, А. Х., Сулейманов, А. Б. (1980). Морской нефти – большое будущее. Известия ВУЗ-ов «Нефть и Газ», 6, 37-40.
2. Вяхирев, Р. И., Никитин, Б. А., Мирзоев, Д. А. (1999). Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. Москва: Академия горных наук.
3. Бородавкин, П. П. (2006). Морские нефтегазовые сооружения. Москва: Недра.
4. Гусейнов, Ч. С., Иванец, Д. В. (2003). Обустройство морских нефтегазовых месторождений. Москва: Нефть и газ.
5. Исмайылов, Г. Г. (2018). Некоторые пути повышения надежности и эффективности функционирования мультифазных трубопроводов. Материалы IX Международной научно–технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Новополоцк.
6. Ismayilov, G. G., Fataliyev, V. M., Iskenderov, E. Kh. (2019). Investigation the impact of dissolved natural gas on the flow characteristics of multicomponent fluid in pipelines. Open Physics, 17, 206-213.
7. Bissor, H. E., Ullmann, A., Brauner, N. (2020). Liquid displacement from lower section of hilly-terrain natural gas pipelines. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 73, 103046.
8. Сахаров, В. А., Мохов, М. А. (2004). Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. Москва: РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина.
9. Саттаров, Р. М., Киясбейли, Т. Н., Исмайылов, Г. Г. и др. (1990). Методика гидравлического расчета параметров оптимального режима работы морских подводных трубопроводов при совместном движении нефти и газа. Баку: АзНЕФТЕХИМ.
10. Гужов, А. И. (1973). Совместный сбор и транспорт нефти и газа. Москва: Недра.
11. Мамаев, В. А., Одишария, Г. Э., Клапчук, О. В. и др. (1978). Движение газожидкостных смесей в трубах. Москва: Недра.
12. Алиев, Р. А., Белоусов, В. Д., Немудров, А. Г. и др. (1988). Трубопроводный транспорт нефти и газа. Москва: Недра.
13. Ситенков, В. Т. (2003). Теория и расчет двухфазных систем. Нефтегазовые технологии, 3, 54-59.
14. Лебедева, Е. В., Ситенков, В. Т. (1999). Обоснование механизма взаимодействия фаз в градиентно-скоростном поле. Химия и технология топлив и масел, 1, 31-35.

Многие добывающие и нагнетательные скважины работают не в полную силу за счет загрязнения околоскважинной зоны пласта. Наиболее часто применяемым и в то же время эффективным средством борьбы с этой проблемой являются кислотные обработки скважин. К сожалению, существуют определенные геолого-промысловые условия, которые значительно снижают эффективность кислотных обработок. Среди них можно перечислить сложный состав коллектора, его неоднородность, высокие пластовые и забойные температуры, низкую проницаемость коллектора и, наоборот, наличие высокопроницаемых зон и трещин, высокую обводненность продукции скважин, асфальтосмолопарафиновые отложения, образование стойких эмульсий при контакте кислотного раствора с пластовыми флюидами, недостаточная подготовка скважины к обработке, разрушение коллектора, большая мощность обрабатываемого интервала в вертикальной скважине и большая протяженность горизонтального участка ствола горизонтальной скважины, первичность или повторность обработки, и т.д. Тем не менее, «кислый» результат такой обработки можно значительно «подсластить», используя современные технологии нефтегазовой промышленности. В этой статье разобраны эти ситуации и предложены пути решения указанных проблем.

Ключевые слова: кислотная обработка; интенсификация добычи нефти; стимуляция скважин; высокая пластовая температура; низкая проницаемость; высокая обводненность; образование стойких эмульсий; обработка мощных коллекторов.

Литература

1. Кристиан, М., Сокол, С., Константинеску, А. (1985). Увеличение продуктивности и приемистости скважин. Москва: Недра.
2. Кроуи, К., Масмонтейл, Ж., Тоубул, Э., Томас, Р. (1996). Тенденции в кислотной обработке матрицы. Нефтегазовое обозрение, Осень, 20-37.
3. Глущенко, В. Н., Силин, М. А. (2010). Нефтепромысловая химия. Том 4. Кислотная обработка скважин. Мосвка: Интерконтакт Наука.
4. Ибрагимов, Л. Х., Мищенко, И. Т., Челоянц, Д. К. (2000). Интенсификация добычи нефти. Москва: Наука.
5. Ахмерова, Э. Э., Шафикова, Е. А., Апкаримова, Г. И. и др. (2018). Подбор эффективного кислотного состава для обработки карбонатного коллектора. Башкирский химический журнал, 25(3), 86-92.
6. Abdelmoneim, Sh. S., Nasr-El-Din, H. A. (2015). Determining the optimum HF concentration for stimulation of high temperature sandstone formations. SPE-174203-MS. In: SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineering.
7. Бурдин, К. В. (2023, Октябрь – Ноябрь). Современные тренды и вызовы в индустрии. Материалы Российского нефтегазового технического конгресса. Москва.
8. Мищенко, И. Т. (2003). Скважинная добыча нефти. Москва: Нефть и газ.
9. Аль-Харти, С., Бастос, О. А., Сэмюэл, М. и др. (2008-2009). Возможности интенсификации притока в высокотемпературных скважинах. Нефтегазовое обозрение, Зима, 66-79.
10. Асири, Х. С., Атви, М. А., Буэно, О. Х. и др. (2013-2014). Кислотная обработка трещинных карбонатных коллекторов. Нефтегазовое обозрение, Зима, 48-65.
11. Амелин, И. Д., Сургучев, М. Л., Давыдов, А. В. (1994). Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. Москва: Недра.
12. Альмухаметова, Э. М., Варисова, Р. Р. (2012). Применение обработок призабойной зоны скважин для поддержания базовой добычи нефти на Копей-Кубовском месторождении. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 4(90), 33-39.
13. Давлетшина, Л. Ф., Толстых, Л. И., Михайлова, П. С. (2016). О необходимости изучения особенностей поведения углеводородов для повышения эффективности кислотных обработок скважин. Территория «Нефтегаз», 4, 90–97.
14. Телков, В. П., Ламбин, Д. Н. (2019). Управление продуктивностью скважин. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
15. Силин, М. А., Магадова, Л. А., Цыганков, В. А. и др. (2011). Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов. Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
16. Магадова, Л. А., Гаевой, Е. Г., Пахомов, М. Д. и др. (2010). Интенсифицирующий кислотный состав для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностью. Нефтяное хозяйство, 6, 80-82.
17. Гасумов, Р. А., Климов, А. А., Гасумов, Э. Р. (2010). Технология воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации притока флюидов из высокотемпературных скважин. Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета, 3(24), 19-22.
18. Economides, M. J., Nolte, J. P. (2002). Reservoir stimulation. Huston: Wiley.
19. Furui, K., Burton, R. C., Burkhead, D. W., et al. (2012). A comprehensive model of high-rate matrix-acid stimulation for long horizontal wells in carbonate reservoirs: Part i-scaling up core-level acid wormholing to field treatments. SPE Journal, 17(1), 271–279.
20. Hall, B. E., Tinnemeyer, A. C., Underwood, P. J. (1981). Stimulation of the North Coles Levee field with a retarded HF-acid. SPE-9934-MS. In: SPE California Regional Meeting, Bakersfield, California. Society of Petroleum Engineers.
21. Kaflayan, L. (2008). Production enhancement with acid stimulation. New York: PennWell.
22. Shen, J., Shan, Q., Yang, Z., et al. (2011). The application of new diverted acidizing technology in Tarim oilfield DH1-H2 well. Well Testing, 20(5), 40–43.

В статье приведены результаты опыта определения времени и скорости реакции на специальном прибор-реакторе, моделирующим процесс взаимодействия реагентов и сопровождаюших материалов. Прибор позволяет определить изменение температуры и давления во времени. Отмечено, что динамика теплообразования во многом зависит от скорости реакции, от процесса транспортирования реагентов к месту реакции, способности удаления продуктов реакции, тепловой передачи материалов, участвующих в данном процессе. 

Ключевые слова: призабойная зона пласта; теплообразование; вспомогательные реагенты; скорость реакции; прибор-реактор; скважинные условия; реактивная масса; обьем кислоты; массовый компонент; теплоемкость воды.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Минниханов, Р. Н., Маганов, Н. У., Хисамов, Р. С. (2016). О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане. Нефтяное хозяйство, 8, 60-63.
3. Гасымов, А. А., Гаджиев, Г. Б. (2021). Оценка управления предприятиями нефтегазовой отрасли в современных экономических условиях. SOCAR Procеedings, 3, 100-105.
4. 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.
5. 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.
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. Ибрагимов, Н. Г., Исмагилов, Ф. З., Мусабиров, М. Х., Абусалимов, Э. М. (2014). Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 40-43.
8. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
9. 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.
10. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
11. 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.
12. 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.
13. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
14. 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.
15. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 431-437.
16. 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.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. 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.
21. Мирзаджанзаде, А. Х., Степанова, Г. С. (1977). Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. Москва: Недра.
22. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
23. 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.
24. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
25. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Proceedings, 2, 16–22.
26. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
27. Сергеева, Л. Г., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Граничные критерии применения кислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных пластах. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4, 44-48.
28. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
29. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
30. 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.
31. Йереског, К. Г., Клован, Д. И., Реймент, Р. А. (1980). Геологический факторный анализ. Санкт-Петербург: Недра.
32. 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.
33. 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.
34. 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.
35. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
36. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
37. 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.
38. 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.
39. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.
40. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
41. 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.
42. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
43. Орлова, И. О., Захарченко, Е. И., Скиба, Н. К., Захарченко, Ю. И. (2014). Методический подход к классификации месторождений и поиску месторождений-аналогов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 16-18.
44. Велиев, М. М., Бондаренко, В. А., Зунг, Л. В. и др. (2019). Техника и технология добычи нефти на шельфе месторождений СП «Вьетсовпетро», Санкт-Петербург: Недра.

На основании последовательного использования методов распознавания образа и количественно-качественных показателей, характеризующих тектонико-стратиграфическую приуроченность и особенности геологического строения месторождений, разработан алгоритм, позволяющий проводить фильтрацию научной информации об эффективности разработки залежей нефти в терригенных коллекторах девонского возраста Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Алгоритм позволяет определить двадцать одну группу объектов, опыт разработки которых может быть точно использован для снижения рисков принятия ошибочных решений, направленных на оптимизацию процесса разработки как в условиях «зрелых» месторождений, так и в условиях залежей, вводимых в разработку.

Ключевые слова: терригенный коллектор; метод распознавания образа; тектонико-стратиграфическая приуроченность залежей; геолого-физические и физико-химические свойства пластов; идентификация объектов.

Литература

1. Дмитриевский, А. Н., Еремин Н. А. (2012). Ресурсно-инновационная модель и решение актуальных проблем разработки месторождений нефти и газа. Нефть. Газ. Новации, 10, 30-33.
2. Конторович, А. Э., Филиппов, С. П., Алексеенко, С. В. и др. (2019). Общая дискуссия по приоритету: выступления академиков РАН А. Э. Конторовича, С. П. Филиппова, С. В. Алексеенко, В. И. Бухтиярова, С. М. Алдошина. Вестник Российской академии наук, 89(4), 343-347.
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. 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.
5. 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.
6. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
7. Овчинников, К. А., Подлеснова, Е. В. Ведерников, О. С. и др. (2022). Извлечение остаточной нефти композицией ПАВ. Нефтяное хозяйство, 8, 70-75.
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. 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. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
11. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
12. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
13. Абызбаев, И. И., Андреев, В. Е. (2005). Прогнозирование эффективности физико-химического воздействия на пласт. Нефтегазовое дело, 3, 167-176.
14. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Proceedings, 2, 16–22.
15. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16–38.
16. Бикметова, А. Р., Асалхузина, Г. Ф., Давлетбаев, А. Я. и др. (2022). Оценка параметров трещин в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта путем настройки гидродинамической модели на результаты трассерных исследований. Нефтяное хозяйство, 11, 118-121.
17. 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.
18. Сергеев, В. В., Шарапов, Р. Р., Кудымов, А. Ю. и др. (2020). Экспериментальное исследование влияния коллоидных систем с наночастицами на фильтрационные характеристики трещин гидравлического разрыва пласта. Нанотехнологии в строительстве, 12(2), 100–107.
19. Фахретдинов, Р. Н., Фаткуллин, А. А., Пасанаев, Е. А. и др. (2022). Новые перспективы развития химических технологий регулирования охвата пластов заводнением. Нефтяное хозяйство, 8, 65-69.
20. Иванов, С. А., Растегаев, А. В., Галкин, В. И. (2010). Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти). Нефтепромысловое дело, 7, 54-58.
21. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 431-437. 
22. Бриллиант, Л. С., Завьялов, А. С., Данько, М. Ю. и др. (2022). Интеграция методов машинного обучения и геолого-гидродинамического моделирования при проектировании разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 10, 48-53.
23. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2020). О снижении уровня неопределенности при управлении заводнением залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(5), 140–146.
24. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
25. 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.
26. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
27. 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.
28. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
29. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
30. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
31. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
32. 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.
33. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, 3, 40–45.
34. Арефьев, С. В., Соколов, И. С., Павлов, М. С. и др. (2022). Опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом в условиях низкопроницаемого нефтяного пласта. Нефтяное хозяйство. 9, 90-95.
35. 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.
36. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
37. 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.
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. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (2004). Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва- Ижевск: ИКИ.
40. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
41. Мухаметшин, В. Ш., Зейгман, Ю. В., Андреев, А. В. (2017). Экспресс-оценка потенциала добывных возможностей залежей для определения эффективности применения нанотехнологий и необходимости стимулирования ввода их в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 9(3), 20–34.
42. 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.
43. 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.
44. 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.
45. 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.
46. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
47. 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.
48. 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.
49. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117–124.

В статье рассмотрен вопрос, затрагивающий повышение эффективности разработки карбонатных отложений турнейского яруса. Объект характеризуется сложным геологическим строением, обладает ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и анизотропией параметров. В последние годы добыча нефти на турнейском объекте увеличена в девять раз за счет активного формирования системы разработки и наращивания объемов бурения горизонтальных скважин. Проанализирован исторический опыт бурения горизонтальных скважин на объекте C1t рассматриваемого месторождения, который условно разделяется на два этапа, отличающиеся подходом к бурению исходя из имеющихся на каждом этапе технологий. Рассмотрено развитие технологии бурения, влияние типа заканчивания и расположения скважин на залежи. Реализация горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта подтверждает высокую эффективность на залежах с высокой расчлененностью и неоднородностью продуктивного разреза, в условиях низкопроницаемых коллекторов с целью повышения степени выработки и темпов отбора запасов.

Ключевые слова: карбонатные коллектора; оптимальная длина горизонтальной скважины; тип заканчивания; многостадийный ГРП; темп отбора; оптимизация системы разработки.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Конторович, А. Э., Филиппов, С. П., Алексеенко, С. В. и др. (2019). Общая дискуссия по приоритету: выступления академиков РАН А. Э. Конторовича, С. П. Филиппова, С. В. Алексеенко, В. И. Бухтиярова, С. М. Алдошина. Вестник Российской академии наук, 89(4), 343-347.
3. 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.
4. 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.
5. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
6. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
7. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
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. 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. 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.
11. 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.
12. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
13. 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.
14. 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.
15. 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.
16. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. 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.
21. Зарипов, А. Т., Хусаинов, В. М., Кабирова, А. Х. (2022).Влияние температурных условий геологической среды и состава нефти месторождений Республики Татарстан на полноту извлечения углеводородов. Нефтяное хозяйство, 9, 74.
22. 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.
23. 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.
24. 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.
25. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
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. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing. 
28. 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.
29. 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.
30. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
31. 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.
32. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 431-437.
33. Сулейманов, Б. А. (2006). Особенности фильтрации гетерогенных систем. Москва-Ижевск: ИКИ.
34. 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.
35. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
36. 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.
37. 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.
38. 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.
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. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
41. Колтырин, А. Н. (2016). Повышение эффективности технологии гидроразрыва пласта на карбонатном типе коллектора. Нефтепромысловое дело, 10, 28-31.

Водонабухающие пакеры разработаны с использованием эластомерных компонентов, которые обладают уникальным свойством набухания при воздействии воды или жидкостей на водной основе. Набухание эластомера создает плотное уплотнение. Водонабухающие пакеры дают ряд преимуществ при строительстве и обслуживании скважин. Их можно использовать для различных целей, включая предотвращение миграции газа, перекрытие потока воды и облегчение операций разрыва пласта. Предполагается, что степень набухания и скорость расширения зависят от таких факторов, как состав эластомера, условия в стволе скважины и минерализация окружающих флюидов. Использование водонабухающих пакеров требует тщательного учета условий скважины и присутствующих жидкостей. Согласование свойств набухания пакера с жидкостями предполагаемой скважины имеет важное значение для достижения эффективной изоляции зон. Перед развертыванием на местах рекомендуется провести надлежащее тестирование и оценку совместимости эластомеров, чтобы обеспечить успешную и надежную работу пакера. В связи с этим целью данного исследования является экспериментальное подтверждение возможности расширения пакеров в жидкостях с различной концентрацией солей.

Ключевые слова: набухающие пакеры; эластомерные компоненты; свойство набухания; рассолы; соленость; испытания на совместимость эластомеров; лабораторная оценка; скорость набухания.

Литература

1. https://www.weatherford.com/products-and-services/well-construction-and-completions/sand-face-solutions/openhole-isolation-packers/swellable-packers/
2. Espinosa, M., Leal, J., Zbitowsky, R., Pacheco, E. (2021, November). Openhole multistage completion evaluation incorporating deployment of downhole shut-in tool application in sour carbonate gas wells, field application. SPE-204905-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
3. Alali, E. A., Bataweel, M. A., Arias Urbina, R. E., Bulekbay, A. (2020, November). Critical review of multistage fracturing completions and stimulation methods. SPE-203284-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
4. Ueta, E. M., Neto, J. N., Nunes, M. A., et al. (2008). First use of swell technology in Campos Basin proves water conformance solution - case history in Campos Basin-Brazil. OTC-19612-MS. In: Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. Society of Petroleum Engineers.
5. Paduchak, M., Dudzych, V., Boiko, A. (2021, November). Minimization of negative impact of well cementing on productive horizons by utilization of swellable packers. SPE-208510-MS. In: SPE Eastern Europe Subsurface Conference, Kyiv, Ukraine. Society of Petroleum Engineers.
6. Denney, D. (2009). Effects of HCl and brine on water-swelling packers. Journal of Petroleum Technology, 61, 55–56.
7. Stein, T., Tunstall, M., Wellhoefer, B., Veillette, C. (2013, November). Modeling, testing, and case histories of swellable packer casing anchoring performance enable wells destined for plug and abandon to become producers. SPE-167171-MS. In: SPE Unconventional Resources Conference Canada, Calgary, Alberta, Canada. Society of Petroleum Engineers.
8. Mamedbekov, O. K. (2019). Experimental investigation of packer swelling process in cementing. Azerbaijan Oil Industry, 11, 17–20.
9. Alakberi, R. S., Igein, O. F., Aljasmi, S. A. (2023). Successful smart completion deployment of autonomous inflow control valve with 13 open hole segmentation lower completion using a light workover rig. SPE-214582-MS. In: SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE. Society of Petroleum Engineers.
10. Li, W., Sahu, Q. (2023, March). A review: progress of diverter technology for oil and gas production applications in the past decade. SPE-214118-MS. In: Gas & Oil Technology Showcase and Conference, Dubai, UAE. Society of Petroleum Engineers.
11. Evers, R., Young, D. A., Vargus, G. W., Solhaug, K. (2009, May). Design methodology for swellable elastomer packers in fracturing operations. OTC-20157-MS. In: Offshore Technology Conference, Houston, Texas. Society of Petroleum Engineers.
12. Yahya, M. A., Alhathnawi, M. I. (2022, October). First run of 17 swellable packers in Sahil field with 15 AICV as a first new technology trial in ADNOC onshore. SPE-211771-MS. In: ADIPEC, Abu Dhabi, UAE. Society of Petroleum Engineers.
13. Hinkie, R. (2010). Non-cemented casing tieback string reduces expense and risk in deepwater operations. SPE-137852-MS. In: SPE Deepwater Drilling and Completions Conference, Galveston, Texas, USA. Society of Petroleum Engineers.
14. Wellhoefer, B., Stegent, N., Tunstall, M., et al. (2013). Unique solution to repair casing failure in a HP/HT wellbore allows for successful multistage stimulation treatment in an unconventional reservoir. SPE Drilling and Completion, 28, 237–242.
15. Kazimov, Sh. P., Abdullaeva, E. S., Racabov, N. M. (2015). Structure of swelling packers and their applicability in the fields of Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 3, 43–51.

Системы SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) играют важную роль в нефтегазовой отрасли, обеспечивая мониторинг, контроль и сбор данных критической инфраструктуры в режиме реального времени. В отличие от традиционных систем SCADA, основанных на локальном аппаратном и программном обеспечении, облачные системы SCADA используют преимущества технологий облачных вычислений для сбора данных и управления ими в реальном времени. Облачные системы SCADA предлагают множество преимуществ благодаря своей масштабируемости, гибкости и экономической эффективности. Чтобы воспользоваться этими преимуществами, необходимо решить ряд задач, связанных с применением облачных SCADA-систем в нефтегазовой отрасли. Одной из наиболее важных проблем применения являются проблемы кибербезопасности, возникающие в облачных системах SCADA, которые вызывают серьезную озабоченность из-за критического характера инфраструктуры, которую они контролируют. Таким образом, системы сталкиваются с различными уязвимостями и угрозами, которые могут нарушить целостность данных доступность системы. В данной статье описаны текущие кибератаки, которые могут поставить под угрозу безопасность облачных систем SCADA. Проанализированы угрозы и уязвимости при использовании облачных систем SCADA и предложены некоторые решения. Для обеспечения безопасности облачных систем SCADA рекомендуются некоторые механизмы безопасности. Эти механизмы помогут повысить надежность и безопасность работы облачных SCADA-систем в нефтегазовой отрасли.

Ключевые слова: SCADA-системы; облачные вычисления; облачные SCADA-системы; SCADA-безопасность; облачная безопасность.

Литература

1. Stojanović, M. D., Boštjanĉiĉ Rakas, S. V., Marković-PetroviC, J. D. (2019). Scada systems ın the cloud and fog envıronments: mıgratıon scenarıos and securıty ıssues. Electronics and Energetics, 32(3), 345–358.
2. Alshehry, F. F., Wali, A. M. (2022). Analysis of security challenges in cloud-based SCADA systems: A survey. TechRxiv. Preprint.
3. Alakbarov, R. K., Hashimov, M. A. (2020). Migration issues of SCADA systems to the Cloud Computing Environment (review). SOCAR Proceedings, 3, 155-164.
4. Alakbarov, R. K., Hashimov, M. A. (2018). Application of the internet of things in oil-gas industry. In: 6th International Conference on Control and Optimization with Industrial Applications.
5. Nazir, S., Patel, S., Patel, D. (2017). Assessing and augmenting SCADA cyber security: A survey of techniques. Computers & Security, 70, 436-454.
6. Sajid, A., Abbas, H., Saleem, K. (2016). Cloud-assisted IoT-based SCADA systems security: A review of the state of the art and future challenges. IEEE Access, 4, 1375–1385.
7. Bere, M., Muyingi, H. (2015). Initial investigation of industrial control system (ICS) security using artificial immune system (AIS). In: International Conference on Emerging Trends in Networks and Computer Communications (ETNCC).
8. Cagalaban, G., Kim, T., Kim, S. (2008). Improving SCADA control systems security with software vulnerability analysis. In: 12th WSEAS International Conference on Automatic Control, Modelling & Simulation.
9. Davis, C., Tate, J., Okhravl, H., et al. (2006). SCADA cyber security testbed development. In: 38th North American Power Symposium.
10. Kang, U., Chau, D., Faloutsos, C. (2012). Pegasus: mining billion-scale graphs in the cloud. In: IEEE International Conference on Acoustics, Speech and Signal Processing (ICASSP), Kyoto, Japan.
11. Shen, J., Xu, J., Cai, K., Ji, Y. (2021). Access point authentication scheme of Scada system based on cloud computing technology. Journal of Physics: Conference Series, IOP Publishing, 1748(2), 1-6.
12. Alakbarov, R. Q., Hashimov, M. A. (2014). Possibilities and prospects of using cloud technologies in the electronic government. In: First Republic Scientific-Practical Conference on E-Science Problems.
13. Piggin, R. S. H. (2014). Securing SCADA in the cloud: managing the risks to avoid the perfect storm. In: IET & ISA 60th International Instrumentation Symposium.
14. Kyle,W. (2013). SCADA in the cloud a security conundrum?. Trend Micro Incorporated Research Paper. https://blog. trendmicro.com/trendlabs-security-intelligence/scada-in-the-cloud a-security-conundrum/
15. Alakbarov, R., Hashimov, M. (2022). Security issues of cloud-based SCADA systems. NATO Science for Peace and Security Series - D: Information and Communication Security, 62, 1-8.
16. Alakbarov, R. K., Hashimov, M. A. (2020). Security issues of SCADA systems in cloud computing environment. In: 7th International Conference on Control and Optimization with Industrial Applications.
17. Fernandez, J., Fernandez, A. (2005). SCADA systems: vulnerabilities and remediation. Journal of Computing Sciences in Colleges, 20(4), 160-168.
18. Nazir, S., Patel, Sh., Patel, D. (2020). Cloud-based autonomic computing framework for securing SCADA systems /in book: Innovations, Algorithms, and Applications in Cognitive Informatics and Natural Intelligence. IGI Global.
19. Igure, V., Williams, R. (2006). Security and SCADA protocols. In: 5th International Topical Meeting on Nuclear Plant Instrumentation, Control, and Human-Machine Interface Technologies (NPIC HMIT).
20. Alakbarov, R., Hashimov, M. (2020). Security issues in cloud-based SCADA systems. Information Technology Problems, 2, 3-12.
21. Wang, Y. (2012). SCADA: Securing SCADA infrastructure communications. International Journal of Communication Networks and Distributed Systems, 6(1), 59-78.
22. Alakbarov, R. (2021). Cloud-based electronic government system: state-of-the-art, problems and security issues. Information Society Problems, 1, 18-31.
23. Howard, P. A. (2015). Security checklist for SCADA systems in the cloud. https://gcn.com/cloud-infrastructure/2015/06/a-security-checklist-for-scada-systems-in-the-cloud/287164/
24. Ferrag, M. A. Babaghayou, M. Yazici, M. A. (2020). Cyber security for fog-based smart grid SCADA systems: solutions and challenges. Journal of Information Security and Applications, 52, 102500.
25. Cui, L., Xie, G., Qu, Y., et al. (2018). Security and privacy in smart cities: challenges and opportunities. IEEE Access, 6, 46134–46145.

На шельфе северной части Каспийского моря, который относится к мелководной зоне, разрабатываются месторождения, где в основном происходит размножение и нагул полупроходных рыб. В связи с этим изучение донных отложений, в которых концентрируется макрозообентос, являющийся кормовой базой бентосных рыб, представляет собой проблему, требующую исследования не только загрязнения донных отложений, но и состояния макрозообентоса. Данная статья направлена на выявление загрязнения донного отложения тяжелыми металлами и состояния распределения численности и биомассы макрозообентоса. Исследования проводились согласно «Руководство по методам гидробиологического анализа поверхностных вод и донных отложений» и «Методическое пособие при гидробиологических рыбохозяйственных исследованиях водоёмов Казахстана». Представлены результаты состояния загрязнения донного отложения тяжелыми металлами на структурах Кашаган, Актоты, Кайран а также численность и видовой состав макрозообентоса. В статье выявлено, что содержание металлов в донных отложениях на исследуемых участках было достаточно стабильным и в основном изменялось в небольшом диапазоне во все сезоны 2019 года. Видовой состав макрозообентоса был достаточно однородным на всей исследованной акватории моря. Численность донных беспозвоночных варьировала в относительно небольших пределах, при этом диапазон колебаний биомассы был более выраженным.

Ключевые слова: донное отложение; Кашаган; Актоты; Кайран; тяжелые металлы; макрозообентос.

Литература

1. Nesterov, E. S. (2016). Water balance and Caspian Sea level fluctuations. Modelling and forecasting. Moscow: Triada Ltd.
2. Kaplin P.A., Ignatov E.I. (1997). Geo-ecological changes in the Caspian Sea level fluctuations. Vol. 1. Geoecology of the Caspian Sea. Moscow: Moscow State University.
3. Neftegaz.RU https://neftegaz.ru/news/dobycha/539689-nakoplennyy-obem-dobychi-nefti-na-kashaganskommestorozhdenii-v-kazakhstane-s-momenta-perezapuska-do/
4. Kostianoy, A. G., Kosarev, A. N. (2005). Physico-geographical conditions of the Caspian Sea. The Caspian Sea environment. Vol. 5. Part P. Berlin, Heidelberg, New York: Springer–Verlag.
5. Zonn, I. S., Zhiltsov, S. S. (2008). New Caspian: geography, economics, politics. Moscow: AST Vostok-Zapad.
6. Kenzhegaliev, A., Kanbetov, A. S., Abylgazieva, A. A., et al. (2019). Condition of bottom sediment in the area of artificial islands of the Kashagan field, Kazakhstan. South of Russia: Ecology, Developmen, 14(3), 144-153.
7. Kenzhegaliyev, A., Orazbaev, B. B., Zhumagaliev, S. Z., Kenzhegaliyeva, D. A. (2013). Researches of an ecological condition of hydrobiological communities of the Kazakhstan sector of the Caspian Sea in preparation of oil and gas fields for development. Life Safety, 10, 39-44.
8. Orazbaev, B. B., Zhumagaliev, S. Z., Kenzhegaliyeva, D. A. (2017). The state of hydrobionts in the area of the artificial island «D» Kashagan field. Oil and Gas, 1, 77-90.
9. (2003). ISO 17294-2:2003 «Water quality. Application of inductively coupled plasma mass spectrometry (ICP-MS) - Part 2: Determination of 62 elements, IDT.
10. (2009). ISO 5667-15:2009. Water quality. Sampling - Part 15: Guidance on the preservation and handling of sludge and sediment samples.
11. (2004). ISO 5667-19:2004. Water quality. Sampling - Part 19: Guidance on sampling of marine sediments.
12. (2007). ISO 19493:2007. Water quality — Guidance on marine biological surveys of hardsubstrate communities.
13. (1983). Manual of methods for hydrobiological analysis of surface water and bottom sediments. Leningrad: Gidrometeoizdat.
14. (2000). State of biodiversity in the Kazakhstan part of the Caspian Sea. Atyrau: National Report of the Republic of Kazakhstan.
15. Romanova, N. N. (1983). Methodical instructions for the study of benthos of the southern seas of the USSR. Moscow: VNIRO.
16. Mordukhai-Boltovskaya, F. D. (1975). Methodology of studying biogeocenoses of inland water bodies. Moscow: Nauka.
17. (2006). Methodological manual for hydrobiological fishery research of water bodies of Kazakhstan (plankton, zoobenthos). Almaty.
18. Bernstein, J. A. (1968). Atlas of invertebrates of the Caspian Sea. Moscow: VNIRO.
19. (2018). Marine impact monitoring. Report on research and development (final). Almaty: Kazakhstan Agency of Applied Ecology LLP.
20. (2019). Marine impact monitoring. Research and development report (final). Almaty: Kazakhstan Agency of Applied Ecology LLP.

Законодательство Российской Федерации, регламентирующее выбросы углеводородов, представляет собой сложную иерархическую структуру, сформированную правовыми актами, находящимися на разных ее уровнях. Непосредственно выбросы в атмосферу из резервуаров определяют по методическим указаниям, разработанным и утвержденным Государственным комитетом РФ по охране окружающей среды при участии НИИ Атмосфера в 1999 г. В США выбросы в атмосферу из резервуаров определяют по стандартам, разработанным Американским институтом нефти API MPMS 19-1 и API MPMS 19-2. Все эти методики обладают рядом достоинств и недостатков. В работе проведён анализ Российских и Американских методик на примере вертикального стального резервуара (РВС), а также предложены новые инструменты контроля за безопасной и экологичной эксплуатацией. Методики для определения выбросов, используемые в США, в отличие от Российских одновременно являются и официально регламентированными инструментами определения потерь углеводородов от испарения. Подобная система позволяет избежать расхождений объёмов выбросов, получаемых различными комитетами и службами при учёте одних и тех же физических процессов. Поэтому и в России необходимо получить единую расчётную схему и методику для определения выбросов из резервуаров.

Ключевые слова: потери нефти, резервуарное хранение, выбросы углеводородов, испарение нефти, нормы естественной убыли, хранение в РВС.

Литература

1. Hermawan, Y. D., Kristanto, D., Hariyadi. (2021). Oil losses problem in oil and gas industries, Yogyakarta, Indonesia /in: Crude Oil – New Technologies and Recent Approaches. IntechOpen.
2. (2020). API Standarts: International usage and deployment. American Petroleum Institute.
3. Levitin, R. E. (2018). Normalization of hydrocarbon emissions in Germany. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 357, 012019.
4. Tomás Guillermo, M. C. (2010). Recuperación de vapores hidrocarburos en cúpulas de tanques de almacenamiento con un equipo no convencional. México: Universidad Nacional Autónoma de México.
5. (1999). Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» N 96-ФЗ от 4 мая 1999 г. РФ.
6. (2002). Федеральный закон «Об охране окружающей среды» №7-ФЗ от 12 января 2002 г. РФ.
7. (1999). Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. Казань: Казанское управление «Оргнефтехимзаводы», ГК РФ по охране окружающей среды.
8. (2002). API Manual of petroleum measurement standards. Chapter 19 - Evaporative-loss measure-ment, Section 1 - Evaporative loss from fixed-roof tanks. Third Edition. American Petroleum Institute.
9. (2003). API Manual of petroleum measurement standards. Chapter 19 - evaporative-loss measure-ment, Section 2 - Evaporative loss from floating-roof tanks. Second Edition. American Petroleum Institute.
10. (2006). EPA emission factor documentation for AP-42, Section 7.1. Organic liquid storage tanks. U. S. Environmental Protection Agency Office of Air Quality Planning and Standards Emission Fac-tor and Inventory Group.
11. Левитин, Р. Е. (2015). Зарубежный и российский опыт определения выбросов паров нефти из вертикальных стальных резервуаров. Тюмень: ТюмГНУ.
12. Matsumura, I. (1974). Evaporation loss of hydrocarbon in handling petroleum. Bulletin of The Ja-pan Petroleum Institute, 2, 132-139.
13. Abdelmajeed, M. A., Onsa, M. H., Rabah, A. A. (2009). Management of evaporation losses of gas-oline's storage tanks. Sudan Engineering Society Journal, 52, 39-43.
14. Clavijo Mayorga, D. G., Padilla Erazo, W. L. (2014). Minimización de pérdidas en los tanques de almacenamiento de naftas en refinería Esmeraldas. Quito: Escuela Politécnica Nacional.
15. Magaril, E. (2015). Reducing gasoline loss from evaporation by the introduction of a surface-active fuel additive. WIT Transactions on The Built Environment, 146, 233-242.
16. Любин, Е. А. (2007). Прогнозирование потерь нефти из вертикальных цилиндрических резервуаров. Записки Горного института, 181, 132-134.
17. Кампа, Е., Уорд, Д. Г., Лейппранд, А. (2007). Сближение с воздухоохранной политикой ЕС – краткий путеводитель для стран-партнеров по Европейской политике добрососедства, и России. Путеводитель по политике: воздухоохранная политика ЕС. ECOLOGIC – Институт Международной и европейской Экологической Политики.
18. Лебедев, И. В., Абузова, Ф. Ф., Щеглов, В. Е. (2006). Модели расчёта мощности выброса углеводородов в атмосферу при транспортировке и хранении нефтепродуктов. Экология и промышленность России, 5, 28-29.
19. Коршак, А. А., Коршак, Ан. А. (2021). Оценка вклада повышения объема паровоздушной смеси над объемом закачки в потерях нефти и нефтепродуктов от испарения. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 11(4), 452–459.
20. Левитин, Р. Е., Земенков, Ю. Д. (2016). Новый подход к определению выбросов паров нефти и нефтепродуктов при хранении в резервуарах. Нефтяное хозяйство, 1, 110-114.
21. Гарусова, Л. Н., Курьянова, У. Ю. (2019). Политика и законодательство США в экологической сфере. Труды ИИАЭ ДВО РАН, 24(3), 147-160.
22. Mihajlović, M. A., Veljašević, A. S., Jovanović, J. M., Jovanović, M. B. (2013). Estimation of evaporative losses during storage of crude oil and petroleum products. Journal Hemijska Industrija, 67(1), 165–174.
23. Lyubin, E. A. (2014). Evaluation of a technology for capturing petroleum vapors from Rvs-type storage tanks with the use of a pump-ejector plant. Chemical and Petroleum Engineering, 50(5), 288–293.
24. Veronico, L. K., Yansen, H., Antonius, I. (2020). Surface cover method to reduce evaporation rate of crude oil. IOP Conference Series Materials Science and Engineering, 823, 012012.
25. Karbasian, H. R., Kim, D. Y., Yoon, S. Y., et al. (2017). A new method for reducing VOCs for-mation during crude oil loading process. Journal of Mechanical Science and Technology, 31(4), 1701–1710.

В представленной работе проведены сравнительные исследования диэлектрических и электрических свойств соединений La0.73Ba0.27MnO3 в интервале температур Т = 25‒225 °С и диапазоне частот f = 20‒106 Гц. Получены температурные и частотные зависимости действительной и мнимой частей диэлектрической проницаемости, угла диэлектрических потерь, диэлектрической проницаемости и электропроводности. Обнаружено, что это соединение обладает полупроводниковыми свойствами при нормальных условиях. Установлено, что с увеличением температуры и частоты электропроводность в этих соединениях увеличивается. Этот эффект объясняется высвобождением носителей заряда на глубоких уровнях за счет тепловой энергии. При температуре Т = 140 °С в этом соединении обнаружен фазовый переход полупроводник-металл. Определены значения физических параметров для каждой из полупроводниковой и металлической фаз. Возникновение фазового перехода объясняется механизмом активации носителей заряда за счет тепловой энергии.

Ключевые слова: перовскит; диэлектрические свойства; электрические свойства; La_1-xBa_xMnO₃.

Литература

1. Dang, N. T., Kozlenko, D. P., Kichanov, S. E., et al. (2017). Revealing the formation mechanism and effect of pressure on the magnetic order of multiferroic BiMn2O5 through neutron powder diffraction. Journal of Electronic Materials, 46, 3373-3380.
2. Jabarov, S. H., Ibrahimova, S. I., Hajiyeva, F. V., et al. (2022). Structural, vibrational, and dielectric properties of CuInZnSe₃ chalcogenide compound. Arabian Journal for Science and Engineering, 47(6), 7817-7823.
3. Alekperov, A. S., Dashdemirov, A. O., Shumskaya, A. E., Jabarov, S. H. (2021). High-temperature exciton photoconductivity of Ge_1-xNd_xS crystals. Crystallography Reports, 66, 1322-1327.
4. Аgamirzayeva, G. М., Huseynov, G. G., Aliyev, Y. I., et al. (2023). Crystal structure and magnetıc propertıes of the compound Cu₃Fe_0.5Se₂. Advanced Physical Research, 5(1), 19-25.
5. Jabarov, S. H., Aliyev, Y. I., Ilyasli, T. M., et al. (2021). AgCuS compound as a thermodynamic system under the influence of gamma rays. Integrated Ferroelectrics, 221, 180-185.
6. Dang, N. T., Zakhvalinskii, V. S., Kozlenko, D. P., et al. (2018). Effect of Fe doping on structure, magnetic and electrical properties La_0.7Ca_0.3Mn_0.5Fe_0.5O₃ manganite. Ceramics International, 44(13), 14974-14979.
7. Trukhanov, S. V., Trukhanov, A. V., Dang, N. T., et al. (2018). Magnetotransport properties and phase separation in iron substituted lanthanum-calcium manganite. Materials Research Express, 5(8), 086108.
8. Trukhanov, S. V. (2003). Magnetic and magnetotransport properties of La_1-xBa_xMnO_3-x/2 perovskite manganites. Journal of Materials Chemistry, 13(2), 347-352.
9. Nabiyeva, A. Kh., Jabarov, S. H., Trukhanov, S. V.,et al. (2023). XRD and SEM analyses of structural properties of La_xBa_1-xMnO₃ solid solutions. International Journal of Modern Physics B, 37, 2450327.
10. Hashimov, R. F., Mikailzade, F. A., Trukhanov, S. V., et al. (2019). Structure and thermal analysis of Ba_0.5La_0.5MnO₃ polycrystalline powder. International Journal of Modern Physics B, 33, 1950244.
11. Ertuğ, B. (2013). The overview of the electrical properties of barium titanate. American Journal of Engineering Research (AJER), 02(08), 01-07.
12. Hayat, Kh., Nadeem, M., Javid Iqbal, M., et al. (2014). Analysis of electro-active regions and conductivity of BaMnO₃ ceramic by impedance spectroscopy. Applied Physics A, 115, 1281-1289.
13. Rached, A., Wederni, M. A., Khirouni, K., et al. (2021). Structural, optical and electrical properties of barium titanate. Materials Chemistry and Physics, 267, 124600.
14. Panwar, N. S., Semwal, B. S. (2011). Study of electrical conductivity of barium titanate ceramics. Ferroelectrics, 115, 1-6.
15. Jabarov, S. H., Ibrahimova, S. I., Hajiyeva, F. V., et al. (2022). Structural, vibrational, and dielectric properties of CuInZnSe₃ chalcogenide compound. Arabian Journal for Science and Engineering, 47(6), 7817-7823.
16. Akkad, F. El., Mansour, B., Hendeya, T. (1981). Electrical and thermoelectric properties of Cu₂Se and Cu₂S. Materials Research Bulletin, 16(5), 535-539.
17. El-Nahass, M. M., Sallam, M. M., Rahman, S. A., Ibrahim, E. M. (2006). Optical, electrical conduction and dielectric properties of TlGaSe2 layered single crystal. Solid State Sciences, 8(5), 488-499.
18. Mehdiyeva, R. Z., Mammadov, A. I., Jabarov, S. H., et al. (2015). Dielectric and ferroelectric properties of K₂Pb₄Nb₁₀O₃₀–Na₂Pb₄Nb₁₀O₃₀–K₆W₄Nb₆O₃₀ across morphotropic phase region. Journal of Alloys and Compounds, 645, 496-503.
19. Mursakulov, N. N., Abdulzade, N. N., Jabarov, S. H., Sabzalieva, Ch. E. (2022). Investigation of CuIn1-xGaxSe2 thin films for solar cells obtained by the magnetron sputtering method from two magnetrons shifted to each other. New Materials, Compounds and Applications, 6(2), 140-147.
20. Aliyeva, N. A., Aliyev, Y. I., Abiyev, A. S. (2022). Study of thermal propertıes of Cu₄Se_1.5Te_0.5 and Cu₄Te_1.5Se_0.5 compounds by dıfferentıal thermal analysıs. Advanced Physical Research, 4(2), 94-99.
21. Ilyasly, T., Gahramanova, G., Abbasova, R., et al. (2021). Investıgatıon of the electrıcal propertıes of glasses of Tm-As-S and Tm-As-Se systems. New Materials, Compounds and Applications, 5(3), 227-234.