SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings - официальное издание НИПИ «Нефтегаз» Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики – издается с 1930 года и предназначен для специалистов нефтяной и газовой промышленности, аспирантов и научных сотрудников.

Журнал включен в международную систему цитирования SCOPUS, Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ) и в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.

С 2017 года журнал индексируется и реферируется в Emerging Sources Citation Index. 

О журнале Редакционная Коллегия Реферирование и Индексирование Публикационная этика журнала Текущий Выпуск Специальный выпуск Архив Для авторов Подача рукописи в журнал
Journal Metrics
Source Normalized Impact per Paper (SNIP) 2020: 0.648
SCImago Journal Rank (SJR) 2020: 0.409
SCOPUS CiteScore 2020: 1.4
More about SCOPUS CiteScore
WoS Journal Citation Indicator (JCI) 2020: 0.29
ISSN
On-line ISSN: 2218-8622
Print ISSN: 2218-6867

Socar Proceedings
Выпуск 1, 2022

Г. С. Мартынова, Д. А. Гусейнов, О. П. Максакова, Р. Г. Нанаджанова

Институт геологии и геофизики НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан

Прикладные аспекты геохимических параметров нефти


Приведены данные по фингерпринту азербайджанских нефтей с использованием биомаркеров (по данным GC/MS) и микроэлементного состава (ICP/MS), а также основных геохимических параметров нефти, таких как CPI, Ki, QI, ITC, Ts/Tm, Pr/Ph и т.д. На конкретном месторождении показаны корреляционные зависимости геохимических параметров от горизонта залегания. Характеристика скоплений нефти, относящихся к среднему плиоцену в акватории Каспийского моря по УВ – биомаркерам и геохимическим параметрам, дает возможность прогнозировать состав и преобладающий тип нефтей на месторождениях с подобной геологической структурой.

Ключевые слова: биомаркеры нефти; хромато-масс-спектрометрия; масс-спектрометрия с индукционно связанной плазмой, фингерпринт нефти.

Литература

  1. Wang, Z. D., Fingas, M., Page, D. S. (1999). Oil spill identification. Journal of Chromatography A, 843, 369-411.
  2. Nordtest. (1991). Nordtest method, NT Chem 001, Ed. 2. Finland: Nordtest, Espoo.
  3. Semenov, V. V., Begak, O. J., Ivakhnjuk, G. К. (2009). Identification method of sources of oil pollution. RU Patent 2365900.
  4. Guliev, I.S., Babaev, F. R., Martynova, G. S. (2014). Oils fingerprint in Azerbaijan. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 6, 54-60.
  5. Babayev, F. R., Punanova, S. A. (2014). Geochemical aspects of trace element composition of oils. Moscow: Nedra.
  6. Ehjde, I., Sulsen, K. (2008). Fingerprinting of complex mixtures, containing hydrocarbons. RU Patent 2341792.
  7. Ashe, T. R., Kelly, J. D., Lau, T. C., Pho, R. T.-K. (1997). Method for predicting chemical or physical properties of complex mixtures. US Patent 5602755A.
  8. Babaev, F. R., Punanova, S. A., Martynova, G. S. (2014). Typification of oils of South-Caspian region on the basis of microelement content. Oilfield Engineering, 7, 38-42.
  9. Martynova, G. S., Maksakova, O. P., Nanajanova, R. G., et al. (2016). Geochemical differentiation of oil in Guneshli field. East European Scientific Journal, 9, 120-127.


DOI: 10.5510/OGP20220100623

E-mail: martgs@rambler.ru

Р. А. Умурзаков1, Т. Х. Шоймуратов2, А.С. Ибрагимов3, Х. Ф. Худойбердиев2

1Ташкентский государственный технический университет имени Ислама Каримова, Ташкент, Узбекистан; 2АО «ИГИРНИГМ», Ташкент, Узбекистан; 3ГП «Гидроингео», Ташкент, Узбекистан

Геодинамические предпосылки и отражение признаков миграции флюидов в гидрогеохимических показателях пластовых вод Бухаро-Хивинского региона


В статье приводится описание результатов изучения изменений состава и гидрогеохимических показателей отдельных площадей и месторождений Бухаро-Хивинского региона по материалам скважин. Отмечено наличие вертикальной зональности гидрогеохимических показателей, связанной с глубинным флюидным потоком и тепломассопереносом. Отмечено проявление тектонодинамических условий в мезозойско-кайнозойской истории региона, послуживших предпосылкой образования ослабленных зон (каналов глубинного тепломассопереноса) в поле растягивающих напряжений для вертикальной миграции флюидов и ювенильных газов. Предложен гидрогеологический критерий выделения зон глубинного тепломассопереноса и вертикальной флюидной миграции.

Ключевые слова: скважины; нефть и газ; пластовые воды; флюиды; гидрогеохимические показатели пластовых вод; тепломассоперенос.

Литература

  1. Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы /отв. ред. Дмитриевский, А. Н., Валяев, Б. М. (2008). Материалы Всероссийской конференции. Москва: ГЕОС.
  2. Сывороткин, В. Л. (2002). Глубинная дегазация Земли и глобальные катастрофы. Москва: ООО «Геоинформцентр».
  3. Ритман, А. (1964). Вулканы и их деятельность. Москва: Мир.
  4. Ларин, Н. В. (2005). Наша Земля. Москва: Агар.
  5. Павленкова, Н. И., Павленкова, Г. А. (2014). Строение земной коры и верхней мантии Северной Евразии по данным сейсмического профилирования с ядерными взрывами. Москва: ГЕОС.
  6. Абидов, А. А. (2010). Генезис нефти и газа и методика поисков их местоскоплений. Ташкент: «Фан» АН РУз.
  7. Умурзаков, Р. А. (2016). Процессы глубинной дегазации Земли и актуальность новых теоретических концепций в нефтегазовой геологии. Вестник ТашГТУ, 3, 190-194.
  8. Абидов, А. А., Умурзаков, Р. А., Абидов, Х. А. и др. (2017). Нетрадиционные методы поисков залежей углеводородов в свете микстгенетической концепции происхождения нефти и газа. Ташкент: «Fan va texnologiya».
  9. Юлдашев, Г. Ю. (2018). Комплексирование электроразведочных и термогеохимических съемок при поиске нефтегазоперспективных объектов в Бухаро-Хивинском регионе. SOCAR Proceedings, 1, 21-27.
  10. Умурзаков, Р. А. (2016, октябрь). О состоянии проблемы изучения и методике реконструкции палеотектонических напряжений земной коры отдельных этапов геологической истории. Материалы всероссийской конференции с международным участием «Тектонофизика и актуальные вопросы наук о Земле». Т.2. Москва: ИФЗ.
  11. Берзин, А. Г., Рудых, И. В., Берзин, С. А. (2006). Особенности формирования многопластовых залежей углеводородов месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы. Геология нефти и газа, 5, 14-21.
  12. Лавров, И. В., Папухин, С. П., Манасян, А. Э. и др. (2017). Выявление дизъюнктивных нарушений комплексом геологических и геофизических методов с целью поиска ловушек нефти и газа. Территория «Нефтегаз», 10, 38–45.
  13. (1978). Геологический словарь. Т. 1. Москва: Недра.
  14. Kugaenko, Yu., Saltykov, V., Sinitsyn, V., Chebrov, V. (2005, April). Passive seismic monitoring in hydrothermal field: seismic emission tomography. In: Proceedings World Geothermal Congress. Antalya, Turkey.
  15. Шоймуратов, Т. Х. (2018). Гидрогеологические критерии нефтегазоносности мезозойской водонапорной системы Бухаро-Хивинского региона. Афтореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Ташкент: ИГИРНИГМ.
  16. Шоймуратов, Т. Х., Муминджанов, Т. И., Садыков, Ю. М., Худайбердиев, Х. Ф. (2016, октябрь). Зоны глубинной флюидомиграции и их гидрогеохимические особенности. Материалы международной конференции «Актуальные проблемы современной сейсмологии». Ташкент.
  17. Киреева, Т. А. (2009). К методике оценки эндогенной составляющей глубоких подземных вод. Вестник МГУ, Серия «Геология», 1, 54-57


DOI: 10.5510/OGP20220100624

E-mail: raxim.umurzakov@tdtu.uz; umruzok54@gmail.com

Ад. А. Алиев1, О. Р. Аббасов1, А. М. Агаев2, А. И. Худузаде3, Э. Г. Гасанов4

1Институт геологии и геофизики НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан; 3ПО «Азнефть», SOCAR, Баку, Азербайджан; 4Управление геофизики и геологии, SOCAR, Баку, Азербайджан

Минералогия, геохимия и особенности палеовыветривания горючих сланцев палеоген-миоценовых отложений Aзербайджана


Статья посвящена изучению горючих сланцев палеоген-миоценового возраста из поверхностных выходов и твердых выбросов грязевых вулканов Шамахы-Гобустанского района и Абшеронского полуострова. Приводится подробное описание минералов горючих сланцев по соответствующим категориям. Проведеныанализы на основании химических свойств и некоторых классификаций. Исследования особенностей палеовыветривания выполнены на основании «Химического индекса изменения» (ХИИ), «Химического индекса выветривания» (ХИВ), «Плагиоклазового индекса изменения» (ПИИ), «RR = SiO2/Al2O3» - Химического индекса выветривания, «(Al2O - K2O) – CaO – Na2O», «A-CN-K», а также диаграмм, отражающих мобильные свойства элементов, на основе результатов оценки больших ионов литофильных элементов.

Ключевые слова: горючие сланцы; геохимия; минералы; палеовыветривание.

Литература

  1. Алиев, Ад. А., Белов, И. С., Ибадзаде, А. Д. (2002). Горючие сланцы Азербайджана (геология, геохимия и перспективы их использования). Труды Института геологии НАНА, 30, 5-24.
  2. Əliyev, Ad. A., Bayramov, Ə. Ə., Abbasov, O. R., Məmmədova, A. N. (2014). Yanar şist və təbii bitum ehtiyatları. Azərbaycan Respublikasının Milli Atlası. Xəritə (miqyas 1:1000000). Bakı: Dövlət Torpaq və Xəritəçəkmə Komitəsi.
  3. Aliyev, Ad. A., Abbasov, O. R., Ibadzade, A. J., Mammadova, A. N. (2018). Genesis and organic geochemical characteristics of oil shale in Eastern Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 3, 4-15.
  4. Əliyev, Ad. A., Əliyev, Ç. S., Feyzullayev, Ə. Ə. və başq. (2015). Azərbaycan geologiyası. II cild. Bakı: Elm.
  5. Abbasov, O. R. (2009). Qobustanın paleogen-miosen çöküntülərində yanar şistlərin paylanma qanunauyğunluqları. Fəlsəfə doktorluğu dissertasiyasının avroreferatı. Bakı: AMEA, Geologiya və Geofizika İnstitutu.
  6. Əliyev, Ad. A., Abbasov, O. R., İbadzadə, A. J., Məmmədova, A. N. (2015). Azərbaycanda yanar şistlərin istifadə perspektivləri. AMEA-nın Xəbərləri, 2(1), 43-47.
  7. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Мустаев, Р. Н., Бондарев, А. В. (2018). Оценка генерационного потенциала сланцевых низкопроницаемых толщ (Майкопская серия Кавказа). SOCAR Proceedings, 1, 4-20.
  8. Гулиев, И. С., Керимов, В. Ю., Осипов, А. В., Мустаев, Р.Н. (2017). Генерация и аккумуляция углеводородов в условиях больших глубин земной коры. SOCAR Proceedings, 1, 4-16.
  9. Салманов, А. М., Магеррамов, Б. И., Гусейнов, Р. М., Халилов, Э. Ф. (2016). Уточнение тектонического строения миоценовых отложений юго-западного Апшерона в свете новых данных. SOCAR Proceedings, 1, 4-12.
  10. Гусейнов, Б. Б., Салманов, А. М., Магеррамов, Б. И. (2017). Оценка перспективности сланцевых углеводородов майкопских отложений междуречья Куры и Габырры. SOCAR Proceedings, 4, 4-15.
  11. Aliyev, A., Abbasov, O., Agayev, A. (2019). Mineralogy and geochemistry of oil shale in Azerbaijan: classification, palaeoweathering and maturity features. Visnyk of V. N. Karazin Kharkiv National University, Series «Geology. Geography. Ecology», 50, 11-26.
  12. Алиев, Ад. А., Аббасов, О. Р. (2020). Закономерности распределения, органическая геохимия и минералогия горючих сланцев Азербайджана. Горный журнал, 2020, 8, 13-18.
  13. Асланов, Б. С., Магеррамов, Б. М., Худузаде, А. И. (2016). К оценке углеводородного потенциала зоны погребeнных поднятий «Саатлы-Геокчай-Мугань». SOCAR Proceedings, 2, 4-10.
  14. Abbasov, O. (2015). Oil shale of Azerbaijan: geology, geochemistry and probable reserves. International Journal of Research Studies in Science, Engineering and Technology, 2(9), 31-37.
  15. Aliyev, A., Abbasov, O. (2018, February). Organic geochemical characteristics of oil shale in Azerbaijan. In: The 36th National and the 3rd International Geosciences Congress. Tehran, Iran.
  16. Алиев, Ад. А., Белов, И. С., Алиев, Г-М. А. (2000). Горючие сланцы миоцена Азербайджана. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 7-11.
  17. Алиев, Ад. А., Белов, И. С., Байрамов, Т. А. (2003). Горючий сланецы палеоген-миоцена Азербайджана. Геолог Азербайджана. Научный вестник, 8, 68-80.
  18. Аббасов, О. Р. (2017). Закономерности распределения и геохимия горючих сланцев Азербайджана. Минеральные ресурсы Украины, 2, 22-30.
  19. Алиев, Ад. А., Байрамов, А. А. (2000). Закономерность пространственновременного распределения грязевых вулканов Южно-Каспийской впадины в свете новой тектонической концепции. Труды Институт геологии и геофизики НАНА, 35, 25-24.
  20. Odonne, F., Imbert, P. Dupuis, M., et al. (2020). Mud volcano growth by radial expansion: Examples from onshore Azerbaijan. Marine and Petroleum Geology, 112, 104051.
  21. Odonne, F., Imbert, Dominique Remy, et al. (2022). Surface structure, activity and microgravimetry modeling delineate contrasted mud chamber types below flat and conical mud volcanoes from Azerbaijan. Marine and Petroleum Geology, 134, 105315.
  22. Baloglanov, E.E., Abbasov, O.R., Akhundov, R.V. (2018). Mud volcanoes of the world: Classifications, activities and environmental hazard (informational-analytical review). European Journal of Natural History, 2018, 5, 12-26.
  23. Baldermann Andre, Abbasov Orhan, Bayramova Aygun, et al. (2020). New insights into fluid-rock interaction mechanisms at mud volcanoes: Implications for fluid origin and mud provenance at Bahar and Zenbil (Azerbaijan). Chemical Geology, 537, 119479.
  24. Aliyev, Ad. A., Guliyev, I. S., Dadashev, F. G., Rahmanov, R. R. (2015). Atlas of mud volcanoes in the world. Baku: PH «Nafta-Press», «Sandro Teti Editore».
  25. Аббасов, О. Р., Мамедова, А. Н., Гусейнов, А. Р., Балогланов, Э. Э. (2013). Некоторые новые данные геохимических исследований горючих сланцев Азербайджана. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2, 32-35.
  26. Abbasov, O. (2016). Organic compounds in ejected rocks of mud volcanoes as geological and geochemical indicators of source rock: a study of oil shale in Shamakhi-Gobustan region (Azerbaijan). International Journal of Current Advanced Research, 5(7), 1042-1046.
  27. Aliyev, Ad. A., Abbasov, O. R. (2019). Nature of the provenance and tectonic setting of oil shale (Middle Eocene) in the Greater Caucasus southeastern plunge. Geodynamics, 1(26), 43–59.
  28. Aliyev, Ad. A., Abbasov, O. R. (2019). Mineralogical and geochemical proxies for the Middle Eocene oil shales from the foothillsof the Greater Caucasus, Azerbaijan: Implications for depositional environments and paleoclimate. Mineralia Slovaca, 51(2), 157-174.
  29. Crook, K. A. W. (1974). Lithogenesis and geotectonics: the significance of compositional variation in flysch arenites (greywackes). Society of Economical, Paleontological and Mineralogical Special Publications, 19, 304-310.
  30. Herron, M. M. (1988). Geochemical classification of terrigenous sands and shales from core and log data. Journal of Sedimentary Petrology, 58, 820-829.
  31. Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1982). Early Proterozoic climates and plate motion inferred from major element chemistry of Lutites. Nature, 299, 715-717.
  32. Fedo, C. M., Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1995). Unraveling the effects of potassium metasomatism in sedimentary rocks and paleosols, with implications for weathering conditions and provenance. Geology, 23, 921-924.
  33. Ruxton, B. P. (1968). Measures of the degree of chemical weathering of rocks. Journal of Geology, 76, 518-527.
  34. Nesbitt, H. W., Young, G. M., McLennan, S. M., Keays, R. R. (1996). Effects of chemical weathering and sorting on the petrogenesis of siliciclastic sediments, with implications for provenance studies. Journal of Geology, 104, 525-542.
  35. Cox, R., Lowe, D. R., Cullers, R. L. (1995). The influence of sediment recycling and basement composition on evolution of Mudrock chemistry in the Southwestern United States. Geochimica et Cosmochimica Acta, 59, 2919-2940.
  36. Selvaraj, K., Arthur, C. C. (2006). Moderate chemical weathering of subtropical Taiwan: constraints fromsolidphase geochemistry of sediments and sedimentary rocks. Journal of Geology, 114, 101-116.
  37. Ağayev, A. (2006). Çökmə proseslərin geokimyası. Bakı: Adiloğlu.
  38. Gharrabi, M., Velde, B., Sagon, J.-P. (1998). The transformation of illite to muscovite in pelitic rocks: Constraints from X-ray diffraction. Clays and Clay Minerals, 46, 79-88.
  39. Kortenski, J., Sotirov, A. (2002). Trace and major elements content and distribution in Neogene lignite from the Sofia Basin, Bulgaria. International Journal of Coal Geology, 52, 63-82.
  40. Hawkins, P. J. (1978). Relationship between diagenesis, porosity reduction and oil replacement in Late Carbonifereous sandstone reservoirs, Bothamsall oil field, E. Midlands. Journal of Geological Society, London, 135, 7-24.
  41. Rodrigo, D. L., Luiz, F. D. R. (2002). The role of depositional setting and diagenesis on the reservoir quality of Devonian sandstones from the Solimones Basin, Brazilian Amazonia. Marine and Petroleum Geology, 19, 1047-1071.
  42. Feng, R., Kerrich, R. (1990). Geochemistry of fine-grained clastic sediments in the Archaean Abitibi Greenstone Belt, Canada: implications for provenance and tectonic setting. Geochimica et Cosmochimica Acta, 54, 1061-1081.
  43. McLennan, S. M., Taylor, S. R., Eriksson, K. A. (1983). Geochemistry of Archean shales from the Pilbara Supergroup, Western Australia. Geochimica et Cosmochimica Acta, 47, 1211-1222.
  44. Nath, B. N., Kunzendorf, H., Pluger, W. L. (2000). Influence of provenance, weathering and sedimentary processes on the elemental ratio of the fine-grained fraction of the bed load sediments from the Vembanad Lake and the adjoining continental shelf, southwest Coast of India. Journal of Sedimentary Research, 70, 1081-1094.
  45. Osae, S., Asiedu, D. K., 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.
  46. Potter, P. E. (1978). Petrology and chemistry of modern big river sands. The Journal of Geology, 86(4), 423-449.
  47. Oni, S. O., Olatunji, A. S., Ehinola, O. A. (2014). Determination of provenance and tectonic settings of Niger Delta clastic facies using well-y, Onshore Delta State, Nigeria. Journal of Geochemistry, Article ID 960139.
  48. Nesbitt, H. W., Markovics, G., Price, R. C. (1980). Chemical processes affecting alkalies and alkaline earths during continental weathering. Geochimica et Cosmochimica Acta, 44, 1659-1666.
  49. Dutta, P., Suttner, L. (1986). Alluvial sandstone composition and paleoclimate authigenic mineralogy. Journal of Sedimentary Petrology, 56, 346-358.
  50. Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1989). Formation and diagenesis of weathering profiles. Journal of Geology, 97(2), 129-147.
  51. Turekian, K. K., Wedepohl, K. H. (1961). Distribution of the Elements in some major units of the Earth's crust. Geological Society of America, Bulletin, 72, 175-192.


DOI: 10.5510/OGP20220100625

E-mail: arastun.khuduzadeh@socar.az

Б. Т. Ратов1, Н. А. Бондаренко2, В. А. Мечник2, В. В. Стрельчук3, Т. О. Прихна2, В. Н. Колодницкий2, А. С. Николенко3, П. М. Литвин3, І. М. Даниленко3, В. Е. Мощиль2, Б. Р. Бораш4, А. Б. Музапарова5

1КНИТУ им. К. И. Сатпаева, Алматы, Казахстан; 2Институт сверхтвердых материалов им. В. Н. Бакуля НАН Украины, Киев, Украина

Исследование структуры и прочностных свойств буровой вставки WC–Co с различным содержанием CrB2, спеченной вакуумным горячем прессованием


Установлены оптимальные соотношения компонентов системы WC–Co‒CrB2, при которых формируется мелкодисперсная структура с одновременным улучшением физико-механических свойств. Показано, что введение CrB2 (в концентрации CCrB2  = 4% (% по массе)) приводит к двукратному увеличению вязкости разрушения (от KIc = 4.4÷9.8 МПа∙м1/2) при незначительном уменьшении твердости (от Н = 15.1÷13.9 ГПа), а также к повышению пределов прочности на изгиб (от σи = 2000 ÷2500 МПа) и сжатие (от σс = 5300÷6000 МПа) спеченных образцов композитов. Создание композиционных материалов WC–Co‒CrB2 с повышенными механическими и эксплуатационными свойствами имеет существенное значение для оптимизации конструкций бурового инструмента различного технологического назначения, повышения их надежности, энергосбережения, улучшения эксплуатационных свойств.

Ключевые слова: композит; состав; концентрация; структура; твердость; вязкость разрушения.

Литература

  1. Saito, H., Iwabuchi, A., Shimizu, T. (2006). Effects of Co content and WC grain size on wear of WC cemented carbide. Wear, 261(2), 126-132.
  2. Ishikawa, K., Iwabuchi, A., Shimizu, T. (2003). Influence of EDM on the wear characteristics of WC–Co cemented carbide. Journal - Japanese Society of Tribologists, 48(11), 928-935.
  3. O’quigley, D. G. F., Luyckx, S., James, M. N. (1997). An empirical ranking of a wide range of WC–Co grades in terms of their abrasion resistance measured by the ASTM standard B 611-85 test. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 15(1-3), 73-79.
  4. Menendez, E., Sort, J., Concustell, A., et al. (2007). Microstructural evolution during solid-state sintering of ballmilled nanocompositeWC–10 mass % Co powder. Nanotechnology, 18, 185609.
  5. Yang, M. C., Xu, J., Hu, Z. Q. (2004). Synthesis of WC–TiC35–Co10 nanocomposite powder by a novel method. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 22(1), 1-7.
  6. Milman, Yu. V., Luyckx, S., Northrop, I. T. (1999). Influence of temperature, grain size and cobalt content on the hardness of WC–Co alloys. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 17(1-3), 39-44.
  7. Carol, D. F. (1997). Sintering and microstructural development in WC/Co-based alloys made with superfine WC powder. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 17(1-3), 123-132.
  8. Bondarenko, N. A., Mechnik, V. A. (2011). The influence of transition area diamond-matrix on wear resistance and operation properties of drilling tool produced by ISM. SOCAR Proceedings, 2, 18-24.
  9. Belnap, D., Griffo, A. (2004). Homogeneous and structured PCD/WC-Co materials for drilling. Diamond and Related Materials, 13(10), 1914-1922.
  10. Bondarenko, N. A., Zhukovsky, A. N., Mechnik, V. A. (2006). Analysis of the basic theories of sintering of materials. 1. Sintering under isothermal and nonisothermal conditions (a review). Sverkhtverdye Materialy, 6, 3-17.
  11. Kolodnits’kyi, V. M., Bagirov, O. E. (2017). On the structure formation of diamond-containing composites used in drilling and stone-working tools (a review). Journal of Superhard Materials, 39(1), 1-17.
  12. Bondarenko, N. A., Mechnik, V. A. (2012). Drilling oil and gas wells by ISM diamond tools. SOCAR Proceedings, 3, 6-12.
  13. Lisovsky, A. F., Bondarenko, N. A. (2014). The role of interphase and contact surfaces in the formations of structures and properties of diamond–(WC–Co) composites. A review. Journal of Superhard Materials, 36(3). 145-155.
  14. Novikov, M. V., Mechnyk, V.A ., Bondarenko, M .O., et al. (2015). Composite materials of diamond−(Co–Cu–Sn) system with improved mechanical characteristics. Part 1. The influence of hot re-pressing on the structure and properties of diamond−(Co–Cu–Sn) composite. Journal of Superhard Materials, 37(6), 402-416.
  15. Tarrado, J. M., Roa, J. J., Valle, V., et al. (2015). Fracture and fatigue behavior of WC–Co and WC–Co,Ni cemented carbides. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 49(3), 184-191.
  16. Wang, X., Hwang, K. S., Koopman, M., et al. (2013). Mechanical properties and wear resistance of functionally graded WC–Co. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 36, 46-51.
  17. Lisovsky, A. F., Bondarenko, N. A., Davidenko, S. A. (2016). Structure and properties of the diamond WC–6Co composite doped by 1.5 wt.% of CrSi2. Journal of Superhard Materials, 38(6), 382-392.
  18. Bondarenko, N. A. (2018). ISM high-performance tools for drilling of oil and gas wells. Review. Journal of Superhard Materials, 40(5), 355-364.
  19. Novikov, N. V., Tsypin, N. V., Maistrenko, А. L., Vovchanovskyy, Y. F. (1983). Composite diamond-containing materials based on hard alloys. Journal of Superhard Materials, 2, 3-5.
  20. Azcona, I., Ordonez, A., Sanchez, J. M., Castro, F. (2002). Hot isostatic pressing of ultrafine tungsten carbide–cobalt hardmetals. Journal of Materials Science, 37(19), 4189-4195.
  21. Mechnik, V. A., Bondarenko, N. A., Dub, S. N., et al. (2018). A study of microstructure of Fe–Cu–Ni–Sn and Fe–Cu–Ni–Sn–VN metal matrix for diamond containing composites. Materials Characterization, 146, 209-216.
  22. Mechnik, V. A., Bondarenko, N. A., Kolodnitskyi, V. M., et al. (2020). Effect of vacuum hot pressing temperature on the mechanical and tribological properties of the Fe–Cu–Ni–Sn–VN composites. Powder Metallurgy and Metal Ceramics, 58(11-12), 679-691.
  23. Howe’s, V. R. (1962). The graphitization of diamond. Proceedings of the Physical Society, 80(3), 648-662.
  24. Seal, M. (1963). The effect of surface orientation on the graphitization of diamond. Physica Status Solidi, 3 (4), 658-664.
  25. Ponomarev, S. S., Shatov, A. V., Mikhailov, A. A., Firstov, S. A. (2015). Carbon distribution in WC-based cemented carbides. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 49 (3), 42-56.
  26. Zhukovskij, A. N., Majstrenko, A. L., Mechnik, V. A., Bondarenko, N. A. (2002). The stress-strain state of the bonding around the diamond grain exposed to normal and tangent loading components. Part 1. Model. Friction and Wear, 23(2), 146-153.
  27. Zhukovskij, A. N., Majstrenko, A. L., Mechnik, V. A., Bondarenko, N. A. (2002). Stress-strain state of the matrix around the diamond grain exposed to the normal and tangent loading components. Part 2. Analysis. Friction and Wear, 23(4), 393-396.
  28. Aleksandrov, V. A., Akekseenko, N. A., Mechnik, V. A. (1984). Study of force and energy parameters in cutting granite with diamond disc saws. Journal of Superhard Materials, 6(6), 46-52.
  29. Aleksandrov, V. A., Zhukovskij, A. N., Mechnik, V. A. (1994). Temperature field and wear of heterogeneous diamond wheel under conditions of convectional heat transfer. Part 2. Friction and Wear, 15 (2), 196-201.
  30. Dutka, V. A., Kolodnitskij, V. M., Zabolotnyj, S. D., et al. (2004). Simulation of the temperature level in rock destruction elements of drilling bits. Journal of Superhard Materials, 2, 66-73.
  31. Dutka, V. A., Kolodnitskij, V. M., Mel’nichuk, O. V., Zabolotnyj, S. D. (2005). Mathematical model for thermal processes occurring in the interaction between rock destruction elements of drilling bits and rock mass. Journal of Superhard Materials, 1, 67-77.
  32. Arenas, F., Arenas, I.B., Ochoa, J., Cho, S.A. (1999). Influence of VC on the microstructure and mechanical properties of WC–Co sintered cemented carbides. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 17 (1-3), 91-97.
  33. Bock, A., Zeiler, B. (2002). Production and characterization of ultrafine WC powders. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 20 (1), 23-30.
  34. Yang, M. C., Xu, J., Hu, Z. Q. (2004). Synthesis of WC–TiC35–Co10 nanocomposite powder by a novel method. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 22 (1), 1-7.
  35. Bondarenko, N. A., Mechnik, V. A., Hasanov, R. A., Kolodnitsky, V. N. (2020). Microstructure of WC – Co – VN carbide catrix for drilling tools diamond-containing materials. SOCAR Proceedings, 3, 21-30.
  36. Nikolenko, S. V., Verhoturov, A. D., Dvornik, M. I., et al. (2008).Application of AL2O3 nanopowder as grain growth inhibitor in WC-8%Co alloy. Voprosy Materialovedeniya, 54(2), 100-105.
  37. Kurlov, A. S., Rempel, A. A., Blagoveshchensky, Yu. V., et al. (2011). Hard alloys WC‒6 mass. %Co and WC‒10 mass. % Co based on nanocrystalline powders. Doklady Akademii Nauk, 439(20), 215-220.
  38. Chuldeev, V. N., Mosknicheva, A. V., Lopatin, Yu. G., et al. (2011). Sintering of WC and WC–Co nanopowders with various inhibitory additives by the method of electro-pulse plasma sintering. Doklady Akademii Nauk, 436(5), 623-626.
  39. Gordeev, I. Yu., Abkaryan, A. K., Zeer, G. M. (2012). Design and invertigation investigation of hard metals and ceramics composites modified by nano-particles. Journal Perspektivnye materialy, 5, 76-88.
  40. Franca, L. F. P., Mostofi, M., Richard, T. (2015). Interface laws for impregnated diamond tools for a given state of wear. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 73, 184-193.
  41. Richter, V., Ruthendorf, M. V. (1999). On hardness and toughness of ultrafine and nanocrystalline hard materials. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 17(1-3), 141-152.
  42. Porat, R., Berger, S., Rosen, A. (1996). Dilatometric study of the sintering mechanism of nanocrystalline cemented carbides. Nanostructured Materials, 7(4), 429-436.
  43. Bondarenko, N. A., Novikov, N. V., Mechnik, V. A., et al. (2004). Structural peculiarities of highly wear-resistant superhard composites of the diamond–WC–6Co carbide system. Journal of Superhard Materials, 6, 3-15.
  44. Novikov, N. V., Bondarenko, N. A., Zhukovskii, A. N., Mechnik, V. A. (2005). The effect of diffusion and chemical reactions on the structure and properties of drill bit inserts. 1. Kinetic description of systems Cdiamond‒VK6 and Cdiamond‒ (VK6‒CrB2‒W2B5). Physical Mesomechanics , 8(2), 99-106.
  45. Kodash, V. Y., Gevorkian, E. S. (2003). Tungsten carbide cutting tool materials. Patent US-6617271-B1.
  46. Evans, A. G., Charles, E. A. (1976). Fracture toughness determinations by indentation. Journal of the American Ceramic Society, 59 (7-8), 371-372.
  47. Brookes Kenneth, J. A. (1992). World directory and handbook hard materials. UK: International Carbide Data.


DOI: 10.5510/OGP20220100626

E-mail: vlad.me4nik@ukr.net

Г. Х. Меликов1, Ш. З. Исмайлов1, А. А. Сулейманов1, Н. Ф. Маммедли2

1Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан; 2НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Диагностирование режима многофазного потока и интервалов обводнения в многопластовом резервуаре на основе анализа замеров DTS


Статья посвящена диагностированию режима многофазного потока в многопластовом резервуаре по замерам DTS. Проведен анализ теоретических и реальных кривых изменения температуры, соответствующих различным режимам многофазного течения пластовых флюидов. Показана возможность диагностирования режима многофазного потока на основе анализа особенностей восстановления и падения температуры в различных интервалах пласта при пуске, остановке или изменении степени открытия штуцера скважины. Предложен динамический подход к диагностированию интервалов обводнения на основе анализа кривых изменения температуры по данным DTS. Установлено, что для более обоснованной интерпретации замеров DTS необходимо проведение сравнительного анализа динамики перераспределения температуры и давления в продуктивной зоне скважины, с результатами геофизического каротажа, каротажа добычи, тестовых исследований отборов пластовых флюидов (PLT) из различных интервалов многопластового резервуара.

Ключевые слова: скважина; мониторинг; многопластовый резервуар; температура; DTS (распределенное измерение температуры); режим течения; многофазный поток.

Литература

  1. Мирзаджанзаде, А. Х., Алиев, Н. А., Юсифзаде, Х. Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Эльм.
  2. Veliyev, E. F. (2021). Polymer dispersed system for in-situ fluid diversion. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  3. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  4. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  5. 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.
  6. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
  7. Велиев, Э. Ф. (2021). Комбинированный метод увеличения нефтедобычи на основе технологии АСП. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, (4 (81)), 41-48.
  8. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. E. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  9. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions, (1), 82-92.
  10. Велиев, Э. Ф. (2021). Методы прогнозирования процесса конусообразования. Азербайджанское нефтяное хозяйство, (3), 18-25.
  11. Балакиров, Ю. А. (1970). Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. Москва: Недра.
  12. Rider, M. H., Kennedy, M. (2011). The geological interpretation of well logs. Sutherland: Rider-French.
  13. Brown, G. (2009). Downhole temperatures from optical fiber. Schlumberger Oilfield Review, 20(4), 34-39.
  14. (2009). The essentials of fiber-optic distributed temperature analysis. Schlumberger Educational Services.
  15. Brown, G., Algeroy, J., Lovell, J., et al. (2010). Permanent monitoring: taking it to the reservoir. Schlumberger Oilfield Review, 22(1), 34-41.
  16. Brown, G., Storer, D., McAllister, K., et al. (2003, October). Monitoring horizontal producers and injectors during cleanup and production using fiber-optic-distributed temperature measurements. SPE-84379-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  17. Brown, G. A., Kennedy, B., Meling, T. (2000, October). Using fibre-optic distributed temperature measurements to provide real-time reservoir surveillance data on Wytch Farm field horizontal extended-reach wells. SPE-62952-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  18. Fryer, V., Shu Xing, D., Otsubo, Y., et al. (2005, April). Monitoring of real-time temperature profiles across multi-zone reservoirs during production and shut-in periods using permanent fiber-optic distributed temperature systems. SPE-92962-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  19. Denney, D. (2012). DTS Technology: Improving Acid Placement. Journal of Petroleum Technology, 64(6), 22-25.
  20. Gorgi, B., Medina, E., Gleaves, J., et al. (2014, November). Wellbore monitoring in carbonate reservoirs: value of DTS in acid stimulation through coiled tubing. SPE-171933-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Society of Petroleum Engineers.
  21. Villesca, J., Glasbergen, G., Attaway, D. J. (2011, June). Measuring fluid placement of sand consolidation treatments using DTS. SPE-144432-MS. In: SPE European Formation Damage Conference. Society of Petroleum Engineers.
  22. Валиуллин, Р. А., Рамазанов, А. Ш., Шарафутдинов, Р. Ф. (1998). Термометрия пластов с многофазными потоками. Уфа: БашГУ.
  23. Tabatabaei, M., Tan, X., Hill, A. D., Zhu, D. (2011, October-November). Well performance diagnosis with temperature profile measurements. SPE-147448-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  24. Malikov, H. Kh., Suleymanov, A. A., Mammadli, N. F. (2017, November). Diagnosing multiphase flow regime in multilayered reservoir by distributed temperature sensor data. SPE-189034-MS. In: SPE Annual Caspian Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  25. Firoozabadi, A. (1999). Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs. New York: McGraw-Hill.
  26. White, F. M. (2011). Fluid mechanics. New York: McGraw-Hill.
  27. Валиуллин, Р. А., Рамазанов, А. Ш., Шарафутдинов, Р. Ф. (1994). Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами. Известия РАН. Механика жидкости и газа, 6, 113–117.


DOI: 10.5510/OGP20220100627

E-mail: petrotech@asoiu.az

В. Дж. Абдуллаев1, Х. М. Гамзаев2

1НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан

Численный метод определения коэффициента гидравлического сопротивления двухфазного потока в газлифтной скважине


Рассматривается процесс стационарного движения газожидкостной смеси в подъемной трубе газлифтной скважины. Для описания данного двухфазного потока предлагается математическая модель, включающая в себя уравнение движения потока и уравнение неразрывности для каждой фазы. Представленная модель преобразуется к одному нелинейному обыкновенному дифференциальному уравнению относительно давления. В рамках полученной модели поставлена задача по определению коэффициента гидравлического сопротивления двухфазного потока по дополнительно заданному условию относительно давления. Дополнительное условие, представленное в виде нелинейного алгебраического уравнения, путем применения метода дифференцирования по параметру преобразуется в обыкновенное дифференциальное уравнение относительно неизвестного коэффициента гидравлического сопротивления. Решение полученной задачи Коши определяется методом конечных разностей. На основе предложенного вычислительного алгоритма были проведены численные эксперименты для модельных данных.

Ключевые слова: газлифт; двухфазный поток; коэффициент гидравлического сопротивления; метод дифференцирования по параметру; метод конечных разностей.

Литература

  1. Veliyev, E. F. (2021). Polymer dispersed system for in-situ fluid diversion. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  2. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  3. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
  5. Велиев, Э. Ф. (2021). Методы прогнозирования процесса конусообразования. Азербайджанское нефтяное хозяйство, (3), 18-25.
  6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions, (1), 82-92.
  7. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, (3), 78-86.
  8. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. E. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  9. Сулейманов, Б. А. (1997). Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, 59(6), 807-812.
  10. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, (1), 30-36.
  11. Сулейманов, Б. А., Азизов, Х. Ф. (1995). Об особенностях течения газированной жидкости в пористом теле. Коллоидный журнал, 57(6), 862-867.
  12. Мирзаджанзаде, А. Х., Аметов, И. И., Хасаев, А. М., Гусев, В. И. (1986). Технология и техника добычи нефти. Москва: Недра.
  13. Силаш, А. П. (1980). Добыча и транспорт нефти и газа. Москва: Недра.
  14. Shoham, O. (2006). Mechanistic modeling of gas-liquid two-phase flow in pipes. USA: Society of Petroleum Engineers.
  15. Мохов, М. А., Сахаров, В. А. (2008). Фонтанная и газлифтная эксплуатации скважин. Москва: Недра.
  16. Леонов, Е. Г., Исаев, В. И. (1987). Гидроаэромеханика в бурении. Москва: Недра.
  17. Aliev, F. A., Ismailov, N. A. (2013). Inverse problem to determine the hydraulic resistance coefficient in the gas lift process. Applied and Computational Mathematics, 3, 306–313.
  18. Рамазанова, Э. Э., Гурбанов, Р. С., Насибов, Н. Б. (2010). Новый подход к исследованию газлифтных скважин в режиме установившихся отборов. Нефтяное хозяйство, 6, 83-85.
  19. Abdullayev, V. J. (2021). New approach for two-phase flow calcuation of artifical lift. SOCAR Proceedings, 1, 49–55.
  20. Гамзаев, Х. М., Юсифов, С. И. (1998). К моделированию газлифта. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 4, 32-33.
  21. Kadivar, A., Nemati, E. (2017). A computation fluid dynamic model for gas lift process simulation in a vertical oil well. Journal of Theoretical and Applied Mechanics, 1, 49-68.
  22. Ортега, Дж., Рейнболдт, В. (1975). Итерационные методы решения нелинейных систем уравнений со многими неизвестными. Москва: Мир.
  23. Самарский, А. А., Гулин, А. В. (1989). Численные методы. Москва: Наука.


DOI: 10.5510/OGP20220100628

E-mail: vugar.abdullayev@socar.az

Э. Э. Байрамов

SOCAR, Баку, Азербайджан

Новая комбинированная конструкция скважины, обеспечивающая защиту электроцентробежного погружного насоса от механических примесей


В статье предлагается новая конструкция скважины с целью устранения осложнений, связанных с попаданием механических примесей (песка) в установку электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН), используемых в нефтяных скважинах. Новая конструкция скважины основана на комбинации УЭЦН, эжектора и пескоотделителя (миксера). Предлагаемая комбинация скважинного оборудования, ограничивает контакт УЭЦН и его рабочих частей с потоком песка из пласта и предотвращает возможные осложнения. Работа устройства теоретически обоснована, смоделирована и испытана в лабораторных условиях.

Ключевые слова: месторождение, пласт, струйный насос; УЭЦН; механический смеситель; конструкция скважины; проявление песка; пескоотделитель.

Литература

  1. Abdus, S., Mohammad, N. (2013). Flow analyses inside jet pumps used for oil wells. International Journal of Fluid Machinery and Systems, 6(1), 1-10.
  2. Abasova, S. M., Həbibov, İ. Ə. (2012). Elektrik mərkəzdənqaçma nasoslarında istismar zamanı yaranan imtinaların təhlili. «Xəzərneftqazyataq – 2012» elmi–təcrübi konfrans, Bakı.
  3. Diaz de Bonilla, S. G., Chen, H.-Y. (2019, July). Analytical and numerical studies of sand erosion in electrical submersible pump (ESP) systems. URTEC-2019-599-MS. In: SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  4. Лямаев, Б. Ф. (1988). Гидроструйные насосы и установки. Ленинград: Машиностроение.
  5. Əzizov, Ə. H., Qarayev, M. A., Heydərov, H. Ə., Ağammədov, S. Ə. (2010). Həcmi hidravlik maşınlar. Bakı: ADNA.
  6. Haiwen, Z., Jianjun, Z., Zulin, Z., et al. (2019, May). Wear and its effect on electrical submersible pump ESP performance degradation by sandy flow: experiments and modeling. OTC-29480-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  7. Haiwen, Z., Jianjun, Z., Zulin, Z., et al (2019, March). Experimental study of sand erosion in multistage electrical submersible pump ESP: performance degradation, wear and vibration. IPTC-19264-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  8. Noui-Mehdi, M. N., Bukhamseen, A. Y. (2019). Advanced signal analysis of an electrical-submersible-pump failure owing to scaling. SPE Production & Operation, 34(02), 394–399.
  9. Топольников, А. С., Уразаков, К. Р., Вахитова, Р. И., Сарачева, Д. А. (2013). Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН. Нефтегазовое дело, 4, 201-211.
  10. Мищенко, И. Т., Гумерский, Х. Х., Марьенко, В. П. (1996). Струйные насосы для добычи нефти. Москва: Нефть и газ.
  11. Mallela, R., Chatterjee, D. (2011). Numerical investigations of the effect of geometry on the performance of jet pump. Journal of Mechanical Engineering Science, 225, 1-12.
  12. Əhməd, F. F., Həmidov, N. N., Bayramov, E. E. (2019). Lay sularının təcridi proseslərində sement daşının elastikbərk xassələrinin qiymətləndirilməsi. «Neftin Qazın Geotexnoloji Problemləri və Kimya» Elmi-Tədqiqat İnstitutunun Elmi Əsərləri. Bakı: Azərkitab-212 MMC.


DOI: 10.5510/OGP20220100629

E-mail: elman.e.bayramov@socar.az

А. М. Свалов

Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук, Москва, Россия

Особенности воздействия высокоамплитудных коротких импульсов гидродинамического давления на перфорационные каналы


Анализируются особенности воздействия высокоамплитудных коротких импульсов давления на перфорационные каналы в призабойной зоне скважины. Показано, что в каналах, образующихся в породе при применении кумулятивной перфорации и имеющих конусообразную форму, происходит усиление импульсов давления при выполнении определенного условия, ограничивающего длительность этого импульса. Установлено, что в отрицательной фазе импульса давления может происходить разрушение закольматированных слоев породы, прилегающих к стенкам перфорационного канала, что улучшает фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважины. Показано, что при применении взрывных зарядов малой массы формируются импульсы давления с параметрами, аналогичными параметрам импульсов, генерируемых электроразрядами в стволе скважины. Для применения технологии взрывного воздействия зарядами малой массы на призабойную зону может быть использовано стандартное оборудование, применяемое при кумулятивной перфорации скважин. Предложен способ экранирования импульсов давления, увеличивающий эффективность их воздействия на призабойную зону скважины и одновременно снижающий избыточную нагрузку на обсадные трубы выше продуктивного пласта.

Ключевые слова: призабойная зона скважины; перфорационные каналы; электроразрядное воздействие; заряды малой массы; отражающий экран.

Литература

  1. Гулый, Г. А. (1990). Научные основы разрядно-импульсных технологий. Киев: Наукова думка.
  2. Молчанов, А. А. (1995, апрель). Прогрессивные технологии, обеспечивающие дополнительное извлечение нефти и газа. Топливно-энергетические ресурсы России и других стран СНГ. Материалы международного симпозиума. Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный институт.
  3. Агеев, П. Г., Агеев, Н. П., Пащенко, А. Ф. и др. (2019). Экспериментальные исследования плазменно-импульсного воздействия на интенсивность пульсаций давления в обрабатываемой среде. Проблемы машиностроения и надежности машин, 2, 106–112.
  4. Ландау, Л. Д., Лифшиц, Е. М. (1988). Теоретическая физика. Т.6. Гидродинамика. Москва: Наука.
  5. Христианович, С. А. (1981). Механика сплошной среды. Москва: Наука.
  6. Коул, Р. (1950). Подводные взрывы. Москва: Издательство иностранной литературы.
  7. Пащенко, А. Ф., Агеев, П. Г. (2015). Плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи: оценка параметров механического воздействия. Наука и техника в газовой промышленности, 3 (63), 17–26.
  8. Свалов, А. М. (2017). Новый подход к применению технологий электроразрядного воздействия на призабойные зоны скважин. Технологии нефти и газа, 5, 24-29.


DOI: 10.5510/OGP20220100630

E-mail: svalov@ipng.ru

И. К. Ахмедова

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Исследование нового ингибитора против парафиноотложений


Разработан новый состав для борьбы парафиновыми отложениями. Было отдано предпочтение использованию нафтеновых кислот, полипропиленгликоля, едкого калия и наночастиц меди размерами 50 нм насыпной плотностью 5 г/см3, удельной поверхностью 12 м2/г. Рекомендована оптимальная концентрация гидрофобного реагента и технология его применения в промысловых условиях. Разработанный реагент применяется в практике добычи нефти, а именно в борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, на отдельных скважинах Азербайджана

Ключевые слова: скважина; парафиноотложение; ингибитор; наночастица; электрокинетический потенциал.

Литература

  1. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
  2. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Frampton, H. (2017, November). Low salinity and low hardness alkali water as displacement agent for secondary and tertiary flooding in sandstones. SPE-188998-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  3. Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. (1995). Особенности течения суспензий и нефтяных дисперсных систем. Коллоидный журнал, 57(3), 386-390.
  4. Сулейманов, Б. А., Аскеров, М. С., Валиев, Г. А. (2000). О перспективах доразработки горизонта ПК-5 (север) Сураханского месторождения. Азербайджанское нефтяное хозяйство, (5), 16-21.
  5. Veliyev, E. F. (2021). Polymer dispersed system for in-situ fluid diversion. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  7. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  8. 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.
  9. Велиев, Э. Ф. (2021). Комбинированный метод увеличения нефтедобычи на основе технологии АСП. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, (4 (81)), 41-48.
  10. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. E. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  11. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions, (1), 82-92.
  12. Исмаилов, Р. Г., Велиев, Э. Ф. (2021). Эмульсирующий состав для повышения коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, (5), 22-28.
  13. Сорокин, С. А., Хавкин, С. А. (2007). Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах. Бурение и нефть, 10, 30-31.
  14. Иванова, Л. В., Буров, Е. А., Кошелев, В. Н. (2011). Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения. Нефтегазовое дело, 1.
  15. Глущенко, В. Н., Шипигузов, Л. М., Юрпалов, И. А. (2007). Оценка эффективности ингибиторов асфальто-смолопарафиновых отложений. Нефтяное хозяйство, 5, 84-87.
  16. Нагимов, Н. М., Ишкаев, Р. К., Шарифуллин, А. В., Козин, В. Г. (2001). Новый ряд углеводородных композитов для удаления АСПО. Нефтепромысловое дело, 9, 25-29.
  17. Лебедев, Н. А., Юдина, Т. В., Сафаров, Р. Р. и др. (2002). Разработка реагента комплексного действия на основе фенолформальдегидных смол. Нефтепромысловое дело, 4, 34-38.


DOI: 10.5510/OGP20220100631

E-mail: ilhame7007@gmail.com

Ф. С. Исмайылов1 , Г. Г. Исмайылов2 , Н. М. Сафаров1

1НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан

О возможности регулирования реофизических свойств многокомпонентных смесей на основе реотехнологии


В статье рассмотрены вопросы регулирования реофизических свойств многокомпонентных смесей на основе целенаправленного применения нового направления в науке-реотехнологии. Лабораторные данные подтвердили, что очередность смешения составляющих компонентов смеси «нефть-вода-песок» непосредственно влияет на реологию новообразующихся систем. Методом изменения порядка ввода составляющих компонентов показаны перспективы повышения эффективности процессов добычи, сбора и транспорта нефтей и их смесей на основе создания новых реотехнологических методов, базирующиеся на регулировании реофизических свойств рассматриваемых гетерофазных систем.

Ключевые слова: составляющие компоненты смеси; реология; структурная вязкость; индекс аномальности; графо-аналитический способ.

Литература

  1. Гумбатов, Г. Г., Багиров, О. Т., Сарыев С. К. и др. (2002). Регулирование техногенных процессов для повышения добывных возможностей скважин. Баку: Маариф.
  2. Сафиева, Р. З., Сюняев, Р. З. (2007). Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика».
  3. Саттаров, Р. М. (1982). Научные основы диагностирования и определения свойств реологически сложных систем, применяемых в нефтегазодобыче. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку. 
  4. Мирзаджанзаде, А. Х., Хасанов, М. М., Бахтизин, Р. Н. (1999). Этюды о моделировании сложных систем в нефтедобыче. Уфа: Гилем.
  5. Сулейманов, Б. А., Панахов, Г. М., Аббасов, Э. М. (1996). О влиянии образования эмульсии в плаcтовых условиях на работу нефтедобывающих скважин. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 26-29.
  6. Сулейманов, Б. А. (1997). Теоретические и практические основы применения гетерогенных систем для повышения эффективности технологических процесссов в нефтедобыче. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку: АГНА.
  7. Фортье, А. (1971). Механика суспензий. Москва: Мир.
  8. Исмайылов, Ф. С., Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. и др. (2014). Метод транспортировки высоковязких нефтей по трубопроводу. Патент Азербайджанской Республики İ 2004 0032.
  9. Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. (2011). К вопросу изучения влияния сыпучих наполнителей на реологические свойства водонефтяных эмульсий. Известия ВТУЗ Азербайджана, 3(73), 26-32.
  10. Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. (2013, ноябрь). О перспективах применения реотехнологий в процессах нефтегазодобычи на базе «эмульсий Мирзаджанзаде». Материалы международной научной конференции, посвященной 85-летнему юбилею академика А.Х.Мирзаджанзаде. Баку: АГУНП.
  11. Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. (2010). Реотехнология вязкосыпучих систем (монография). Баку: МСМ.
  12. Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. (2011). Реотехнология гетерогенных систем и ее отражение, в эффектах, проявляемых при нефтегазодобыче. Известия НАНА (Серия наук о Земле), 4, 49-55.
  13. Аметов, И. М., Шерстнев, Н. М. (1989). Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. Москва: Недра.
  14. Исмайылов, Ф. С., Исмайылов, Г. Г., Сафаров, Н. М. (2010). Сыпучие трубочисты (о перспективах применения вязкосыпучих систем в нефтeдобыче). Нефть России, 10, 84-86.
  15. Панахов, Г. М. (1995). Разработка и внедрение новых композитных систем в нефтегазодобыче. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку.


DOI: 10.5510/OGP20220100632

E-mail: natik_safarov@mail.ru

В. М. Шамилов

SOCAR, Баку, Азербайджан

Получение модифицированных многостенных углеродных нанотрубок и их применение для интенсификации нефтедобычи


В представленной работе рассмотрена возможность применения модифицированных многостенных углеродных нанотрубок (ММУНТ) в качестве реагентов для увеличения коэффициента нефтеотдачи. Углеродные нанотрубки были получены методом химического осаждения из газовой фазы. В качестве сырья был использован этилен. Далее, нанотрубки были модифицированы с целью получения стабильной водной золи ММУНТ, которую впоследствии использовали в качестве добавки к раствору полиакриламида.

Ключевые слова: нанотехнологии; многостенные углеродные нанотрубки; повышение коэффициента нефтеотдачи.

Литература

  1. Veliyev, E. F. (2021). Polymer dispersed system for in-situ fluid diversion. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  2. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  3. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2020). Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 34(28), 2050260.
  5. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
  6. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions, (1), 82-92.
  7. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016). The effect of particle size distribution and the nano-sized additives on the quality of annulus isolation in well cementing. SOCAR proceedings, 4, 4-10.
  8. Suleimanov, B. A., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016, October). Compressive strength of polymer nanogels used for enhanced oil recovery EOR. SPE-181960-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition Society of Petroleum Engineers.
  9. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. E. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  10. Шамилов, В. М., Бабаев, Э. Р., Алева, Н. Ф. (2017). Полимерные нанокомпозиты на основе карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu для увеличения добычи нефти. Территория «Нефтегаз», 3, 14-15.
  11. Сулейманов, Б. А., Исмайлов, Ф. С., Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86-88.
  12. Alsaba, M. T., Al Dushaishi M. F., Abbas A. K. (2020). A comprehensive review of nanoparticles applications in the oil and gas industry. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 1389-1399.
  13. Шамилов, В. М. (2020). Перспективы применения углеродных наноматериалов в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 3, 90-107.
  14. Feng, Y., Liu, S., Liu, H., et al. (2018). Study on mechanical performance of set cement modified with CNT. Drilling Fluid and Completion Fluid, 35(6), 93-97.
  15. Hajiabadi, S. H., Aghaei, H., Kalateh-Aghamohammadi, M., Shorgasthi, M. (2020). An overview on the significance of carbon-based nanomaterials in upstream oil and gas industry. Journal of Petroleum Science and Engineering, 186, 106783.
  16. Hamza, M. F., Sinnathambi, C. M., Merican, Z. M. (2017). Recent advancement of hybrid materials used in chemical enhanced oil recovery (CEOR): A review. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 206, 012007.
  17. Raman, N. S., Mohanasundaram, P., Seshubabu, N., et al. (2015). Process for simultaneous production of carbon nanotube and a product gas from crude oil and its products. WO Patent 2015101917.
  18. Prasek, J., Drbohlavova, J., Chomoucka, J., et al. (2011). Methods for carbon nanotubes synthesis - review. Journal of Materials Chemistry, 21(40), 15872-15884.


DOI: 10.5510/OGP20220100633

E-mail: valeh.shamilov@socar.az

Ш. П. Казымов

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Повышение нефтеотдачи в обводненных и трудноизвлекаемых коллекторах


Статья посвящена повышению нефтеотдачи (МУН) путем вытеснения остаточной нефти химическими реагентами в трудноизвлекаемых коллекторах. При исследованиях в качестве химического продукта для увеличения нефтеотдачи использовались щелочные отходы (ЩО) нефтеперерабатывающего завода SOCAR. Исследования проводились на чистом ЩО и его растворах различной плотности. 10% раствор воды с ЩО снижает межфазное натяжение с 27 до 1.0 мН/м. Значение рН соответственно увеличивается с 7.5 до 9.5. Затем исследования были проведены в смоделированной модели пласта. Сначала создавалась прослойка из растворов с ЩО разной плотности, а затем осуществлялось вытеснение. Конечный коэффициент извлечения нефти составил 0.453 при вытеснении нефти без ЩО. Это отношение составило соответственно 0.54, 0.571 и 0.573 при вытеснении нефти 5%, 10%, 15% растворами ЩО. На Гошанохурском участке Балахано-Сабунчинско-Раманского нефтяного месторождения проведены МУН раствором ЩО в горизонте QLD4. Дополнительно добыто 2500 тонн нефти.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи; остаточная нефть; вытеснение нефти; нефтяное месторождение; скважина.

Литература

  1. Sedov, L. I. (1957). Similarity and dimensional methods in mechanics. 4th edition. Moscow: Nedra.
  2. Gasimov, A. M. (2000). Enhancement of oil recovery in hard to recover reservoirs. Baku: Chashioglu.
  3. Veliyev, E. F. (2021). Polymer dispersed system for in-situ fluid diversion. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
  4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
  5. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  6. 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.
  7. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Mammadbayli, T. E. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
  8. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Frampton, H. (2017, November). Low salinity and low hardness alkali water as displacement agent for secondary and tertiary flooding in sandstones. SPE-188998-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  9. Ismailov, R. G., Veliev, E. F. (2021). Emulsifying composition for increase of oil recovery efficiency of high viscous oils. Azerbaijan Oil Industry, (5), 22-28.
  10. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021, October). Propagation of nano sized CDG deep into porous media. SPE-207024-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
  11. Veliyev, E. F. (2021). A combined method of enhanced oil recovery based on ASP technology. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, (4 (81)), 41-48.
  12. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., & Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions, 1, 82-92.
  13. Panakhov, G. M., Suleimanov, B. A. (1995). Specific features of the flow of suspensions and oii disperse systems. Colloid Journal, 57(3), 386-390.
  14. Suleimanov, B. А., Askerov, М. S., Valiyev, G. А. (2000). Potential of re-development of horizon PK-5 (north) of Surakhany field. Azerbaijan Oil Industry, (5), 16-21.
  15. Suleimanov, B. А. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
  16. Suleimanov, B. А. (2011). Sand plug washing with gassy fluids. SOCAR Proceedings, 1, 30-36.
  17. Suleimanov, B. А., Azizov, Kh. F. (1995). Specific features of the flow of a gassed liquid in a porous body. Colloid Journal, 57(6), 818-823.
  18. Masket, M. (1953). Physical bases of oil production technology. NY-Toronto-London: McGRAW-Hill Co.
  19. Mehdiyev, U. Sh., Kazımov, Sh. P., Gasymly, A. M. (2010).Enhancement of oil recovery using local industrial by-products. Azerbaijan Oil Industry, 3, 22-25.


DOI: 10.5510/OGP20220100634

E-mail: shukurali.kazimov@socar.az

А. Р. Деряев

Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», Ашгабат, Туркменистан

Разработка конструкции скважин для многопластовых месторождений с целью одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной


Положительный эффект от применения технологии одновременной раздельной эксплуатации (далее ОРЭ) выражается в сокращении капитальных вложений на строительство скважин для каждого из эксплуатационных объектов, в сокращении эксплуатационных расходов и срока освоения многопластового месторождения, в увеличении добычи углеводородов и срока конечной нефтеотдачи с рентабельной эксплуатации скважин. Кроме того, применение данной технологии способствует повышению коэффициента использования скважинного оборудования и надежности скважинной установки. Технология одновременной раздельной эксплуатации отличается экономической эффективностью за счет добычи дополнительной нефти, высокого индекса доходности и низкого периода окупаемости.

Ключевые слова: азимут и зенитный угол; смещения от вертикали; профиль скважины; двухлифтные насосно-компрессорные трубы; фильтр-хвостовик; пакеры; циркулирующие и газлифтные клапаны.

Литература

  1. Габдулов, Р. Р., Агофонов, А. А., Сливка, П. И., Никишов, В. И. (2010). Опыт применения технологий для ОРЭ многопластовых месторождений в ОАО «НК «Роснефть»». Инженерная практика, 1, 30-37.
  2. Гарипов, О. М., Леонов, В. А., Шарифов, М. 3. (2007). Технологии и оборудование для одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов одной скважиной. Вестник недропользователя, 17.
  3. Гарипов, О. М. (2009). Общие тенденции развития высокотехнологичного сервиса при разработке, установке и обслуживании многопакерных систем для одновременно-раздельной эксплуатации. Нефтяное хозяйство, 9, 58-61.
  4. Гарифов, К. М. (2010). История и современное состояние техники и технологии ОРЭ пластов в ОАО
    «Татнефть». Инженерная практика, 1, 19-29.
  5. Гарифов, К. М., Глуходед, А. В., Ибрагимов, Н. Г. и др. (2010). Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 55-57.
  6. Элияшевский, И. В., Сторонский, М. Н., Орсуляк. Я. М. (1982). Типовые задачи и расчеты в бурении. Москва: Недра.
  7. Калинин, А. Г. (2008). Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва: ЦентрЛитНефтеГаз.
  8. Гарифов, К. М., Глуходед, А. В., Кубарев, П. Н., Балбошин, В. А. (2011). Результаты внедрения ОРЭ пластов ОАО «Татнефть». Последние разработки компании по ОРЭ. Инженерная практика, 3, 4-12.
  9. (1973). Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения разведочных и эксплуатационных на площадях. Москва: Миннефтепром.
  10. Деряев, А. Р. (2013). Разработка конструкции скважин для метода одновременно-раздельной эксплуатации нескольких нефтяных пластов. Наука и техника в Туркменистане, 6, 71-77.
  11. Деряев, А. Р., Эседулаев, Р. Э. (2017) Основы технологии бурения при освоении нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Ылым.


DOI: 10.5510/OGP20220100635

E-mail: burawtehnik@yandex.com

А. А. Ширалиев

ПО «Азнефть», SOCAR, Баку, Азербайджан

Гидрогазодинамическое моделирование оптимизации процесса разработки подземных хранилищ газа


На базе крупномасштабных газогидродинамических балансовых моделей сформулирована и решена задача оптимизации процесса циклической разработки ПХГ. Разработан алгоритм, позволяющий оптимально управлять процессом разработки ПХГ с учетом ограничений на дебиты определенных скважин. Для его реализации выбрана конкретная модельная структура ПХГ Калмаз. Показано, что оптимальное регулирование значений дебитов и депрессий скважин обеспечивают минимальное обводнение продукций скважин при добыче суммарного газа, значений приема и репрессий скважин обеспечивают максимальное удаление газо-водяной границы от забоя скважины при закачки суммарного газа.

Ключевые слова: оптимизация; подземное хранение газа; отбор; закачка; дебит; депрессия; репрессия.

Литература

  1. Лурье, М. В., Дидковская, А. С., Варчев, Д. В., Яковлева, Н. В. (2004). Подземное хранение газа. Москва: Нефть и газ.
  2. Гилл, Ф., Мюррей, У., Райт, М. (1985). Практическая оптимизация. Москва: Мир.
  3. Фейзуллаев, Х. А. (1992). Численное исследование задач теории нестационарной фильтрации газа и газоконденсатной смеси в пористой среде. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку.
  4. Вяхирев, В. И. Гриценко, А. И. Tер-Саркисов, Р. М. (2002). Разработка и эксплуатация газовых месторождений. Москва: Недра-Бизнесцентр.
  5. Ермилов, О. М., Ремизов, В. В, Ширковский, А. И., Чугунов, Л. С. (1996). Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. Москва: Наука.
  6. Агаев, Г. С., Палатник, Б. М. (1990). Оперативное регулирование разработки крупной газовой залежи. Газовая промышленность, 10, 28-33.
  7. Бузинов, С. Н., Умрикин, И. Д. (1984). Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. Москва: Недра.
  8. Вяхирев, Р. И. Коратаев, Ю. П. (1999). Теория и опыт разработки месторождений природных газов. Москва: ОАО Издательство Недра.
  9. Фейзуллаев, Х. А., Самедова, Г. Э., Фейзуллаева, Н. М. (2021). Оптимизация процесса разработки газоконденсатных залежей в режиме истощения. Вестник БГУ. Серия физико-математических наук, 3, 59-70.
  10. Гурбанов, А. Н. (2014). Повышение эффективности технологии подготовки газа к транспорту на подземных газохранилищах Азербайджана. Нефтегазовая энергетика, 2(22), 57-62.


DOI: 10.5510/OGP20220100636

E-mail: shiraliyev.alam@gmail.com

Э. Ф. Велиев1,2, А. А. Алиев1

1НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2Научно-исследовательский центр «Композитные материалы», Азербайджанский государственный экономический университет, Баку, Азербайджан

Сравнительный анализ применения геополимера и портландцемента в качестве тампонажного материала в условиях не полного вытеснения бурового раствора из кольцевого пространства


Портландцемент уже много лет используется в качестве основного тампонажного материала при цементировании нефтяных и газовых скважин. Однако данный продукт не лишен недостатков наиболее существенными, из которых являются образующиеся микро-каналы на границах раздела цемента и окружающей среды, радиальные трещины и каналы в самой цементной матрице. Одним из наиболее перспективных аналогов портландцемента в настоящее время является материал, называемый геополимером. В представленной работе была поставлена задача, рассмотреть влияние загрязнения буровым раствором на водной основе геополимерных систем полученных из зольной пыли класса С. Результаты показывают, что геополимерные растворы более устойчивы к загрязнению буровым раствором на водной основе, чем портландцементы. Так, смешивание портландцементного раствора с буровым раствором на водной основе увеличивает его вязкость и водоотдачу, а также резко снижает прочность на сжатие. Однако при смешивании геополимерного раствора с буровым раствором на водной основе его вязкость практически не изменяется, водоотдача уменьшаются, а снижение прочности на сжатие меньше, чем у портландцемента.

Ключевые слова: портландцемент; геополимер; зольная пыль; цементирование; буровой раствор на водной основе; загрязнения буровым раствором.

Литература

  1. Сулейманов, Б. А., Велиев, Э. Ф. (2016). О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин. SOCAR Proceedings, 4, 4-10.
  2. Wang, W., Taleghani, A. D. (2014). Three-dimensional analysis of cement sheath integrity around Wellbores. Journal of Petroleum Science and Engineering, 121, 38-51.
  3. Jafariesfad, N., Sangesland, S., Gawel, K., Torsæter, M. (2020). New materials and technologies for life-lasting cement sheath: a review of recent advances. SPE Drilling & Completion, 35(02), 262-278.
  4. Алиев, A. A. (2021). Улучшение реологических свойств геополимеров щелочной активации с применением технологических жидкостей на безводной основе. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 3(80), 60-67.
  5. Davidovits, J. (1994). Properties of geopolymer cements. In First international conference on alkaline cements and concretes. Vol. 1. Kiev State Technical University, Ukraine: Scientific Research Institute on Binders and Materials.
  6. (2003). Fly ash facts for highway engineers. US Department of Transportation, Federal Highway Administration. American Coal Ash Association.
  7. Kong, D. L., Sanjayan, J. G. (2008). Damage behavior of geopolymer composites exposed to elevated temperatures. Cement and Concrete Composites, 30(10), 986-991.
  8. Adjei, S., Elkatatny, S., Aggrey, W. N., Abdelraouf, Y. (2022). Geopolymer as the future oil-well cement: A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 109485.
  9. Leong, H. Y., Ong, D. E. L., Sanjayan, J. G., Nazari, A. (2016). The effect of different Na2O and K2O ratios of alkali activator on compressive strength of fly ash based-geopolymer. Construction and Building Materials, 106, 500-511.
  10. Al-Bakari, A. M., Kareem, A., Myint, S. (2012). Optimization of alkaline activator/fly ash ratio on the compressive strength of fly ash-based geopolymer. Kanger: University Malaysia Perlis (UniMAP).
  11. Ridha, S., Yerikania, U. (2015). The strength compatibility of nano-SiO2 geopolymer cement for oil well under HPHT conditions. Journal of Civil Engineering Research, 5(4A), 6-10.
  12. Sugumaran, M. (2015, October). Study on effect of low calcium fly ash on geopolymer cement for oil well cementing. SPE-176454-MS. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  13. Ridha, S., Abd Hamid, A. I., Halim, A. A., Zamzuri, N. A. (2018, April). Elasticity and expansion test performance of geopolymer as oil well cement. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 140(1), 012147.
  14. Uehara, M. (2010). New concrete with low environmental load using the geopolymer method. Quarterly Report of RTRI, 51(1), 1-7.
  15. Thokchom, S., Ghosh, P., Ghosh, S. (2009). Acid resistance of fly ash based geopolymer mortars. International Journal of Recent Trends in Engineering, 1(6), 36.
  16. Arbad, N., Teodoriu, C. (2020). A review of recent research on contamination of oil well cement with oil-based drilling fluid and the need of new and accurate correlations. ChemEngineering, 4(2), 28.
  17. Vipulanandan, C., Heidari, M., Qu, Q., et al. (2014, May). Behavior of piezoresistive smart cement contaminated with oil based drilling mud. OTC-25200-MS. In: Offshore Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  18. Zheng, Y., She, C., Yao, K., et al. (2015). Contamination effects of drilling fluid additives on cement slurry. Natural Gas Industry B, 2(4), 354-359.
  19. Morgan, B. E., Dumbauld, G. K. (1952). Use of activated charcoal in cement to combat effects of contamination by drilling muds. Journal of Petroleum Technology, 4(09), 225-232.
  20. EI-Sayed, H. (1995). Effect of drilling muds contamination on cement slurry properties. In: Fourth Saudi
    Engineering Conference.
  21. Arbad, N., Rincon, F., Teodoriu, C., Amani, M. (2021). Experimental investigation of deterioration in mechanical properties of oil-based mud (OBM) contaminated API cement slurries & correlations for ultrasonic cement analysis. Journal of Petroleum Science and Engineering, 205, 108909.
  22. Katende, A., Lu, Y., Bunger, A., Radonjic, M. (2020). Experimental quantification of the effect of oil based drilling fluid contamination on properties of wellbore cement. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 79, 103328.
  23. Liu, X., Aughenbaugh, K., Nair, S., et al. (2016, September). Solidification of synthetic-based drilling mud using geopolymers. SPE-180325-MS. In: SPE Deepwater Drilling and Completions Conference. Society of Petroleum Engineers.
  24. Arbad, N., Rincon, F., Teodoriu, C., Amani, M. (2021, November). Mechanical properties of API class C cement contaminated with oil-based mud OBM at elevated temperatures and early curing time. SPE-204302-MS. In: SPE International Conference on Oilfield Chemistry. Society of Petroleum Engineers.
  25. (2019). API RP 13B-1. Field Testing Water-based Drilling Fluids. The American Petroleum Institute.
  26. (2019). API SPEC 10A. Cements and materials for well cementing. The American Petroleum Institute.
  27. (2013). API RP 10B-2. Recommended practice for testing well cements. The American Petroleum Institute.
  28. Pang, X., Boul, P. J., Jimenez, W. C. (2014). Nanosilicas as accelerators in oilwell cementing at low temperatures. SPE Drilling & Completion, 29(01), 98-105.
  29. Maier, L. F. (1965). Understanding surface casing waiting-on-cement time. Journal of Canadian Petroleum
    Technology, 4(03), 140-147.
  30. Suppiah, R. R., Rahman, S. H. A., Irawan, S., Shafiq, N. (2016, November). Development of new formulation of geopolymer cement for oil well cementing. IPTC-18757-MS. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.


DOI: 10.5510/OGP20220100637

E-mail: elchinf.veliyev@socar.az

Н. А. Бузников1, В. А. Сулейманов2

1ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Развилка, Московская область, Россия; 2Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия

Особенности эксплуатации морского трубопровода многофазного флюида в условиях накопления жидкости


Исследованы режимы эксплуатации протяженного трубопровода многофазного флюида на начальной стадии освоения морского газоконденсатного месторождения, когда добыча газа не обеспечивает равномерный вынос жидкости из трубопровода. Используя динамическое моделирование пробкового режима течения многофазного потока, проведен анализ частоты и объема жидкостных пробок, выносимых из трубопровода, в зависимости от расхода газа. Продемонстрировано, что при уменьшении расхода газа стационарные гидравлические расчеты предсказывают существенно меньшие значения объемной скорости выноса жидкой фазы из трубопровода по сравнению с результатами динамического моделирования. Исследована динамика выноса жидкости, накопленной в трубопроводе, при повышении добычи газа. Показано, что избыточный объем выносимой жидкости резко возрастает при быстром увеличении расхода газа в трубопроводе, что накладывает ограничения на увеличение скорости отбора скважинной продукции.

Ключевые слова: морской трубопровод; природный газ; многофазный флюид; накопление жидкости; пробковый режим течения потока.

Литература

  1. Bai, Y., Bai, Q. (2005). Subsea pipelines and risers. Amsterdam: Elsevier.
  2. Харченко, Ю. А., Гриценко, А. И. (2016). Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах и ее применение при освоении месторождений континентального шельфа. Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
  3. Bendiksen, K. H., Malnes, D., Moe, R., Nuland, S. (1991). The dynamic two-fluid model OLGA: Theory and applications. SPE Production Engineering, 6(2), 171–180.
  4. Ellul, I. R. (2010, May). Dynamic multiphase simulation – the state of play. PSIG–1005. In: 41th PSIG Annual Meeting.
  5. Belt, R., Djoric, B., Kalali, S., et al. (2011, June). Comparison of commercial multiphase flow simulators with experimental and field databases. BHR-2011-I2. In: 15th International Conference on Multiphase Production Technology.
  6. Aziz, I. A. B. A., Brandt, I., Gunasekera, D., et al. (2015). Multiphase flow simulation – optimizing field productivity. Oilfield Review, 27(1), 26–37.
  7. Soave, G. (1972). Equilibrium constants from a modified Redlich–Kwong equation of state. Chemical Engineering Science, 27(6), 1197–1203.
  8. Péneloux, A., Rauzy, E., Fréze, R. (1982). A consistent correlation for Redlich–Kwong–Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8(1), 7–23.
  9. Сулейманов, В. А., Бузников, Н. А. (2021). Обеспечение бесперебойности многофазного потока в протяженном морском трубопроводе: влияние состава транспортируемого флюида и профиля трассы трубопровода. SOCAR Proceedings, 3, 92-99.


DOI: 10.5510/OGP20220100638

E-mail: suleymanov.v@gubkin.ru