Проведен анализ влияния литолого-фациальных особенностей продуктивных пластов и системы тектонических разрывных нарушений на распределение фильтрационно-емкостных свойств юрских отложений для одной из площадей Западной-Сибири. Продуктивными на выбранной территории являются пласты тюменской свиты. На основании реконструкции обстановок осадконакопления по электрометрическим моделям фаций (по Муромцеву В. С.), результатам интерпретации сейсморазведочных работ и данным описания керна обновлена фациальная модель месторождения. Выделенные зоны осадконакопления отражают общую концепцию развития Западно-Сибирского бассейна в юрское время. Проведенный литолого-фациальный анализ также позволил выделить особенности областей осадконакопления, установить причины неравномерного распределения фильтрационно-емкостных свойств. Также было выявлено влияние системы разрывных нарушений на коллекторские свойства продуктивных пластов. Обобщение данных позволило обновить разломную модель, выделить новые не учтенные в модели малоамплитудные нарушения. Дальнейшее сопоставление карт начальных и текущих остаточных запасов нефти с литолого-фациальной и разломной моделью пород коллекторов позволит выявить причины формирования зон с повышенной плотностью запасов и подобрать наиболее эффективные методы увеличения нефтеотдачи.

Ключевые слова: литолого-фациальный анализ; тюменская свита; гранулометрия; блоковое строение; тектонические нарушения; фильтрационно-емкостные свойства; капиллярные барьеры.

Литература

1. Никифоров, В. В., Котенев, Ю. А. (2022). Геотектонические критерии потенциала нефтегазоносности Шаимского региона. Вестник АН Республики Башкортостан, 42(105), 39-47.
2. Арефьев, С. В., Никифоров, В. В., Котенев, Ю. А. и др. (2022). Особенности выработки запасов нефти юрско-нижнемеловых отложений на основании уточнения литолого-фациального строения месторождения. Нефть. Газ. Новации, 3(255), 26-31.
3. Шабрин, Н. В., Стенькин А. В., Котенев А. Ю. (2022). Влияние фациальных обстановок осадконакопления Тюменской свиты на эффективность извлечения и выработку запасов углеводородов. Вестник Академии Наук РБ, 43(106), 36-45.
4. Фазылова, Л. Р., Султанов, Ш. Х., Никифоров, В. В. (2016). Оценка влияния неоднородности пластов-коллекторов нижнего мела на разработку запасов. Сборник научных трудов 43-й международной научно-технической конференции, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском. Уфа: УГНТУ.
5. Зацепин, О. Г., Икс, В. В., Стенькин, А. В. и др. (2016). Перспективы увеличения дебитов нефти из низкопроницаемых пластов тюменской свиты современными технологиями. Сборник научных трудов 43-й международной научно-технической конференции, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском. Уфа: УГНТУ.
6. Стенькин, А. В., Котенёв, Ю. А., Султанов, Ш. Х. и др. (2018). Повышение эффективности выработки запасов нефти юрских отложений Шаимского региона. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4, 53-57.
7. Никифоров, В. В., Стенькин, А. В., Котенев, Ю. А. и др. (2022). Предложения по освоению остаточных запасов нефти месторождения Шаимского нефтегазоносного района со сложным разломно-блоковым строением. Территория «Нефтегаз», 5-6, 56-63.
8. Никифоров, В. В., Котенев, Ю. А. (2019). Геолого-физические особенности формирования и выработки запасов нефти залежей, осложненных разрывными нарушениями. Нефтегазовое дело, 17(6), 23-30.
9. Шарипов, Д. Х., Амантаев, В. И., Никифоров, В. В. (2022). Изучение проводимости разрывных нарушений на примере месторождения Восточной Сибири. Форум молодёжной науки, 3(2), 15-21.
10. Салимов, Ф. С., Лялин, А. В., Котенев, Ю. А., Никифоров, В. В. (2016). Выявление зон повышенной трещиноватости и субвертикальной деструкции юрских отложений Повховского месторождения. Экспозиция Нефть Газ, 4(50), 11-15.
11. Chudinova, D. Yu., Urakov, D. S., Sultanov, Sh. Kh., et al. (2021). Improvement of oil recovery factor from geological perspectives. SOCAR Proceedings, 2, 17-25.
12. Chudinova, D. Yu., Atse, Y. D. B., Minniakhmetova, R. M., Kotenev, M. Yu. (2021). Classification of residual oil reserves and methods of its recovery. SOCAR Proceedings, 2, 26-33.
13. 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.
14. Rabaev, R. U., Sultanov, Sh. Kh., Andreev, V. E., et al. (2021). Results of experimental studies of integrated physico-chemical impact in carbonate reservoirs. SOCAR Proceedings, 2, 34-39.

Водорастворимые газы в Прикаспийско-Губинском нефтегазоносном районе начались в 90-х годах прошлого века. Она изучалась под руководством Ф.Г. Дадашова и при непосредственном участии автора. Пробы газа и воды были отобраны и проанализированы с необходимых глубин с помощью глубинных пробоотборников (ПД-03 и ПКМ-1000). Изотопный состав образцов изучался в BP в Лондоне. Проанализированы пробы водных комплексов Абшерона, Продуктивного горизонта и меловых отложений. По результатам анализа установлено, что состав газа меняется в зависимости от площади и глубины. На Худатской, Набранской и Хачмазской площадях газоносность термоминеральных вод, распространенных в акватории продуктивного пласта и достигающих температуры 65 °С на устье скважины, представлена преимущественно азотом, а на Яламинской, Губинской и Гусарской площадях - метаном. В мезозойских отложениях (верхний мел) газоносность термальных вод с температурой поверхности 86 °С составляет метан. Гомологи этого компонента, а также содержание азотных и углеродных компонентов в общем газосодержании имеют относительно низкий процент. Термальные воды этого осадочного комплекса по гидрохимическому составу хлористо-натриевые.

Ключевые слова: температура; осадок; комплекс; компонент; состав; термальные воды; газ; метан; хлорид; дебит.

Литература

1. Кенгерли, Т. Н., Бабаев, А. Г., Алиев, А. М. (1993). Отчет о результатах поисков термальных вод в предгорный части Прикаспийско-Кубинской нефте-газоносный области за 1988-91 гг. (геофизическая часть). Баку.
2. Кенгерли, Т. Н., Бабаев, А. Г., Алиев, А. М. (1994). Отчет о результатах детальной разведки термальных вод в пределах Худат-Хачмазского участка Прикаспийско-Кубинского месторождения  термальных  вод  за  1990-93 гг.  Баку.
3. Салманов, А. М., Сулейманов, А. М., Магеррамов, Б. И. (2015). Палеогеология нефтегазоносных районов Азербайджана. Баку: Марс-Принт.
4. Eminov, A. Ş., Süleymanova, V. M., İbrahimov, F. S. (2022). Qərbi Abşeron yatağının ehtiyatlarının mənimsənilməsində yeni üsulların tətbiqinin təhlili Scientific Petroleum, 2, 19-22.
5. Şəkərov, H. İ., Rasulova, M. M., Allahverdiyev, E. Q., Həsənova, L. F. (2022). İkiölçülü seysmik kəşfiyyat işləri ilə Bulla-dəniz sahəsinin geoloji quruluşunun dəqiqləşdirilməsi. Scientific Petroleum, 2, 14-18.
6. Şəkərov, H. İ., Həsənova, L. F., Rəsulova, M. M. (2022). Seysmik məlumatlar əsasında Zərdab-Şıxbağı sahəsinin geoloji quruluşunun öyrənilməsi və neftlilik-qazlılığının proqnozlaşdırılması. Scientific Petroleum, 1, 31-35.
7. Салахов, С. Ш. (2006). Геохимическая характеристика и нефтегазовые перспективы природного газа Прикаспийско-Губинского района. Диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук. Баку.
8. Салахов, С. Ш. (2011). Роль геофизических исследований в поиске термальных вод Прикаспийско-Губинского района. Материалы международной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана». Казахстан: Актау.
9. Дадашев, Ф. Г., Дадашев, А. М., Кабулова, А. Я. (1991). Природные газы термальных и йодобромных вод Азербайджана и разработка поисковых критериев с провенеием радиометрических исследований. Отчет по НИР. Баку.
10. Салахов, С. Ш. (2013). Литологический состав мезо-кайнозойских отложений Прикаспийско-Губинского района Азербайджанской Республики. Материалы международной научно-практической конференции «Инновационные развитие нефтегазового комплекса Казахстана». Казахстан: Актау.
11. Салахов, С. Ш. (2013). Бальнеологические свойства термальных вод Худатской площади Азербайджанской Республики. Научное мнение, 6, 199-202.
12. Салахов, С. Ш. (2014). О разработке технологии ингибиторной защиты от коррозии и солоотложений оборудований по использованию термальных вод, добываемых на территориях Прикаспийско-Губинского района Азербайджанской Республики. Научное мнение, 7, 261-264.

Работа посвящена результатам производственных испытаний многослойной алмазной коронки с гребенчатым профилем всех пропитанных слоев, разделенных безалмазными слоями меньшей твердости. Отличительной особенностью коронки является размещение алмазосодержащих слоев на трехсторонней винтовой поверхности с небольшим шагом. Это позволяет вовлечь в процесс углубления коронки в частично трещиноватую зону породу, лежащую под зоной внедрения алмазных зерен. Зона теоретического обоснования эффективности «гребенчатого» профиля матрицы. Вышеуказанная патентная коронка под аббревиатурой КСБ-3М (HQ) прошла производственные испытания на геологическом объекте казахстанской компании «Казахмыс Барлау». Породы представлены в основном углисто-кремнистым метагалием XIII - IX и частично X-й категории. Бурение осуществлялось с применением снаряда со съемным керноприемником. Одной экспериментальной коронкой пробурено 389 скважин, причем большая часть из них попадает на породы IX категории, что свидетельствует о большой стойкости инструмента. Скорость механического бурения колеблется от 5.5 до 3.5 м/ч в зависимости от качества породы. Было решено продолжить эксперименты с коронками КСБ-3М на других геологических разрезах с более твердыми породами.

Ключевые слова: производственные испытания; многослойная иммигрированная коронка; распределительное бурение; стойкость горных пород.

Литература

1. Ratov, B. T., Fedorov, B. V., Khomenko, V. L., et al. (2020). Some features of drilling technology with PDC bits. Naukovy Visnik National Hirnohoho University, 3, 13-18.
2. Ratov, B. T., Fedorov, B. V., Omirzakova, E. J., Korgasbekov, D. R. (2019). Development and improvement of design factors for PDC cutter bits. Mining Informational and Analytical Bulletin, 11, 73–80.
3. Kassenov, A. K., Ratov, B. T., Moldabekov, M. S., et al. (2016). The reasons of formation of oil seals when drilling geotechnological wells for underground leaching of uranium ores. In: International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management, SGEM.
4. Ratov, B. T., Mechnik, V. A., Bondarenko, N. A., et al. (2021). Effect of vanadium nitride additive on the structure and strength characteristics of diamond-containing composites based on the Fe–Cu–Ni–Sn matrix, formed by cold pressing followed by vacuum hot pressing. Journal of Superhard Materials, 43(6), 423 – 434.
5. Ratov, B. T., Bondarenko, N. A., Mechnik, V. A., et al. (2022). A study of the structure and strength properties of the WC–Co drill insert with different CrB2 content sintered by vacuum hot pressing. SOCAR Proceedings, 1, 37-46.
6. Ivasiv, V., Yurych, A., Zabolotnyi, S., et al. (2020). Determining the influence of the condition of rockdestroying tools on the rock cutting force. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(103), 15-20.
7. Chudyk, I., Raiter, P., Grydzhuk, Ya., Yurych, L. (2020). Mathematical model of oscillations of a drill tool with a drill bit of cutting-scraping type. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 1, 52-58.
8. Chudyk, І. І., Femiak, Ya. M., Orynchak, М. І., et al. (2021). New methods of preventing crumbling and collapse of the borehole walls. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 4, 17-22.
9. Sudakov, A., Chudyk, I., Sudakova, D., Dziubyk, L. (2019). Innovative technology for insulating the borehole absorbing horizons with thermoplastic materials. E3S Web of Conferences, 123, 1-10.
10. Sudakov, A., Dreus, A., Ratov, B., et al. (2020). Substantiation of thermomechanical technology parameters of absorbing levels isolation of the boreholes. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan. Series of Geology and Technical Sciences, 2(440), 63–71.
11. Sudakov, А., Dreus, A., Kuzin, Y., et al. (2019). A thermomechanical technology of borehole wall isolation using a thermoplastic composite material. E3S Web of Conferences. Essays of Mining Science and Practice, 109, 00098.
12. Коzhevnikov, А. А., Sudakov, А. К., Dreus, A. J., Lysenko, K. Ye. (2014). Study of heat transfer in cryogenic gravel filter during its transportation along a drillhole. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 6, 49–54.
13. Dzyubyk, A., Sudakov, A., Dzyubyk, L., Sudakova, D. (2019). Ensuring the specified position of multisupport rotating units when dressing mineral resources. Mining of Mineral Deposits, 13(4), 91-98.
14. Zhu,, Li, X., Zhao, C., et al. (2023). Decomposition characteristics of methane hydrate in porous media under continuous and intermittent microwave heating. Fuel, 332(2), 126230.
15. Dreus, Yu., Bondarenko, V. I., Biletskyi, V. S., Lysenko, R. S. (2020). Mathematical simulation of heat and mass exchange processes during dissociation of gas hydrates in a porous medium. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 5, 33–39.
16. Cao, X., Kozhevnykov, A., Dreus, A., Liu, B.-C. (2019). Diamond core drilling process using intermittent flushing mode. Arabian Journal of Geosciences, 12(4),
17. Bulat, A., Blyuss, B., Dreus, A., et al. (2019) Modelling of deep wells thermal modes. Mining of Mineral Deposits, 13(1), 58-65.
18. Bulat, A., Osnnii, V., Dreus, A., Osnnia, N. (2021). Mathematical modelling of thermal stresses within the borehole walls in terms of plasma action. Mining of Mineral Deposits, 15(2), 63-69. 
19. Adamaev, M., Kuttybaev, A., Auezova, A. (2015). Dynamics of dry grinding in two-compartment separator mills. In: New developments in mining engineering 2015: Theoretical and practical solutions of mineral. Resources mining.
20. Pavlychenko, V., Ihnatov, A. O., Koroviaka, Ye. A., et al. (2022) Problematics of the issues concerning development of energy-saving and environmentally efficient technologies of well construction. ICSF-2022 IOP Publishing. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1049 012031.
21. Biletsky, T., Kozhevnykov, A. A., Ratov, B. T., Khomenko, V. L. (2019). Dependence of the drilling speed on the frictional forces on the cutters of the rock-cutting tool. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho UniversytetuIssue, 1, 21 – 27.
22. Buravleva, A. A., Fedorets, A. N., Vornovskikh, A. A., et al. (2022). Spark plasma sintering of WC-based 10wt%Co hard alloy. A study of sintering kinetics and solid-phase processes. Materials, 15, 10–91.
23. Huaping, X., Shuhai, L., Kaiwen, T. (2019). Experimental investigation of force response, efficiency, and wear behaviors of polycrystalline diamond rock cutters. Applied Sciences, 9(15), 133-144.
24. Liu, J., Zheng, H., Kuang, Y., et al. (2019) 3D numerical simulation of rock cutting of an innovative non-planar face PDC cutter and experimental verification. Applied Sciences, 9(20), 121-137.
25. Dong, G., Chen, P. (2018). 3D numerical simulation and experiment validation of dynamic damage characteristics of anisotropic shale for percussive-rotary drilling with a full-scale PDC bit. Energies, 11(6), 1326-1339.
26. Grydzhuk, Ja., Chudyk, I., Velychkovych, A., Andrusyak, A. (2019). Аnalytical evaluation of inercial properties of the range of the drill string in its rotation. Eastern European Journal of Enterprise Technologies, 1/7(97), 6-14.
27. Menezes, P. L. (2017). Influence of rock mechanical properties and rake angle on the formation of rock fragments during cutting operation. The International Journal of Advanced Manufacturing Technology, 90, 127–139.
28. Rasulov, S. R., Hasanov, G. T., Zeynalov, A. N. (2020). Acoustic testing of rheological properties of oil in borehole. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan Series of Geology and Technical Sciences, 2(440), 141 –147.
29. Sharapatov, A., Shayakhmet, M. (2017). Physico-geological basis of efficiency of application of aeromagnetic method in oil-gas Caspian lowland. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, Series of Geology and Technical Sciences, 3(423), 95–99.
30. 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.
31. Novitskyi, I. V., Sliesarev, V. V., Maliienko, A. V. (2020). Method of identification of nonlinear dynamic control objects of preparatory processes before ore dressing. Naukovy Visnik National Hirnohoho University, 2, 42-46.
32. Aliyev, Ad. A., Abbasov, O. R., Aghayev, A. M., et al. (2022). Mineralogy, geochemistry and paleoweathering characteristics of Paleogene-Miocene oil shales in Azerbaijan. SOCAR Proceedings, 1, 24-36.
33. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). Comparative analysis of the geopolymer and Portland cement application as plugging material under conditions of incomplete displacement of drilling mud from the annulus. SOCAR Proceedings, 1, 108-115.
34. Sharapatov, A., Taikulakov, E. E., Assirbek, N. A. (2020) Geophysical methods capabilities in prospect evaluation and detection of copper-bearing localisations of western pre-Balkhash. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, Series of Geology and Technical Sciences, 3(441), 72–78.
35. Abdoldina, F. N., Nazirova, A. B., Dubovenko, Y. I., Umirova, G. K. (2021). Solution of the gravity exploration direct problem by the simulated annealing method for data interpretation of gravity monitoring of the subsoil conditions. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, Series of Geology and Technical Sciences, 1(445), 13–21.
36. Kryzhanivskyi, Ye. I. ,Vytyaz, O. Yu., Tyrlych, V. V., et al. (2021). Evaluation of the conditions of drill pipes failure during tripping operations. SOCAR Proceedings, 1, 36–48.
37. Vytyaz, O., Hrabovskyy, R., Artym, V., Tyrlych, V. (2020). Effect of geometry of internal crack-like defects on assessing trouble-free operation of long-term operated pipes of drill string. Metallofizika i Noveishie Tekhnologii, 42(12), 1715–1527.
38. Ihnatov, A., Koroviaka, Ye., Rastsvietaiev, V., Tokar, L. (2021). Development of the rational bottomhole assemblies of the directed well drilling. E3S Web of Conferences: Gas Hydrate Technologies: Global Trends, Challenges and Horizons – 2020, 230,
39. Femyak, Ya. M., Femiak, V. Ya., Kovbsiuk, I. M., et al. (2019). Evaluation of the influence of geological-technical factors on the durability of casing columns in oil and gas wells. In: XIII International Scientific Conference «Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment».
40. Femyak, Ya. M., Riznychuk, A. I., Fedoriv, V. V., et al. (2021). Technical and technological solutions to prevent destruction of the walls of directional wells in the mining and geological conditions of Ukrainian fields. In: XV International Scientific Conference «Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment».
41. Melnychenko, Y., Poberezhny, L., Hrudz, V., et al. (2021). Determination of preconditions leading to critical stresses in pipeline during lowering. Lecture Notes in Civil Engineering, 102, 241–252.
42. Kryzhanivskyi, E. І., Nykyforchyn, H. М., Student, О. Z., et al. (2020). Role of nonmetallic inclusions in premature stress-corrosion fractures of drill pipes. Materials Science, 55(6), 822–830.
43. Kovbasiuk, I. M., Martsynkiv, O. B., Femiak, Y. M., et al. (2020). Research of the stressed state of saline rocks of prykarpattia deposits under the influence of thermobaric conditions. In: XIV International Scientific Conference on Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment.
44. Ziaja, J., Stryczek, S., Jamrozik, A., et al. (2017). Sealing slurries limiting natural gas exhalations from the annular space of a wellbore. Przemysl Chemiczny, 96(5), 990-992.
45. Ovetska, O., Ovetskyi, S., Vytiaz, O. (2021). Conceptual principles of project management for development of hydrate and other unconventional gas fields as a component of energy security of Ukraine. E3S Web of Conferences, 230, 01021.
46. Fedorov, B., Ratov, B., Sharauova, A. (2017). Development of the model of petroleum well boreability with PDC bore bits for Uzen oil field (the Republic of Kazakhstan). Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 3(1), 16–22.

Представлены результаты исследований термофизических свойств и стабилизации нано- и микрофлюидов приготовленных на основе водных растворов глицерина. Приведены результаты определения теплопроводности, реологии, межфазного натяжения и стабильности исследованных растворов. Для приготовления нанофлюидов использовались наночастицы Cu, Ni и Al, а для приготовления микрофлюидов были использованы микрочастицы метал-стринг комплекса [Ni₅(μ₅-pppmda)₄Cl₂] синтезированные в лабораторных условиях. Показано, что микрофлюид Ni₅ обладает более высокой стабильностью, чем исследованные нанофлюиды, за счет образования водородных связей, меньшей плотности микрочастиц и образования ансамблей частиц, размеры которых определяются условиями плавучести. Существенно отличается и реология микрофлюидов Ni₅, проявляющих тиксотропное поведение. В исследованных микрофлюдах Ni₅ наблюдалось практически такое же увеличение теплопроводности в сравнении с базовой жидкостью, как и в нанофлюидах. Показано, что повышение теплопроводности микрофлюидов связано также с монокристаллической структурой используемых микрочастиц. Предложено уравнение предсказывающее повышение теплопроводности в 10 раз для растворов нанофлюидов Ni5 по сравнению с микрофлюидами.

Ключевые слова: нанофлюид; микрофлюид; теплопроводность; вязкость; стабильность.

Литература

1. Dey, D., Sahu, D. S. (2021). A review on the application of the nanofluids. Heat Transfer, 50, 1113– 1155.
2. Bupesh Raja, V. K., Unnikrishnan, R., Purushothaman, R. (2015). Application of nanofluids as coolant in automobile radiator – An overview. AppliedMechanics and Materials, 766-767, 337-342.
3. Bhogare, R. A., Kothawale, B. S. (2013). A review on applications and challenges of nano-fluids as coolant in automobile radiator. InternationalJournal of Scientific and Research Publications, 3, 1-11.
4. Naraki, M., Peyghambarzadeh, S. M., Hashemabadi, S. H., Vermahmoudi, Y. (2013). Parametric study of overall heat transfer coefficient of CuO/water nanofluids in a car radiator. InternationalJournal of Thermal Sciences, 66, 82-90.
5. Leong, K. Y., Saidur, R., Kazi, S. N., Mamun, A. H. (2010). Performance investigation of an car radiator operator with nanofluid-based coolants (nanofluid as a coolant in a radiator). AppliedThermal Engineering, 30, 2685-2692S.
6. Alam, N., Langde, A. (2022). A review of application of nanofluid. Journal of East China University of Science and Technology, 65(4), 173–180.
7. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2022). Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
8. Hou, J., Du, J., Sui, H., et al. (2022). A review on the application of nanofluids in enhanced oil recovery. Frontiers of Chemical Science and Engineering, 16, 1165–1197.
9. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
10. Torsæter, O. (2021). Application of nanoparticles for oil recovery. Nanomaterials (Basel), 11(5), 1063.
11. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Veliyev, E. F. (2011). Nanofluid for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78, 431–437.
12. Hendraningrat, L., Li, S., Torsater, O. (2013). A coreflood investigation of nanofluid enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 111, 128-138.
13. Abhishek, R., Kumar, G. S., Sapru, R. (2015). Wettability alteration in carbonate reservoirs using nanofluids. Petroleum Science and Technology, 33(7), 794–801.
14. Suleimanov, B. A., Ismayilov, F. S., Veliyev, E. F., Dyshin, O. A. (2013). The influence of light metal nanoparticles on the strength of polymer gels used in oil industry. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
15. Wasan, D. T., Nikolov, A. D. (2003). Spreading of nanofluids on solids. Nature, 423, 156-159.
16. Abbasov, H. F. (2019). Determination of nanolayer thickness and effective thermal conductivity of nanofluids. Journal of Dispersion Science and Technology, 40(4), 594–603.
17. Abbasov, H. F. (2020). Modeling of anisotropic thermal conductivity of ferrofluids. Journal of Dispersion Science and Technology, 41(7), 1030–6.
18. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2022). Enhanced oil recovery mechanism with nanofluid injection. SOCAR Proceedings, 3, 28-37.
19. Suleimanov, B. A., Lyatifov, Ya. А., Abbasov, H. F., Veliyev, F. F. (2020). Method for developing offshore oil fields by waterflooding. EA Patent 035683.
20. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2016). Effect of copper nanoparticle aggregation on the thermal conductivity of nanofluids. Russian Journal of Physical Chemistry A, 90, 420–428.
21. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F. (2017). Chemical control of quartz suspensions aggregative stability. Journal of Dispersion Science and Technology, 38(8), 1103–9.
22. Ismayilov, F. S., Suleimanov, B. A., Ismailov, R. H., et al. (2017). Chemical composition for sand aggregation in oil wells. EA Patent 025958.
23. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni₅(μ₅-pppmda)₄Cl₂] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41–50.
24. Ismayilov, R. H.,  Wang, W.-Z., Peng, S.-M., Suleimanov, B. A. (2017). Synthesis, crystal structure and properties of a pyrimidine modulated tripyridyldiamino ligand and its complexes. Polyhedron, 122, 203–209.
25. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Tagiyev, D. B., et al. (2018). Linear pentanuclear nickel(II) and tetranuclear copper(II) complexes with pyrazine-modulated tripyridyldiamine ligand: Synthesis, structure and properties. Inorganica Chimica Acta, 483, 386-391.
26. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Suleimanov, B. A., et al. (2018). Double-stranded helicates of Ni(II), Co(II), Fe(II) and Zn(II) with oligo-αnaphthyridylamino ligand: Synthesis, structure and properties. Polyhedron, 144, 75-81.
27. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Suleimanov, B. A., et al. (2020). Long chain defective metal string complex with modulated oligo-α-pyridylamino ligand: Synthesis, crystal structure and properties. Journal of Molecular Structure, 1200, 126998.
28. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Suleimanov, B. A., et al. (2019). Defective octanuclear nickel complex with pyrazine and naphthyridine modulated n2(pyrazin-2-yl)-n7-(2-(pyrazin-2-ylamino)-1,8-naphthyridin-7-yl)-1,8-naphthyridine-2,7-diamine ligand. Chemical Problems, 2(17), 185-192.
29. Ismayilov, R. H., Fatullayeva, P. A. (2021). Metal complexes with dihydrazone of malonic acid dihydrazine. Scientific Petroleum, 1, 58-62.
30. Deryguin, B. V. (1986). Theory of stability of colloids and thin films. Moscow: Nauka.
31. Efremov, I. F., Usyarov, O. G. (1976). The long-range interaction between colloid and other particles and the formation of periodic colloid structures. Russian ChemicalReviews, 45, 435–453.
32. Gao, J., Ndong, R., Shiflett, M. B., Wagner, N. J. (2015). Creating nanoparticle stability in ionic liquid [C4mim][BF4] by inducing solvation layering. ACS Nano, 9, 3243–3253.
33. Rao, Y. (2010). Nanofluids: stability, phase diagram, rheology and applications. Particuology, 8, 549–555.
34. Wang, Zh. (2012). Thermal conductivity of polycrystalline semiconductors and ceramics. PhD Thesis. University of California.
35. McLeod, A. D., Haggerty, J. S., Sadoway, D. R. (1984). Electrical resistivities of monocrystalline and polycrystalline TiB2. Journal of American Ceramic Society, 67, 705-708.
36. Greenstein, A. M., Graham, S., Hudiono, Y. C., Nair, S. (2006). Thermal properties and lattice dynamics of polycrystalline MFI zeolite films. Nanoscale and Microscale Thermophysical Engineering, 10, 321-331.
37. Ismayilov, R. H., Wang, W. Z., Lee, G. H., Peng, S. M. (2015). Study on a new polydentatepyridylamineandits complexes: synthesis, supramolecular structure and properties. SOCAR Proceedings, 1, 74-82.
38. Shieh, S.-J., Chou, C.-C., Lee, G.-H., et al. (1997). Linearpentanuclear complexes containing a chain of metal atoms: [Co (μ₅-tpda)₄(NCS)₂] and [Ni (μ₅-tpda)₄Cl₂]. Angewandte Chemie International Edition, 36, 56−59.
39. Yin, C.-X., Huo, F.-J., Wang, -Z., et al. (2009). Synthesis, structure, magnetism and electrochemical properties of linear pentanuclear complex: Ni₅(μ-dmpzda)₄(NCS)₂. Chinese Journal of Chemistry, 27,  1295–1299.
40. Hong, S. W., Kang, Y. T., Kleinstreuer, C., Koo, J. (2011). Impact analysis of natural convection on thermal conductivity measurements of nanofluids using the transient hot-wire method. InternationalJournal of Heat and Mass Transfer, 54, 3448-3456.
41. Chae, D.-H., Berry, J. F., Jung, S., et al. (2006). Vibrational excitations in single trimetal-molecule transistors. NanoLetters, 6, 165–168.
42. Mishra, P. Ch., Mukherjee, S., Nayak, S. K., Panda, A. A. (2014). Brief review on viscosity of nanofluids. InternationalNano Letters, 4, 109–120.
43. Barlaka, S., Sara, O. N., Karaipekli, A., Yapici, S. (2016). Thermal conductivity and viscosity of nanofluids having nanoencapsulated phase change material.
    Nanoscale and Microscale Thermophysical Engineering, 20(2), 85-96.
44. Rudyak, V. Ya., Krasnolutskii, L. (2014). Dependence of the viscosity of nanofluids on nanoparticle size and material. PhysicsLetters A, 378, 1845–1849.
45. Venerus, D. C., Buongiorno, J., Christianson, R., et al. (2010). Viscosity measurements on colloidal dispersions (nanofluids) for heat transfer applications. Applied Rheology, 20, 44582.
46. Lu, W., Fan, Q. (2008). Study for the particle’s scale effect on some thermophysical properties of nanofluids by a simplified molecular dynamics method. Engineering Analysis with Boundary Elements, 32, 282-289.
47. Abbasov, H. F. (2022). A new model for the relative viscosity of aqueous electrolyte solutions. Chemical Physics Letters, 800, 139670.
48. Anoop, K. B., Sundararajan, T., Das, S. K. (2009). Effect of particle size on the convective heat transfer in nanofluid in the developing region. InternationalJournal of Heat and Mass Transfer, 52, 2189–2195.
49. Zafarani-Moattar, M. T., Majdan-Cegincara, R. (2013). Investigation on stability and rheological properties of nanofluid of ZnO nanoparticles dispersed in poly(ethylene glycol). Fluid Phase Equilibria , 354, 102-108.
50. Tseng, W. J., Lin, K.-C. (2003). Rheology and colloidal structure of aqueous TiO₂ nanoparticle suspensions. Materials Science and Engineering: A, 355, 186-192.
51. Abbasov, H. F. (2014). Conformational characteristics of polyethylene glycol macromolecules in aqueous solutions according to refractometry. Russian Journal of Physical Chemistry A, 88(6), 942–5.
52. Fürth, R. (1941). On the theory of the liquid state. Mathematical Proceedings of the Cambridge Philosophical Society, 37, 281-290.
53. Ravera, F., Santini, E., Loglio, G., et al. (2006). Effect of nanoparticles on interfacial properties of liquid/liquid and liquid/air surface layers. Journal of Physical Chemistry B, 110, 19543–19551.
54. Löwen, H. (1994). Melting, freezing and colloidal suspensions. Physics Reports, 237, 249-324.

Одной из распространенных проблем, возникающих в течение срока службы нефтяных или газовых скважин, является обводненность, которая приводит к экономическим проблемам из-за расходов на обработку воды и эксплуатационных затрат, а также к снижению продуктивности нефти. В данном исследовании для экспериментальной работы используется органически сшитая система, состоящая из HQ/HMTA, в качестве замены фенол/формальдегидной системы с более низким уровнем токсичности. Настоящее исследование посвящено изучению гелеобразования с использованием метода бутылочных испытаний с полимерным гелеобразователем, приготовленным из ПАА и HQ/HMTA. Определение времени гелеобразования при различных температурах важно для понимания глубины, на которую гель может быть помещен в пласт при пластовой температуре. Исследование показало, что время гелеобразования можно регулировать путем изменения состава геля и условий окружающей среды - от нескольких часов до нескольких дней; более высокая концентрация полимера и сшивателя в растворе гелеобразователя приводит к уменьшению времени гелеобразования, но чрезмерное сшивание приводит к синерезису за пределами определенного диапазона. Гелеобразование происходит быстрее в присутствии соли низкой концентрации по сравнению с дистиллированной водой, но при увеличении концентрации соли время гелеобразования увеличивается из-за эффекта экранирования и снижения доступности сшивающих агентов; двухвалентные ионы способствуют более быстрому гелеобразованию по сравнению с моновалентными ионами, вероятно, из-за их более высокой степени заряженности. В целом, представленная гелевая система является высокоэффективной для изоляции водопритоков в скважинах.

Ключевые слова: ограничение водопритока; органически сшитый гель; время гелеобразования; коэффициент сопротивления; коэффициент остаточного сопротивления; двухвалентные ионы.

Литература

1. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Innovative technologies as a priority factor of the oil and gas industry development. ANAS Transactions. Earth Sciences, 2, 81-93.
2. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
3. Veliyev, E. F., Shirinov, S. V., Mammedbeyli, T. E. (2022). Intelligent oil and gas field based on artificial intelligence technology. SOCAR Proceedings, 4, 70-75.
4. Taha, A., Amani, M. (2019). Overview of water shutoff operations in oil and gas wells; chemical and mechanical solutions. ChemEngineering, 3(2), 51.
5. Joseph, A., Ajienka, J. A. (2010, July). A review of water shutoff treatment strategies in oil fields. SPE-136969-MS. In: Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
6. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
7. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk: ICS.
8. Suleimanov, B. A., Ismayilov H.,  Abbasov H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni₅(μ₅-pppmda)₄Cl₂] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
9. Ibrahimov, Kh. M., Huseynova, N. I., Hajiyev, A. A. (2021). Development of new controlling methods for the impact on the productive formation for «Neft Dashlary» oilfield. Scientific Petroleum, 1, 37-42.
10. Ibragimov, Kh. M., Kazımov, F. K., Akberova, A. F. (2022). Development and laboratory test of the gelling composition for the selective isolation of formation waters. Scientific Petroleum, 2, 40-46.
11. Ahmad, F. F., Gaibaliyev G. G. (2022) Stimulation of oil inflow by isolating water inflows in the bottomhole zone. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
12. Qayibova, А. Q., Аbbasov, M. M. (2022). Study of innovative water-insulating composition based on urea-formaldehyde resin. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
13. Latifov, Y. A. (2021). Non-stationary effect of thermoactive polymer composition for deep leveling of filtration profile. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
14. Fakhru’l-Razi, A., Pendashteh, A., Abdullah, L. C., et al. (2009). Review of technologies for oil and gas produced water treatment. Journal of Hazardous Materials, 170(2-3), 530-551.
15. Khatib, Z., Verbeek, P. (2002, March). Water to value–produced water management for sustainable field development of mature and green fields. SPE-73853-MS. In: SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production. Society of Petroleum Engineers.
16. Veliyev, E. F., Askerov, V. M., Aliyev, A. A. (2022) Enhanced oil recovery method for highly viscous oil reservoirs based on in-situ modification of physico-chemical properties. SOCAR Proceedings, SI2, 144-152.
17. 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.
18. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2021). Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for eor applications. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 82-92.
19. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37-50.
20. Akhmetov, T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. О., Mukhametshin, V. V., Safiullina, А. R. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering,333(7), 86-95.
21. Yakupov, R.F., Veliyev, E. F., Mukhametshin, V. Sh., et al. (2021). Rationale for different types of agent using to improve development efficiency. Petroleum Engineering,19(6), 81-91.
22. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
23. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
24. Veliyev, E., Aliyev, A., Mammadbayli, T. (2021). Machine learning application to predict the efficiency of water coning prevention techniques implementation. SOCAR Proceedings, 1, 104-113.
25. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A., Guliyev, V. V., Naghiyeva, N. V. (2019, October). Water shutoff using crosslinked polymer gels. SPE-198351-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
26. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
27. Sharifpour, E., Riazi, M., Ayatollahi, S. (2015). Smart technique in water shutoff treatment for a layered reservoir through an engineered injection/production scheme. Industrial & Engineering Chemistry Research, 54(44), 11236-11246.
28. Dai, C., Zhao, G., You, Q., Zhao, M. (2014). A study on environment‐friendly polymer gel for water shut‐off treatments in low‐temperature reservoirs. Journal of Applied Polymer Science, 131(8).
29. 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.
30. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. (2016, November). Nanogels for deep reservoir conformance control. SPE-182534-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
31. 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.
32. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
33. Ogezi, O., Strobel, J., Egbuniwe, D., Leonhardt, B. (2014, April). Operational aspects of a biopolymer flood in a mature oilfield. SPE-169158-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
34. Gomari, K. E., Gomari, S. R., Islam, M., Hughes, D. (2020). Studying the effect of acidic and basic species on the physiochemical properties of polymer and biopolymer at different operational conditions. Journal of Molecular Liquids, 301, 112424.
35. Sveistrup, M., van Mastrigt, F., Norrman, J., et al. (2016). Viability of biopolymers for enhanced oil recovery. Journal of Dispersion Science and Technology, 37(8), 1160-1169.
36. Yadav, U. S., Mahto, V. (2013). Modeling of partially hydrolyzed polyacrylamide-hexamine-hydroquinone gel system used for profile modification jobs in the oil field. Journal of Petroleum Engineering, 2013, 709248.
37. Bai, Y., Xiong, C., Wei, F., et al. (2015). Gelation study on a hydrophobically associating polymer/polyethylenimine gel system for water shut-off treatment. Energy & Fuels, 29(2), 447-458.

Обычно исследования по разработке газовых и газоконденсатных месторождений на начальной стадии основываются на данных, полученных в небольшом количестве разведочных скважин, в ходе проведенных исследований, при этом обработка данных осуществляется с нарушением стандартных процедур. В статье рассматривается метод определения продуктивности горизонтальных скважин в зависимости от формы фрагмента пласта (ленточный, кольцевой, эллипсоидный); расположения горизонтальных стволов (одиночные скважины, кусты скважин); изменчивости забойного давления на горизонтальном участке и др. Авторы указывают на трудности, с которыми они столкнулись при проведении испытаний и получении достоверных данных при разработке месторождения горизонтальными скважинами.

Ключевые слова: форма дренажной зоны; горизонтальная скважина; одиночные скважины и кусты скважин; фрагмент пласта; анализ параметров.

Литература

1. Mirzadzhanzade, A. Kh., Kuznetsov, O. L., Basniev, K. S. (2003). Foundations of gas recovery technology. Moscow: Nedra.
2. Aliyev, Z. S., Bondarenko, V. V. (2002). Gas and gas-and-oil field development study manual. Pechora: Pechersjoye Vremya.
3. Aliyev, Z. S., Marakov, D. A., Adzynova, F. A. (2022). Justification and selection of starting production rates and pressure drawdowns for the horizontal wells subject to reservoir capacity and flow properties and horizontal wellbore section design. SOCAR Proceedings, 2, 23-27.
4. Aliyev, Z. S., Marakov, D. A., Adzynova, F. A. (2022). Features of control over the development of gas and gas condensate fields using horizontal wells. SOCAR Proceedings, SI2, 138-143.

Для условий месторождений Западной Сибири разработан комплекс алгоритмов, позволяющих эффективно использовать метод аналогий для решения различных задач повышения эффективности управления разработкой объектов с целью увеличения прибыльности компаний недропользователей и увеличения степени выработки запасов. Предложен реальный алгоритм поиска не только объектов-аналогов, но и групп объектов-аналогов, что позволяет существенно расширить область возможных решений различных задач. Полученные результаты позволяют проводить обоснование как выбора объекта для зарекомендовавшей себя технологии, метода или системы, так и выбор технологии, метода или системы для объекта. Созданы блок-схемы дендрограмм раздельно по стратиграфическим системам, позволяющие обосновывать расширение областей применения эффективных технологий с минимальными рисками и очертить зоны с максимальными.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; объекты-аналоги; технология разработки; идентификация; повышение эффективности управления; извлекаемые запасы.

Литература

1. Шустер, В. Л. (2022). Особенности формирования и размещения крупных и гигантских по запасам месторождений нефти и газа в мегарезервуарах осадочных бассейнов. SOCAR Proceeding, SI2, 30–38. DOI: 10.5510/OGP2022SI200723
2. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р., Бурштейн, Л. М., Курчиков, А. Р. (2021). Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры. Геология и геофизика, 62(5), 711-726.
3. Бриллиант, Л. С., Комягин, А. И. (2016). Формализованный подход к оперативному управлению заводнением нефтяного месторождения. Нефть. Газ. Новации, 2, 66-72.
4. 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.
5. Дмитриев, Н. М., Максимов, В. М., Михайлов, Н. Н., Кузьмичев, А. Н. (2015). Экспериментальное изучение фильтрационных свойств анизотропных коллекторов углеводородного сырья. Бурение и нефть, 11, 6-9.
6. 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.
7. Бабаев, М. Л., Савченко, И. В., Шкитин, А. А. и др. (2017). Технологии вовлечения в разработку сложнопостроенного объекта АВ11-2 «рябчик» Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 9, 24–29.
8. 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.
9. 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.
10. Алтунина, Л. К., Кувшинов, В. А., Кувшинов, И. В., Чертенков, М. В. (2016). Физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Нефть. Газ. Новации, 6, 22-25.
11. 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.
12. 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.
13. Пятибратов, П. В., Заммам Мажед. (2022). Оптимизация заводнения на основе метода линий тока и решения задачи линейного программирования. SOCAR Proceedings, SI2, 153-163.
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. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
16. 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.
17. 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.
18. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
19. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
20. 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.
21. Потехин, Д. В., Путилов, И. С., Галкин, С. В. (2022). Методологическое обеспечение контроля подтверждаемости геолого-гидродинамических моделей и прогнозных дебитов по результатам эксплуатационного бурения скважин. SOCAR Proceedings, SI2, 65–71.
22. Abouhenidi, M., Fadul, R., Tadamarry, F., Rahdi, Y. (2019, March). Streamlining and automating geological requirements for development wells. SPE-194892-MS. In: SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
23. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
24. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
25. Marco, P., Enrico, B., Chiara, C., et al. (2021, September). Using knowledge graphs to navigate through geological concepts extracted from documents. In: OMC Med Energy Conference and Exhibition.
26. 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.
27. 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.
28. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
29. 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.
30. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
31. Ахмад, Ф. Ф., Гайбалыев, Г. Г. (2022). Интенсификации притока нефти путём изоляции притоков воды в призабойной зоне. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
32. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
33. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
34. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
35. Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk, ICS.
36. Grishchenko, V. A., Mukhametshin, V. Sh., Rabaev, R. U. (2022) Geological structure features of carbonate formations and their impact on the efficiency of developing hydrocarbon deposits. Energies, 15(23), 9002.
37. Yuanjun, L., Samuel, R. (2018, November). Reservoir ranking map sketching for selection of infill and replacement drilling locations using machine learning technique. SPE-192818-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
38. 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.
39. 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.
40. Judy, F. (2020). Artificial intelligence-driven timelines help optimize well life cycle. Journal of Petroleum Technology, 72, 50-51.
41. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
42. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
43. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
44. Рзаева, С. Дж. (2021). Использование биологически активных рагентов в методах интенсификации добычи нефти. Scientific Petroleum, 1, 31-36.
45. Гаибова, А. Г., Аббасов, М. M. (2022) Исследования инновационного водо-изоляционного состава на основе карбамид-формальдегидной смолы. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
46. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Ismayilov, R. H. (2022). Enhanced oil recovery with nanofluid injection. Petroleum Science and Technology, 41(18), 1734-1751.
47. Пунанова, С. А. (2022). Мегарезервуары углеводородов – аккумуляторы гигантских по запасам скоплений нефти и газа. SOCAR Proceedings, SI2, 39-51.
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. Сидорчук, Е. А., Добрынина, С. А. (2022). Влияние характеристик коллектора на крупность запасов углеводородов в природных резервуарах. SOCAR Proceedings, SI2, 23–29.
50. Бембель, С. Р. (2018). Геологические модели и перспективы нефтегазоносности территории восточной части Красноленинского свода. Нефтяное хозяйство, 10, 74–78.
51. 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.
52. 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.
53. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.

В работе рассмотрены вопросы разработки пластов бобриковско-радаевского и тульского горизонтов Арланского и Югомашевского месторождений, которые являются классическим примером терригенных коллекторов. Проведен анализ параметров эксплуатации горизонтальных скважин, пробуренных на пласт терригенной толщи нижнего карбона. Показана проблематика преждевременного обводнения скважин при низкой степени отбора удельных извлекаемых запасов. Характеристики вытеснения соответствуют типовой характеристике вытеснения по пласту с активным аквифером по месторождениям аналогам. По результатам выполненных расчетов выявлено, что на параметр времени достижения обводненности 70% влияет объем нефти, равный объему фигуры полуцилидра с радиусом равным расстоянию между отметками проводки и положению водонефтяного контакта, а также дебит жидкости скважины. Достижение критичной обводненности в скважинах с активной подошвенной водой является естественным процессом выработки пласта в объеме прискважинной зоны. Рассмотрено влияние забойного давления на характеристики вытеснения для скважин из разных групп. Проведено группирование скважин по дебиту жидкости, показано, что по группе скважин с увеличением дебита жидкости показатели вытеснения улучшаются.

Ключевые слова: терригенный коллектор; нефть; месторождение; горизонтальная скважина; обводненность; дебит жидкости; форсированный отбор; подошвенная вода; характеристика вытеснения.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. 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. 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.
4. 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. DOI: 10.5510/OGP2021SI
5. Грищенко, В.А., Рабаев, Р.У., Асылгареев, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Якупов, Р.Ф. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, SI2, 182-191.
6. Лятифов, Я. А. (2021). Нестационарное воздействие термоактивной полимерной композицией для глубинного выравнивания профиля фильтрации. Scientific Petroleum, 1, 25-30.
7. Рзаева, С. Дж. (2021). Использование биологически активных рагентов в методах интенсификации добычи нефти. Scientific Petroleum, 1, 31-36.
8. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
9. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
10. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
11. 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.
12. 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.
13. 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.
14. 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.
15. 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.
16. 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.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
21. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
22. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
23. 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.
24. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Прогнозирование параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107–116.
25. Суходанова, С. С., Халиуллин, Ф. Ф., Шакиров, М. А. др. (2022). Анализ эффективности выработки запасов объекта разработки при верхнеуровневой оценке показателей добычи нефти. Нефтяное хозяйство, 12, 30–33.
26. 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.
27. 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.
28. Якупов, Р. Ф., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Анализ эффективности реализуемой системы разработки, бурения горизонтальных скважин и проведения ГТМ в условиях карбонатных отложений турнейского яруса Знаменского нефтяного месторождения. SOCAR Proceedings, 4, 97-106.
29. 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.
30. 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.
31. 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.
32. 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.
33. Овчинников, К. А., Подлеснова, Е. В. Ведерников, О. С. и др. (2022). Извлечение остаточной нефти композицией ПАВ. Нефтяное хозяйство, 8, 70-75.
34. 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.
35. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
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. Шпуров, И. В. (2022). Мы должны обеспечивать рациональное недропользование и рациональную разработку месторождений. Нефтяное хозяйство, 8, 14-15.
38. 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.
39. 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.
40. 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.
41. 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.
42. Гареев, А. Т., Нуров, С. Р., Вагизов, А. М., Сибаев, Т. В. (2018). Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки Арланского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 112-116.
43. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46–51.
44. 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.
45. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
46. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
47. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.

Важнейшими фильтрационными характеристиками продуктивных пластов являются фазовые и относительные проницаемости для нефти и воды. Методы получения относительных фазовых проницаемостей можно разделить на лабораторные и аналитические. В настоящее время основной источник информации об ОФП являются методы, основанные на исследованиях керна в лабораторных условиях. Однако для каждого продуктивного пласта желательно иметь аналитические модели, описывающие экспериментальные данные об ОФП с точностью, достаточной для практических целей. Наличие таких моделей даст возможность повышения точности компьютерного моделирования разработки. Полученные в работе аналитические выражения позволяют учитывать влияние неоднородности поровых каналов по размерам на величину относительных фазовых проницаемостей. Показано, что неоднородность поровых каналов по размерам можно оценить по величине остаточной водонасыщенности, которая в свою очередь может быть определена по данным геофизических исследований скважин.

Ключевые слова: относительная проницаемость; остаточная водонасыщенность; поровые каналы; капилляриметрические и геофизические исследования.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Михайлов, Н. Н., Гурбатова, И. П., Моторова, К. А., Сечина, Л. С. (2016). Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа. Нефтяное хозяйство, 7, 80-85.
3. Пятибратов, П. В., Заммам Мажед. (2022). Оптимизация заводнения на основе метода линий тока и решения задачи линейного программирования. SOCAR Proceedings, SI2, 153-163.
4. 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.
5. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Гурбатова, И. П. (2011). Показатели смачиваемости в пористой среде и зависимость между ними. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(3), 10.
6. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва-Ижевск: ИКИ.
7. 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.
8. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
9. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
10. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
11. Сургучев, М. Л. (1985). Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Москва: Недра.
12. Grishchenko, V. A., Mukhametshin, V. Sh., Rabaev, R. U. (2022) Geological structure features of carbonate formations and their impact on the efficiency of developing hydrocarbon deposits. Energies, 15(23), 1–11.
13. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Моторова, К. А. (2012). Роль глинистых минералов в образовании адсорбционно-связанной нефти в породах-коллекторах углеводородного сырья. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(5), 51.
14. 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.
15. 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.
16. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ. (Suleimanov, B. A. (2022). Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow-Izhevsk, ICS. 286 p.)
17. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
18. Ахмад, Ф. Ф., Гайбалыев, Г. Г. (2022). Интенсификации притока нефти путём изоляции притоков воды в призабойной зоне. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
19. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
20. 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.
21. 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.
22. 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.
23. 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.
24. Suleimanov, B. A., Azizov, Kh. F., Abbasov, E. M. (1996). Slippage effect during gassed oil displacement. Energy Sources, 18(7), 773–779.
25. Михайлов, Н. Н., Семенова, Н. А., Сечина, Л. С. (2010). Условия формирования микроструктурной смачиваемости и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(1), 30.
26. Tyncherov, K. T., Mukhametshin, V. Sh., Rakhimov, N. R. (2021). Theoretical basis for constructing special codes for a noise-resistant downhole telemetry system. Journal of Physics: Conference Series, 1753, 012081.
27. 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.
28. 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.
29. Рзаева, С. Дж. (2021). Использование биологически активных рагентов в методах интенсификации добычи нефти. Scientific Petroleum, 1, 31-36.
30. 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.
31. Грищенко, В. А., Асылгареев, И. Н., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Методический подход к мониторингу эффективности использования ресурсной базы при разработке нефтяных месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 229-237.
32. Аббасов, А. А., Аббасов, Э. М., Исмайлов, Ш. З., Сулейманов, А. А. (2021). Оценка эффективности процесса заводнения нефтяных пластов на основе емкостно-резистивной модели с нелинейным коэффициентом продуктивности. SOCAR Procеedings, 3, 45-53.
33. Костригин, И. В., Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И. и др. (2009). Экспресс-метод оценки энергетического и ресурсного потенциала нефтяных залежей в процессе заводнения. Нефтяное хозяйство, 11, 39-41.
34. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
35. Purcell, W. R. (1949). Capillary pressures - their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom. Trans AIME, 186.
36. Brooks, R. H., Corey, A. T. (1966). Properties of porous media affecting fluid flow. Journal of the Irrigation and Drainage Division, 92, 61­90.
37. Черемисин, Н. А., Сонич, В. П., Батурин, Ю. Е., Дроздов, В. А. (1997). Условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении. Нефтяное хозяйство, 9, 40-45.
38. Михайлов, Н. Н., Сечина, Л. С., Моторова, К. А. (2012). Роль глинистых минералов в образовании адсорбционно-связанной нефти в породах-коллекторах углеводородного сырья. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(5), 51.
39. Brooks, R. H., Corey, A. T. (1964). Hydraulic properties of porous media. Colorado State University Hydrology, 3.
40. 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.
41. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. и др. (2020). The choice of the correlating function of capillary pressure curves under conditions of reservoirs in Western Siberia. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905, 012095.
42. 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.
43. Ахметов, Р. Т., Кулешова, Л. С., Велиев, Э. Ф. и др. (2022). Обоснование аналитической модели гидравлической извилистости поровых каналов коллекторов Западной Сибири по данным капиллярных исследований. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 333(7), 86–95.
44. Batalov, D. A., Andreev, V. E., Mukhametshin, V.V., Kuleshova, L.S. (2021) Development regulation of oil and gas reservoirs based on effective geological and geophysical information. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012055.
45. Дахнов, В. Н. (1975). Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. Москва: Недра.
46. Гиматудинов, Ш. К., Ширковский, А. И. (1982). Физика нефтяного и газового пласта. Москва: Недра.

Некорректное обобщение в одну петрофизическую модель пластов различного генезиса с использованием керна интервалов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами привело к завышению граничных значений и снижению ресурсного потенциала тонкослоистого низкопроницаемого объекта. Дополнительный отбор керна и пересмотр зависимостей с использованием радиоактивных методов каротажа позволил по новому взглянуть на объект, в т.ч. увеличить начальные геологические запасы более чем наполовину и обосновать статус трудноизвлекаемых запасов, тем самым повысив его привлекательность для ввода в разработку. Для повышения технико-экономической оценки обоснован переход к системе разработки на основе горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, а также определены оптимальные показатели плотности сетки скважин, их заканчивания и организации системы поддержания пластового давления. Использование рекомендаций позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти и чистый дисконтированный доход проекта более чем в два раза по сравнению с базовым утвержденным вариантом.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта; трудноизвлекаемые запасы; геомеханическая модель; повышение эффективности разработки; глинизированные, низкопроницаемые коллектора.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
2. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
3. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
4. 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.
5. 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.
6. Grishchenko, V. A., Mukhametshin, V. Sh., Rabaev, R. U. (2022) Geological structure features of carbonate formations and their impact on the efficiency of developing hydrocarbon deposits. Energies, 15, 1–11.
7. Vishnyakov, V. V., Suleimanov, B. A., Salmanov, A. V., Zeynalov, E. B. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
8. Сулейманов, Б. А. (2022). Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. Москва-Ижевск: ИКИ.
9. Suleimanov, B. A., Ismayilov, R. H.,  Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
10. Suleimanov, B. A. , Veliyev, E. F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
11. Ибрагимов, Х. М., Гусейнова, Н. И., Гаджиев, А. А. (2021). Разработка новых методов контроля над воздействием на продуктивные пласты на примере месторождения «Нефт Дашлары». Scientific Petroleum, 1, 37-42.
12. Ахмад, Ф. Ф., Гайбалыев, Г. Г. (2022). Интенсификации притока нефти путём изоляции притоков воды в призабойной зоне. Scientific Petroleum, 2, 23-27.
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. 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.
15. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р., Бурштейн, Л. М., Курчиков, А. Р. (2021). Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры. Геология и геофизика, 62(5), 711-726.
16. 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.
17. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
18. Яценко, В. М., Гаврилова Е. В., Торопов К. В. и др. (2022). Способы локализации перспективных зон баженовской свиты. Нефтяное хозяйство, 11, 84-88.
19. 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.
20. Шпуров, И. В., Захаренко, В. А., Фурсов, А. Я. (2015). Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП. Недропользование XXI век, 1(51), 12-19.
21. Бурштейн, Л. М., Конторович, А. Э., Рыжкова, С. В. и др. (2021). К методике количественной оценки ресурсов углеводородов баженовской свиты юго-восточных районов Западно-Сибирского бассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2(1), 15-24.
22. 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.
23. 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.
24. Агишев, Э. Р., Дубинский, Г. С., Мухаметшин, В. В. и др. (2022) Прогнозирование параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. SOCAR Proceedings, 4, 107-116.
25. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33–39.
26. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F. , Vishnyakov, V. V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
27. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
28. 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.
29. 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.
30. Liu, Y., Wu, K., Jin, G., et al. (2021). Fracture-hit detection using LF-DAS signals measured during multifracture propagation in unconventional reservoirs. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 24(3), 523–535.
31. Тихонов, С. (2019). ТРиЗ и налоги. Стимулы и препятствия для разработки трудноизвлекаемых запасов. Нефтегазовая вертикаль, 6, 10–17.
32. 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.
33. (2022). US crude oil field production. Ycharts Inc. https://ycharts.com/indicators/us_crude_oil_field_production
34. Guo, W., Zhang, X., Kang, L., et al. (2022). Investigation of flowback behaviours in hydraulically fractured shale gas well based on physical driven method. Energies, 15(1), 325.
35. Melcher, H., Mayerhofer, M., Agarwal, K., et al. (2020). Shale-oil-fracturing designs move to just-good-enough proppant economics with regional sand. SPE Drilling & Completion, 35(4), 628–643.
36. Мухаметшин В. В. (2017). Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 328(7), 40–50.
37. Jacobs, T. (2014). Energized fractures: shale revolution revisits the energized fracture. Journal of Petroleum Technology, 66(6), 48–56.
38. Donnelly, J. (2014). Comments: global shale prospects. Journal of Petroleum Technology, 66, 3-18.
39. Gupta, I., Rai, C., Devegowda, D., Sondergeld, C. H. (2021). Fracture hits in unconventional reservoirs: a critical review. SPE Journal, 26(1), 412–434.
40. Michael, H. (2019). Weatherl. Technology focus: drilling innovation. Journal of Petroleum Technology, 71, 2-44.
41. Al Hameli, F., Suboyin, A., Al Kobaisi, M., et al. (2022). Modeling fracture propagation in a dual-porosity system: pseudo-3d-carter-dual-porosity model. Energies, 15, 1–18.
42. Denney, D. (2009). Multiple transverse fracturing in open hole enables development of a low-permeability reservoir. Journal of Petroleum Technology, 61(10), 47–48.
43. Weijers, L., Wright, C., Mayerhofer, M., et al. (2019). Trends in the North American frac industry: invention through the shale revolution. SPE-194345-MS. In: SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
44. Zborowski, M. (2019). Exploring the Innovative Evolution of Hydraulic Fracturing. Journal of Petroleum Technology, 71(7), 39-41.
45. Севастьянов, А. А., Коровин, К. В., Зотова, О. П., Зубарев, Д. И. (2016). Особенности строения и оценка потенциала ачимовских отложений на территории ХМАО-Югры. Успехи современного естествознания, 8, 195–199.
46. Агишев, Э. Р., Бахтизин, Р. Н., Дубинский, Г. С. и др. (2022). Оптимизация разработки многослойных продуктивных пластов изменением параметров заканчивания скважин и их расположения. SOCAR Proceedings, 4, 27-34.
47. Хасанов, М. М., Белозеров, Б. В., Бочков, А. С. и др. (2014). Применение спектральной теории для анализа и моделирования фильтрационно-емкостных свойств пласта. Нефтяное хозяйство, 12, 60–64.
48. Баталов, С. А., Андреев, В. Е., Мухаметшин, В. В. и др. (2022). Использование функций резонанса при оценке параметров межскважинных зон. Записки Горного института, 257, 755-763.
49. 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.
50. Бриллиант, Л. С., Клочков, А. А., Выдрин, А. Г. и др. (2010). Технология оптимизации системы разработки объекта АВ1 1-2 Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 10, 120–124.
51. Проскурин, В. А. (2013). Обоснование применимости и оценка эффективности технологии многостадийного ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть–Мегионнефтегаз». Нефтепромысловое дело, 10, 87–89.
52. Стабинскас, А. П., Султанов, Ш. Х., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Эволюция жидкости гидроразрыва пласта: от гуаровых систем к синтетическим геллирующим полимерам. SOCAR Proceedings, SI2, 172-181.

В работе исследуются теплообменные процессы в скважине при кратковременном индукционном нагреве участка металлической обсадной колонны. Разогрев колонны приводит к повышению температуры в потоке жидкости, движущейся в стволе скважины. Кратковременность воздействия обеспечивает появление температурных меток в потоке, наблюдение за их эволюцией составляет основу нового направления в скважинной термометрии, названного активной термометрией. Получен ряд аналитических решений для расчета изменения температуры восходящего потока и обсадной колонны в процессе индукционного нагрева. Аналитические решения сравниваются с численным моделированием на коммерческом симуляторе Ansys Fluent1. Установлено, что расхождение результатов расчетов по аналитическим и численной моделям снижается при увеличении числа Рейнольдса и турбулизации режима течения, т.е. при активном перемешивании потока в скважине в ее поперечном сечении. Разработанные модели будут использованы при планировании промыслово-геофизических исследований в скважинах методом активной термометрии.

Ключевые слова: активная термометрия; скважина; индукционный нагрев; температура колонны; число Нуссельта; преобразования Лапласа.

Литература

1. Валиуллин, Р. А., Яруллин, Р. К (2014). Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин. Вестник Академии наук Республики Башкортостан, 1, 21-28.
2. Яруллин, Р. К., Яруллин, А. Р., Валиуллин, А. С. и др (2020). Оптимизация аппаратно-технологического комплекса промыслово-геофизических исследований действующих горизонтальных скважин. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 4, 19-28.
3. Shakarov, H. I., Rasulova, M. M., Allahverdiyev, E. G., Hasanova, L. F. (2022). Specifying of the geological structure of Bulla-Deniz area  with two-dimensional seismic exploration works. Scientific Petroleum, 2, 14-18.
4. Shakarov, H. I., Qasanova, L. F., Rasulova, M. М. (2022). Study of the geological structure and prediction of the oil and gas potential of the Zardab-Shikhbagi field. Scientific Petroleum, 1, 31-35.
5. Valiullin, R. A., Yarullin, R. K., Yarullin, A. R. (2010, October). Development of inflow profiling criteria for low-rate horizontal wells on the basis of physical laboratory experiments and field studies. SPE-136272-RU. In: SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
6. Валиуллин, Р. А., Яруллин, Р. К., Шарафутдинов, Р. Ф. и др. (2014). Современные технологии геофизических исследований действующих горизонтальных скважин, применяемые на месторождениях РФ. Нефть. Газ. Новации, 2, 21-25.
7. Имамова, Е. Ю., Акчурин, А. А., Яруллин, Р. К. (2019). Анализ информативности данных механической расходометрии в нефтяных скважинах с использованием аппаратуры российского производства. Нефтяное хозяйство, 3, 86-91.
8. Valiullin, R. A., Sharafutdinov, R. F., Fedotov, V. Ya., et al (2018, January). A new radial-azimuth thermal anemometer for determining the direction and velocity of fluid flow in the wellbore. SPE-191565. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Яруллин, Р. К., Яруллин, А. Р., Гаязов, М. С. (2019). Концепция применения метода температурных меток в горизонтальных скважинах в условиях многофазного потока. PROнефть. Профессионально о нефти, 1, 7-11.
10. Валиуллин, Р. А., Шарафутдинов, Р. Ф., Рамазанов, А. Ш. (2002). Способ активной термометрии действующих скважин (варианты). Патент РФ 2194160.
11. Валиуллин, Р. А., Шарафутдинов, Р. Ф., Сорокань, В. Ю. и др. (2002). Использование искусственных тепловых полей в скважинной термометрии. Научно-технический вестник «Каротажник», 10, 124–137.
12. Valiullin, R. A., Sharafutdinov, R. F., Ramazanov, A. Sh. (2012, June). Enhancement of well productivity using a technique of high-frequency induction treatment. SPE-157724-MS. In: SPE Heavy Oil Conference Canada. Society of Petroleum Engineers.
13. Хлюпин, П. А., Хазиева, Р. Т., Вахеди, A. (2021). Разработка новых электротехнологических систем и комплексов в добыче трудноизвлекаемых запасов нефти. SOCAR Proceedings, 1, 125-137.
14. Гаязов, М. С. (2018). Метод температурных меток оценки скорости потока и общего расхода применительно к условиям действующих горизонтальных скважин. Известия ВУЗ. Поволжский регион. Естественные науки, 2, 44-55.
15. Логинов, В. С., Милютин, В. Г. (2017). Температурные поля в скважине при выключенной циркуляции промывочной жидкости. Известия ВУЗ. Нефть и газ, 5, 75-80.
16. Валиуллин, Р. А., Яруллин, Р. К. (2010). Геофизические исследования и работы в скважинах. Том 3. Исследования действующих скважин. Уфа: Информреклама.
17. Филиппов, А. И., Щеглова, Е. П. (2017). Исследование температурных полей в скважине в процессе закачки жидкости на основе численной инверсии Изегера. Известия ВУЗ. Нефть и газ, 2, 47-52.
18. Stehfest, H. (1970). Algorithm 368: Numerical inversion of Laplace transforms. Communications of the ACM, 1, 47–49.
19. Шарафутдинов, Р. Ф., Хабиров, Т. Р., Садретдинов, А. А. (2015). Исследование неизотермического двухфазного течения в вертикальной скважине. Прикладная механика и техническая физика, 2, 15-20.
20. Валиуллин, Р. А., Шарафутдинов, Р. Ф., Федотов, В. Я. и др. (2016). Экспериментальная установка для изучения свободной тепловой конвекции при индукционном нагреве эксплуатационной колонны. Вестник Башкирского университета, 2, 264-268.
21. Incropera, F. P., David, P. D., Bergman, Th. L., et.al (2006). Fundamentals of heat and mass transfer. New York City: Wiley.

В статье рассматривается способность неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) к эмульгированию минеральных масел в водной среде, т.е. образованию эмульсии прямого типа (масло в воде). На примере оксиэтилированных алкилфенолов установлено, что эмульгирующая способность НПАВ зависит не только от числа групп окиси этилена в их молекуле, но и от химического состава минерального масла (дисперсной фазы эмульсии). Для подбора эффективных и наиболее предпочтительных пар: эмульгатор (НПАВ) – дисперсная фаза (минеральное масло) предлагается использовать показатель под названием «водное число», как в качестве характеристики гидрофильно-липофильного баланса НПАВ, так и гидрофильного характера масла. Установлены пределы изменения критерия, определяемого соотношением показателей «водного числа» НПАВ и минерального масла, которые соответствуют их физико-химической совместимости и образованию стабильной эмульсии.

Ключевые слова: поверхностно-активные вещества; гидрофильно-липофильный баланс; оксиэтилированные алкилфенолы; эмульгатор; эмульсия «масло в воде»; минеральное масло; «водное число». 

Литература

1. Griffin, W. C. (1949). Classification of surface active agents by HLB.  Journal of the Society of Cosmetic Chemists, 1(5), 311-326.
2. (1996). Encyclopedia of emulsion technology / Ed. Becher P, Vol. 4. New York: Marcel Dekker.
3. Haw, P. (2004, March). The HLB system. A time saving guide to surfactant selection. Presentation to the Midwest  chapter of the Society of Cosmetic Chemists. USA: New Castle DE.
4. (2015). The HLB system. California chapter of the Society of Cosmetic Chemists. Presentation of Croda International Plc. USA: New Castle DE.
5. Latypov, A. G., Imaeva, E. Sh. (2016). Regulation mutual substitution of immiscible fluid in layered heterogeneous formation by physicochemical modification of the interphase surface. In: Russian Scientific and Technical Conference dedicated to the 90th anniversary of the birth of Corresponding Member RAS, Dr. Sciences, Professor R.R.Mavlutov. Ufa: USATU Publishing House.
6. Griffin, W. C. (1954).  Calculation of HLB values of nonionic surfactants. Journal of the Society of Cosmetic Chemists, 5(5), 249-255.
7. Jelinek, C. F., Mayhew, R. L. (1954). Nonionic surfactants their chemistry and textile uses. Textile Research Journal, 24(8), 765-778.
8. Crook, E. H., Fordyce, D. B. (1964). Molecular weight distribution of nonionic surfactants. III. Foam, wetting, detergency, emulsification and solubility properties of normal distribution and homogeneous octylphenoxyethoxyethanols. Journal of the American Oil Chemists' Society, 41(3), 231-237.
9. Lissant, K. J. (1988). Uses of glyphs to organize data in multivariant systems. Encyclopedia of emulsion technology. Vol. 3. New York: Marcel Dekker.
10. Greenwald, H. L., Brown, G. L., Fineman, M. N. (1956).  Determination of the hydrophile-lipophile character of surface active agents and oils by a water titration. Analytical Chemistry, 28, 1693-1697.
11. (2016). ASTM D 611-12. Standard test methods for aniline point and mixed aniline point of petroleum products and hydrocarbon solvents. USA: ASTM.
12. (2003). ASTM D 4054-93. Standard practice for evaluating the compatibility of additives with aviation-turbine fuels and aircraft fuel materials. USA: ASTM.
13. (2019). ASTM E 1116-98. Standard test method for emulsification characteristics of pesticide emulsifiable concentrates. USA: ASTM.

В статье раскрыта значимость применения наполнителей в целях улучшения противокоррозионных свойств судовых лакокрасочных материалов (ЛКМ), рассмотрены вопросы возможности применения наполнителей на основе наномела и наноталька в судовых ЛКМ. Исследован процесс получения высокодисперсных порошков мела и талька. Экспериментальным путём в лаборатории получены образцы наноталька и наномела. Разработана рецептура и апробирована эмаль на основе наполнителей наноталька и наномела. Рассмотрены вопросы контроля безопасности для окружающей среды при производстве судовых ЛКМ. Предложенный метод применения высокодисперсных порошков мела в составе ЛКМ позволяет повысить коррозионную стойкость, тем самым увеличив срок действия материала корпусов судов. Исследования проводились на судостроительной листовой стали РСД-32. Покрытие стали осуществлялось одним контрольным и тремя экспериментальными образцами. Исследования препарированных образцов осуществлялись на воздухе и в морской среде на протяжении 180 дней. Экспериментально установленные преимущества подтвердили целесообразность использования добавок наномела в составе ЛКМ, применяемых на судоремонтном и судостроительном производстве.

Ключевые слова: коррозия; наполнитель; судно; наномел; нанотальк; лакокрасочные материалы.

Литература

1. Степин, С. Н., Светлаков, А. П., Кемалов, А. Ф. и др. (2001). Антикоррозионный пигмент для грунтовок по металлу. Патент РФ № 2169162.
2. Ismayilov, R. H., Fatullayeva, P. A. (2021). Metal complexes with dihydrazone of malonic acid dihydrazine. Scientific Petroleum, 1, 58-62.
3. Назаров, У. С., Салиджанова, Н. С., Нашвандов, Ш. М., Хидиров, О. И. (2022). Некоторые особенности четвертичных аммониевых соединений в качестве ингибитора коррозии в средах с сульфатредуцирующими бактериями. Scientific Petroleum, 1, 52-62.
4. Ismayilov, R. H., Abbasov, H. F., Wang, W.-Z., et al. (2017). Synthesis, crystal structure and properties of a pyrimidine modulated tripyridyldiamino ligand and its complexes. Polyhedron, 122, 203–209.
5. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Tagiyev, D. B., et al. (2018). Linear pentanuclear nickel (II) and tetranuclear copper(II) complexes with pyrazine-modulated tripyridyldiamine ligand: Synthesis, structure and properties. Inorganica Chimica Acta, 483, 386-391.
6. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Wang, W.-Z., et al. (2018). Double-stranded helicates of Ni(II), Co(II), Fe(II) and Zn(II) with oligo-α-naphthyridylamino ligand: Synthesis, structure and properties. Polyhedron, 144, 75-81.
7. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Israfilov, N. V., et al. (2020). Long chain defective metal string complex with modulated oligo-α-pyridylamino ligand: Synthesis, crystal structure and properties. Journal of Molecular Structure, 1200, 126998.
8. Ismayilov, R. H., Valiyev, F. F., Israfilov, N. V., et al. (2019). Defective octanuclear nickel complex with pyrazine and naphthyridine modulated n2 (pyrazin-2-yl)-n7-(2-(pyrazin-2-ylamino)-1,8-naphthyridin-7-yl)-1,8-naphthyridine-2,7-diamine ligand. Chemical Problems, 2(17), 185-192.
9. Suleimanov, B. A., Ismayilov, R. H., Abbasov, H. F., et al. (2017). Thermophysical properties of nano- and microfluids with [Ni5(μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 513, 41-50.
10. Suleimanov, B. A., Abbasov, H. F., Valiyev, F. F., et al. (2019). Thermal-conductivity enhancement of microfluids with Ni3(µ3-ppza)4Cl2 metal string complex particles. ASME Journal of Heat Transfer, 141, 012404.
11. Светлаков, А. П., Вахин, А. В., Степина, Н. И. и др. (2012). Способ получения противокоррозионных пигментов. Патент РФ № 244195.
12. Дорофеев, В. С., Карпов, Ю. Л., Миронова, И. В. (2003). Экологические проблемы производства и применения лакокрасочных материалов. Лакокрасочные материалы и их применение, 7, 64-67.
13. (1977). ГОСТ 6465-76. Эмали марок ПФ-115, их технические условия. Москва: ИПК издательство стандартов.
14. (2005). ГОСТ 19007-73. Единая система защиты от старения и коррозии. ЛКП. Москва: ИПК издательство стандартов.
15. (2005). ГОСТ 29319-92. Межгосударственный стандарт материалы лакокрасочные. Метод визуального сравнения цвета. Москва: ИПК издательство стандартов.
16. (2002). ГОСТ 8784-75. Материалы лакокрасочные. Методы определения укрывистости. Москва: ИПК издательство стандартов.
17. (2004). ГОСТ 8420-74. Материалы лакокрасочные. Методы определения условной вязкости. Москва: ИПК издательство стандартов.
18. (2006). ГОСТ 9.402-2004. Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию. Москва: Стандартинформ.

В работе рассмотрена проблема образования гидратов, приводящая к значительному снижению уровня добычи и созданию серьезной угрозы для безопасности рабочего персонала. Предложено устройство, основанное на гидродинамической кавитации для борьбы с гидратообразованиями. На базе модели турбулентности переноса сдвиговых напряжений (SST) k-ω приведена уточненная модель неизотермического течения жидкости для анализа кавитационных процессов в программе ANSYS CFX. Модель показала, что изменение конструктивных особенностей кавитатора приводит к изменению интенсивности ее образования, что, в свою очередь, влияет на термодинамические характеристики потока. Так, при отношении геликоидной поверхности к длине горловине равном 0.75, длина кавитационного облака составила 154 мм, максимальное значение среднего содержания газовой фракции – 38%, а максимальное температурное изменения потока, протекающего через кавитатор достигло 1 К. А при отношении вышеупомянутых геометрических параметрах равном 1 длина кавитационного облака достигает 245 мм, максимальное значение среднего содержания газовой фракции – 60%, а температурное изменения потока, протекающего через кавитатор возрастает до 2 К. Полученные результаты показывают перспективность использования предложенного кавитатора в предупреждении и борьбе с гидратами в виду того, что достигается уход из зоны возможного гидратообразования путем увеличения температуры потока.

Ключевые слова: трубка Вентури; гидратообразования; CFD-моделирование; кавитация; кавитатор.

Литература

1. Исмаилов, Ф. С., Абдулгасанов, Ф. А., Исаев, Р. Ж. (2014). Повышение эффективности подготовки газа к транспорту на морском газоконденсатном месторождении. SOCAR Proceedings, 2, 57-61.
2. Абдулгасанов, А. З., Исаев, Р. Ж. (2013). Разработка комплексного реагента с синергетическими свойствами для промысловой обработки природного газа. SOCAR Proceedings, 1, 47-51.
3. Suleimanov, B. A, Suleymanov, A. A., Abbasov, E. M., Baspayev, E. T. (2018). A mechanism for generating the gas slippage effect near the dewpoint pressure in a porous media gas condensate flow.  Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 237-248.
4. Корабельников, М. И., Бастриков, С. Н., Аксенова, Н. А., Худайбердиев, А. Т. (2021). Исследование и разработка технико-технологических решений эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содержанием газа. SOCAR Proceedings, 2, 31-40.
5. Калачева, Л. П., Рожин, И. И., Федорова, А. Ф. (2017). Изучение влияния минерализации пластовой воды на процесс гидратообразования природных газов месторождений востока сибирской платформы. SOCAR Proceedings, 2, 56-61.
6. Wang, M., Qiu, J., Chen., W. (2021). Towards the development of cavitation technology for gas hydrate prevention. Royal Society Open Science, 8, 202054.
7. Dokichev, V. A., Voloshin, A. I., Nifantiev, N. E., et al. (2021). New «green» inhibitors of gas hydrate formation for the oil and gas industry based on polysaccharides. SOCAR Proceedings, 1, 33-40.
8. Макарова, Т. Г., Уразаков, К. Р., Думлер, Е. Б., Булюкова, Ф. З. (2022). Дозирующее устройство для предотвращения внутрискважинных отложений. Нефтегазовое дело, 20(2), 120-127.
9. Cruz, S., Godínez, F. A., Navarrete, M. (2019). Study of a cavitating venturi tube by lumped parameters. Journal of Fluids Engineering, 7(141), 071304.
10. Ghassemi, H., Fasih, H. F. (2011). Application of small size cavitating venturi as flow controller and flow meter. Flow Measurement and Instrumentation, 22, 406-412.
11. Башмур, К. А., Петровский, Э. А., Геращенко, Ю. А. и др. (2019). Гидродинамическое модульное устройство для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Нефтяная провинция, 3, 129-140.
12. Башмур, К. А., Петровский, Э. А., Тынченко, В. С. и др. (2022). Влияние гидроциклона-демпфера с рельефом поверхности на разделительную способность текучих неоднородных систем. SOCAR Proceedings, 2, 13-20.
13. Башмур, К. А., Бухтояров, В. В., Сергиенко, Р. Б. и др. (2022). Повышение качества турбинных расходомеров на основе использования ротора с внутренним геликоидным рельефом. SOCAR Proceedings,1, 48-53.
14. Мусазаде, Э. Ш., Башмур, К. А., Бухтояров, В. В., Абрамов, Ю. В. (2022). Кавитатор на основе трубки вентури с винтовым рельефом поверхности для габаритно-ограниченных гидравлических каналов. Нефтегазовое дело, 20(6), 232-243.
15. (2011). ANSYS CFX-Solver Theory guide. Canonsburg, PA, USA: ANSYS Inc.
16. Menter, F. R. (1994). Two-equation eddy-viscosity turbulence models for engineering applications. AIAA Journal, 32, 1598-1605.
17. Liu, H., Wang, J., Wang, Y., et al. (2014). Partially-averaged Navier–Stokes model for predicting cavitating flow in centrifugal pump. Engineering Applications of Computational Fluid Mechanics, 8, 319-329.
18. Zwart, P., Gerber, A. G., Belamri, T. (2004, May-June). A two-phase flow model for predicting cavitation dynamics. In: 5th International Conference on Multiphase Flow. Tsukuba, Japan: ICMF.

В данной работе предлагается метод расчета цилиндрических оболочек в зоне опорных устройств, основанный на предположении, что материал оболочки идеальный жесткопластический. Как правило, минимально необходимую толщину цилиндрической обо-лочки определяют при расчете ее на прочность. Однако во многих случаях, например при проектировании оборудования, находящегося под внутренним давлением, расчет на прочность не дает однозначного решения, поскольку такую оболочку можно укрепить ребрами. Чем чаще установлены ребра, тем тоньше может быть оболочка, но в этом случае ухудшается технологичность конструкции. Известно, что тонкую оболочку большого диаметра трудно изготовлять: увеличивается трудоемкость вальцевания, сборки, калибрования и т. д. Таким образом, предложен простой метод определения несущей способности цилиндрических оболочек и пластин в зоне опорных и строповых устройств, не требующий знания формы разрушения. Как видно, выпускаемые оболочки имеют толщины, большие расчетных, поэтому кривые, построенные по формулам, можно принять в качестве ог-раничительных зависимостей при назначении минимально необходимой толщины цилиндрической оболочки. Применение этих методов позволит уменьшить металлоемкость конструкций.

Ключевые слова: цилиндрическая; оболочка; толщина; опорный; форма; деформация.

Литература

1. Xue, L., Widera, G. E. O., Sang, Z. (2010). Parametric FEA study of burst pressure of cylindrical shell intersections. Journal of Pressure Vessel Technology, 132(3), 31203.
2. Москвитин, Г. В., Лебединский, С. Г. (2016). Закономерности развития усталостных трещин в стали литых деталей железнодорожных конструкций. Проблемы машиностроения и надежности машин, 5, 51-54.
3. Suleimanov, R. I., Khabibullin, M. Ya., Suleimanov, Re. I. (2019). Analysis of the reliability of the power cable of an electric-centrifugal pump unit. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. International Conference on Innovations and Prospects of Development of Mining Machinery and Electrical Engineering, 378, 012054.
4. Гасанов, Ф. К. (2010). Расчет и оптимизация геометрической формы нефтепромысловых резервуаров на основе полубезмоментной теории оболочек. SOCAR Proceedings, 2, 50-53.
5. Fanous, F. Z., Seshadri, R. (2009). Limit load analysis using the reference volume concept. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 86, 291-295.
6. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Летичевский, А. Е. и др. (2014). Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений самарской области. Нефтяное хозяйство, 11, 65-69.
7. Fang, J., Tang, Q. H., Sang, Z. F. (2009). A comparative study of usefulness for pad reinforcement in cylindrical vessels under external load on nozzle. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 86, 73-279.
8. Скопинский, В. Н., Сметанкин, А. Б., Вожова, Н. В. (2011). Выбор схематизированной диаграммы напряжений для упругопластического анализа пересекающихся оболочек. Машиностроение и инженерное образование, 1, 58-65.
9. Galimullin, M. L., Khabibullin, M. Y. (2020). Experience with sucker-rod plunger pumps and the latest technology for repair of such pumps. Chemical and Petroleum Engineering, 55(11-12), 896-901.
10. Султанмагомедов, Т. С., Бахтизин, Р. Н., Султанмагомедов, С. М. (2020). Исследование перемещений трубопровода в многолетнемерзлых грунтах. SOCAR Proceedings, 4, 75-83.
11. Gamilleri, D., Hamilton, R., Mackenzie, D. (2006). Gross plastic deformation of axi-symmetric pressure vessel heads. Journal of Strain Analysis, 41(6), 427-441.
12. Бахтизин, Р. Н., Каримов, Р. М., Мастобаев, Б. Н. (2016). Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти. SOCAR Proceedings, 2, 43-49.
13. Mackerle, J. (2005). Finite elements in the analysis of pressure vessels and piping, an addendum: A bibliography (2001-2004). International Journal of Pressure Vessels and Piping, 82(7), 571-592.
14. Гилаев, Г. Г. (2004). Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти. Нефтяное хозяйство, 10, 74-77.
15. Xue, L, Widera, G. E. O., Sang, Z. F. (2008). Burst analysis of cylindrical shells. Journal Pressure Vessel Technology, 130(1), 014502.
16. Хабибуллин, М. Я. (2020). Совершенствование процесса солянокислотной обработки скважин применением новейших технологий и оборудования. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(10), 128-134.
17. Скопинский, В. Н., Берков, H. A., Вожова, Н. В. (2011). Новый критерий определения предельной нагрузки в сосудах давления с патрубками. Машиностроение и инженерное образование, 3, 50-57.
18. Гасанов, Ф. К. (2010). Исследования напряжено-деформированого состояния цилиндрических нефтепромысловых резервуаров. SOCAR Proceedings, 3, 49-51.
19. Гилаев, Г. Г., Гладунов, О. В., Исмагилов, А. Ф. и др. (2015). Мониторинг качества проектных решений и оптимизации проектируемых сооружений объектов капитального строительства в нефтяной отрасли. Нефтяное хозяйство, 8, 94-97. 
20. Вожова, Н. В., Вольфсон, Б. С. (2009). Оценка статической прочности штуцерного узла сепаратора с использованием трехмерного конечно-элементного моделирования. Машиностроение и инженерное образование, 4, 45-51.
21. Khabibullin, M. Ya. (2019). Мanaging the reliability of the tubing string in impulse non-stationary flooding. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry» - 4 - Mechatronics, Robotics and Electrical Drives, 052012.
22. Скопинский, В. Н., Берков, H. A., Вожова, Н. В. (2011). Предельная пластическая нагрузка для сосуда давления с тангенциальным патрубком. Химическое и нефтегазовое машиностроение, 4, 7-10.
23. Хабибуллин, М. Я. (2020). Метод термокислотного импульсирования для увеличения нефтеотдачи. Нефтегазовое дело, 4, 58–64.
24. Kim, Y.-J., Lee, K.-H., Park, C.-Y. (2008). Limit loads for thin-walled piping branch junctions under combined pressure and in-plane bending. Journal of Strain Analysis for Engineering Design, 43(2), 87-108.
25. Гилаев, Г. Г., Манасян, А. Э., Хамитов, И. Г. и др. (2013). Опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3D по методике SLIP-SWEEP. Нефтяное хозяйство, 4, 82-85.
26. Махутов, Н. А., Петрова, И. М., Гадолина, И. В. (2011). Использование результатов испытаний при нерегулярном нагружении для определения параметров модифицированной кривой усталости. Заводская лаборатория, 4, 46-50.
27. Khabibullin, M. Ya. (2019). Theoretical grounding and controlling optimal parameters for water flooding tests in field pipelines. Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042013.
28. Liu, Y. H, Zhang, B. S, Xue, M. D, Liu, Y. Q. (2004). Limit pressure and design criterion of cylindrical pressure vessels with nozzles. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 81(7), 619-624.
29. Гилаев, Г. Г., Хабибуллин, М. Я., Гилаев, Г. Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в волго-уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, 33-41.
30. Mackenzie, D., Li, H. (2006). A plastic load criterion for inelastic design by analysis. Journal Press. Vessels Tecnol, 128(1), 39-45.
31. Скопинский, В. Н., Сметанкин, А. Б., Вожова, Н. В. (2011). Выбор схематизации диаграммы напряжений для упругопластического анализа пересекающихся оболочек. Машиностроение и инженерное образование, 1, 33-40.
32. Lee, K. S., Moreton, D. N., Moffat, D. G. (2005). The plastic work requied to induce the limit pressure of a plain cylinder. International Journal Pressure Vessels and Piping, 82, 115-121.
33. Khabibullin, M. Y. (2019). Мanaging the processes accompanying fluid motion inside oil field converging-diverging pipes. В сборнике: Journal of Physics: Conference Series. International Conference «Information Technologies in Business and Industry», 042012.
34. Шакиров, В. А., Вилесов, А. П., Кожин, В. Н. и др. (2021). Особенности геологического строения и развития муханово-ероховского прогиба в пределах оренбургской области. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6(354), 5-16.
35. Li, N., Sang, Z. F., Widera, G. E. O. (2008). Study of plastic limit load on pressurized cylinders with lateral nozzle. Journal Pressure Vessel Technology, 130(4), 041210.
36. Скопинский, В. Н., Берков, H. A., Вожова, Н. В. (2010). Упругопластический анализ напряжений в пересекающихся цилиндрических оболочках, укрепленных накладным кольцом. Химическое и нефтегазовое машиностроение, 4, 14-18.
37. Li, H., Mackenzie, D. (2005). Characterising gross plastic deformation in design by analysis. International Journal of Pressure Vessel and Piping, 82(10), 777-786.
38. Khabibullin, M. Ya., Suleimanov, R. I. (2019). Аutomatic packer reliability prediction under pulsed transient flooding of hydrocarbon reservoirs. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. Novosibirsk, 560, 012024.

Внедрение интеллектуальных систем управления на нефтяных месторождениях сопряжено с рядом трудностей, в частности, связанных с передачей достоверных данных о текущем состоянии работы скважины, ее основных параметрах: давлении, температуре и расходе флюида, по беспроводным каналам связи. Попытки запуска автономных телеметрических систем на месторождениях нефти, оборудованных многопакерно-секционными компоновками, оказались неудачными из-за стабильного искажения ключевой информации в электромагнитном канале связи. Реализация кабельных систем передачи сигналов практически невозможна из-за наличия одновременно нескольких пакеров, разделяющих пласты в скважине. Данный аспект в значительной мере затрудняет внедрение интеллектуального управления месторождений природных углеводородов. В качестве решения указанной проблемы предлагается способ исправления ошибок, возникающих при передаче телеметрических данных из призабойной зоны нефтяной скважины по беспроводному каналу связи для случаев, когда данные телеметрии представляются в непозиционном арифметическом коде класса вычетов. Результаты исследований помехоустойчивых возможностей арифметического кода, основанного на Китайской теореме об остатках, показали целесообразность использования системы вычетов. В статье предложены конкретные примеры обнаружения и коррекции ошибок данных в телеметрической информации.

Ключевые слова: скважинная телеметрия; система счисления в вычетах; исправление ошибок данных.

Литература

1. Tyncherov, K. T., Mukhametshin, V. Sh., Krasnobaev, V. A., Selivanova, M. V. (2022). Error control coding algorithms in high reliability telemetry systems. Symmetry, 14(7), 1363
2. Mukhametshin, V. Sh. (2022). Calculation and forecast of resource extraction during exploration. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1021(1), 012006.
3. Кадыров, Р. Р., Рабаев, Р. У., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2022). Использование пластовых вод и тяжелых рассолов на их основе в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 3, 85–91.
4. Khuzin, R. R., Mukhametshin, V. Sh., Salikhov, D. A., et al. (2021). Improving the efficiency of horizontal wells at multilayer facilities. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012066.
5. Malyarenko, A. M., Bogdan, V. A., Blinov, S. A., et al. (2021). Improving the reliability of determining physical properties of heterogeneous clay reservoir rocks using a set of techniques. Journal of Physics: Conference Series, 1753, 012074.
6. Грищенко, В. А., Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Локализация и стратегия выработки остаточных запасов нефти пашийского горизонта Туймазинского месторождения на заключительной стадии разработки. Нефтяное хозяйство, 5, 103–107.
7. 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.
8. 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.
9. 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.
10. 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.
11. Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. Ш., Лифантьев, А. В. и др. (2022). Регулирование разработки основной залежи пашийского горизонта Бавлинского месторождения путем ограничения закачки воды. SOCAR Proceedings, SI1, 45-56.
12. Грищенко, В. А., Пожиткова, С. С., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Прогноз обводненности после оптимизации глубинно-насосного оборудования на основе характеристик вытеснения. SOCAR Proceedings, SI2, 143-151.
13. Akushskii, I. Ya., Yuditskiy, D. I. (1968). Arithmetic in the residual classes. Moscow: Sovetske Radio.
14. Krasnobayev, V., Kuznetsov, A., Lokotkova, I., Dyachenko, A. (2019). The method of single errors correction in the residue class. In: 3rd International Conference on Advanced Information and Communications Technologies (AICT).
15. Jamil, T. (2013). Complex binary number system. Algorithms and circuits. India: Springer.
16. Mohan, A. (2016). Residue number systems. Birkhäuser Basel.
17. Chervyakov, N. I. (2017). Residue-to-binary conversion for general moduli sets based on approximate Chinese remainder theorem. International Journal of Computer Mathematics, 94(9), 1833–1849.
18. Kasianchuk, M., Yakymenko, I., Pazdriy, I., Zastavnyy, O. (2015). Algorithms of findings of perfect shape modules of remaining classes system / In: The Experience of Designing and Application of CAD Systems in Microelectronics.
19. Krasnobayev, V. A., Koshman, S. A., Mavrina, M. A. (2014). A method for increasing the reliability of verification of data represented in a residue number system. Cybernetics and Systems Analysis, 50(6), 969–976.
20. Krasnobayev, V. A., Yanko, A. S., Koshman, S. A. (2016). A method for arithmetic comparison of data represented in a residue number system. Cybernetics and Systems Analysis, 52(I1), 145–150.
21. Kalmykov, I. A., Pashintsev, V. P., Tyncherov, K. T., et al. (2020). Error‐correction coding using polynomial residue number System. Applied Sciences (Switzerland), 12(7), 3365.

В результате добычи, переработки, транспортировки и хранении нефти образуются нефтяные отходы, которые являются носителями ценных продуктов. Переработка данных отходов позволяет получать альтернативные источники энергии в виде топливных компонентов, тем самым делая нефтегазовую отрасль более устойчивой, стабилизируя нагрузку на нее. Данная статья посвящена анализу современных технологий термической переработки углеводородных отходов. Представлен обзор существующих технологий обращения с органическими отходами. Выделены основные преимущества термических методов переработки и утилизации. Приведены их преимущества и недостатки в общем виде. Выявлено, что наиболее перспективным методом является термическая деструкция ввиду преимуществ, предъявляемых к чистоте исходного сырья. Проанализированы современные технические решения каждой из технологий. Представлена комплексная установка термической деструкции с интенсифицирующими устройствами. Установлено, что использование различных интенсифицирующих устройств в современном реакторном оборудовании способно повысить эффективность термической деструкции.

Ключевые слова: углеводородные отходы; нефтешламы; современные технологии; термические способы; альтернативные источники; термическая деструкция; реактор.

Литература

1. Мхитаров, Р. А. (2013). Технологии и оборудование для переработки отходов нефтепереработки, нефтешламов и загрязненных углеводородами грунтов. Нефть. Газ. Новации, 10, 72-76.
2. Золотарев, Г. М. (2011). Утилизация углеводородсодержащих отходов. Пиролизные установки. Твердые бытовые отходы, 4, 26-31.
3. Хаустов, А. П., Редина, М. М. (2006). Так ли безопасны нефтешламы? Экология, 3, 88-95.
4. Мазлова, Е. А., Мещеряков, С. В. (2001). Проблемы утилизации нефтешламов и способы их переработки. Москва: Ноосфера.
5. Gryta, M. K., Karakulski, M., Morawski, A. W. (2001). Purification of oily wastewater by hybrid UF/MD. Water Research, 35(15), 3665-3669.
6. Соловьянов, А. А. (2012). Переработка нефтешламов с использованием химических и биологических методов. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 5, 30-39.
7. Немченко, А. Г., Гапуткина, К. А., Блехер, Я. С. Обезвреживание и переработка нефтяных шламов. Москва: ЦНИИ-ТЭнефтехим.
8. Шпинькова, М. С., Мещеряков, С. В. (2013). Реагентное капсулирование нефтяных отходов с применением конечных продуктов технологии в качестве товарной продукции. Экология и промышленность России, 12, 20-23.
9. Чан, Т. Л. А., Мещеряков, С. В., Сидоренко, Д. О. и др. (2017). Разработка способов обезвреживания нефтесодержащих отходов в условиях Предкавказья. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 4, 39-42.
10. Al-Mebayedh, H., Niu, A., Lin, C. (2022). Petroleum hydrocarbon composition of oily sludge and contaminated soils in a decommissioned oilfield waste pit under desert conditions. Applied Sciences, 12(3), 1355.
11. Hu, G., Li, J., Zeng, G. (2013). Recent development in the treatment of oily sludge from petroleum industry: a review. Journal of Hazardous Materials, 261, 470-490.
12. De Medeiros, A. D. M., da Silva Junior, C. J. G., de Amorim, J. D. P., et al. (2022). Oily wastewater treatment: methods, challenges, and trends. Processes, 10(4), 743.
13. Бобович, Б. Б. (1999). Переработка промышленных отходов. Москва: СП Интермет Инжиниринг.
14. Лагутенко, М. А., Литвинова, Т. А., Косулина, Т. П. (2013). Направления совершенствования технологии термического обезвреживания нефтесодержащих отходов. Научный журнал КубГАУ, 93(09), 1-14.
15. Петровский, Э. А., Соловьев, Е. А., Коленчуков, О. А. (2018). Современные технологии переработки нефтешламов. Вестник БГТУ им. В.Г. Шухова, 4, 124-132.
16. Huiying, Y. (2021). Analysis of the advantages and disadvantages of waste incineration and discussion on the standard of incineration. Solid State Technology, 64(2), 6415-6421.
17. Глушникова, И. С., Калинина, Е. В., Рудакова, Л. В. и др. (2013). Возможные направления использования остатков после термообработки нефтесодержащих отходов. Транспорт. Транспортные сооружения. Экология, 1, 45-56.
18. Нагорнов, С. А. Романцова, С. В., Остриков, В. В. (2002). Повышение эффективности утилизации нефтешламов. Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1, 31-32.
19. Лотош, В. Е. (2007). Переработка отходов природопользования. Екатеренбург: Полиграфист.
20. Бахонина, Е. И. (2015). Современные технологии переработки и утилизации углеводородсодержащих отходов. Сообщение 1. Термические методы утилизации и обезвреживания углеродсодержащих отходов. Башкирский химический журнал, 22(1), 20-29.
21. Касаткин, А. Г. (2008). Основные процессы и аппараты химической технологии. Москва: ООО ИД «Альянс».
22. Владимиров, В. С., Корсун, Д. С., Карпухин, И. А., Мойзис, С. Е. (2007). Переработка нефтешламов резервуарного типа. Экология производства, 2, 1-2.
23. Калютик, А. А., Трещев, Д. А., Поздеева, Д. Л. (2019). Утилизация твердых бытовых отходов на ТЭЦ г. Санкт-Петербурга. Научно-технические ведомости СПбПУ. Естественные и инженерные науки, 25(3), 59-70.
24. Установка плазменного пиролиза и ректификации с получением топлива. PLAZARIUM MPS. http://www.plazarium.com/ru/developments/plasma-pyrolysis-units/plazarium-mps/
25. Шантарин, В. Д. (2016). Безальтернативный метод утилизации углеродосодержащих отходов. Научное обозрение. Технические науки, 2, 71-74.
26. Зубаиров, С. Γ., Ахметов, А. Ф., Байрамгулов, А. С. и др. (2018). Оценка напряженно-деформированных состояний базовой и усовершенствованной конструкций модулей пиролиза нефтесодержащих шламов. SOCAR Proceedings, 2, 71-76.
27. Kolenchukov, O. A., Bashmur, K. A., Bukhtoyarov, V. V., et al. (2022). The experimental research of n-butane pyrolysis using an agitator. SOCAR Proceedings, 1, 29-34.
28. Liu, G., Song, H., Wu, J. (2015). Thermogravimetric study and kinetic analysis of dried industrial sludge pyrolysis. Waste Management, 41, 128-133.
29. Хуснутдинова, И. Ш., Сафиулина, А. Г., Заббаров, Р. Р., Хуснутдинов, С. И. (2015). Методы утилизации нефтяных шламов. Известия ВУЗ. Серия: химия и химическая технология, 58(10), 3-20.
30. Янковой, Д. С., Ладыгин, К. В., Стомпель, С. И., Уткина, Н. Н. (2014). Новая технология утилизации нефтешламов. Экология производства, 9, 47-51.
31. Вайнштейн, Э. Ф. (2003). Способ переработки органических веществ. Патент РФ 2201951.
32. Bashmur, K. A., Kolenchukov, O. A., Bukhtoyarov, V. V., et al. (2022). Biofuel technologies and petroleum industry: synergy of sustainable development for the Eastern Siberian Arctic. Sustainability, 14, 1-25.
33. Велиев, Э. Ф., Аскеров, В. М., Аливев, А. А. (2022). Методы увеличения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти, основанные на внутрипластовой модификации ее физико-химических свойств. SOCAR Proceedings, 2, 144-152.
34. Korányi, T. I., Németh, M., Beck, A., Horváth, A. (2022). Recent advances in methane pyrolysis: turquoise hydrogen with solid carbon production. Energies, 15, 1-14.
35. Зейналов, Э. Б., Нагиев, Я. М., Гусейнов, А. Б. и др. (2022). Аэробно-пероксидное окисление нафталина в присутствии переходного металла на наноуглеродном носителе. SOCAR Proceedings, 4, 142-149.
36. Шамилов, В. М. Получение модифицированных многостенных углеродных нанотрубок и их применение для интенсификации нефтедобычи. SOCAR Proceedings, 1, 84-88.
37. Kolenchukov, O. A. Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., et al. (2021). Simulating the hydrocarbon waste pyrolysis in reactors of various designs. SOCAR Proceedings, 2, 1-7.
38. Коленчуков, О. А., Бухтояров, В. В., Коленчукова, Т. Н. и др. (2022). Оценка влияния различных катализаторов на выход водорода и нановолокнистого углерода при пиролизе углеводородных газов. SOCAR Proceedings, 1, 21-28.
39. Kolenchukov, O. A., Bashmur, K. A., Bukhtoyarov, V. V., et al. (2022). Experimental study of oil non-condensable gas pyrolysis in a stirred-tank reactor for catalysis of hydrogen and hydrogen-containing mixtures production. Energies, 15(22), 8346.

Глобализация повысила роль мировой торговли и транспорта. Нефть является основным источником энергии для многих отраслей промышленности, особенно для тех, которые основаны на использовании машин с механическим приводом. Цель данной статьи – дать представление о ситуации и политике в энергетическом секторе Венгрии. Венгрия – небольшая страна с относительно небольшим количеством внутренних энергетических ресурсов. В прошлом энергетический сектор Венгрии часто определялся внешними факторами и общественными потребностями. Среди факторов, влияющих на будущее энергетического сектора страны, – потребность общества в надежной и безопасной энергии и усилия страны по преодолению уязвимости, вызванной нехваткой энергии. Энергоснабжение Венгрии в значительной степени зависит от венгерских электростанций, среди которых выделяется атомная электростанция «Пакш», на долю которой приходится 49% общего производства. Как и энергетическая политика всех стран, энергетическая политика Венгрии будет в наибольшей степени зависеть от охраны окружающей среды и цен на мировом рынке. На перспективу основной задачей является обеспечение национального спроса и снижение энергетической зависимости.

Ключевые слова: Азербайджан; Венгрия; энергетический сектор; нефтяной сектор; возобновляемая энергетика.

Литература

1. IMF Staff Country Reports. (2019). Hungary: Selected Issues. https://www.imf.org/en/Publications/CR/Issues/2019/12/04/Hungary-Selected-Issues-48849
2. OECD. (2020). Hungary. https://www.oecd.org/hungary/
3. Toth, J. (1989). A short review of the Hungarian petroleum and natural gas industry from the beginnings up to the present day. Periodica Polytechnica Chemical Engineering, 33(1), 77-81.
4. MOL PLC. (2020). History of MOL. https://mol.hu/hu/molrol/tarsasagunkrol-roviden/torteneti-attekintes/
5. Sragli, L. (1998). The MAORT. Budapest: Publishing House.
6. Szucs, D, Hassen, K. (2012). Supply Chain Optimization in the Oil Industry: A Case Study of MOL Hungarian Oil and Gas PLC. PhD Thesis. Jönköping University.
7. OECD. (2020a). Fossil fuel support country note: Hungary. http://www.oecd.org/fossil-fuels/
8. Apostu, S. A., Hussain, A., Kijkasiwat, P., Vasa, L. (2022). A comparative study of the relationship between circular economy, economic growth, and oil price across South Asian countries. Frontiers in Environmental Science, 10, 1036889.
9. Central Statistics Office. (2022). Hungary Energy Management. https://www.ksh.hu/energiagazdalkodas
10. Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority. (2022). http://www.mekh.hu/
11. Magyar Hirlap. (2019a). Changing investment deadlines at Paks II. https://www.magyarhirlap.hu/gazdasag/20191119-modosulo-beruhazasi-hataridok-paks-ii-nel
12. Preger, A. (2009). The role of coal in the Hungarian electricity sector with special attention to the use of lignite. Budapest: Energia Klub Publishing House.
13. International Energy Agency. (2022). Hungary. https://www.iea.org/countries/hungary
14. (1995). Oil and Gas Exploration and Production in Hungary. Energy Exploration & Exploitation, 13(6), 607–612.
15. BP Statistical Review. (2020). https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2020-full-report.pdf
16. Global Energy Network Institute. (2020). An Energy Overview of the Republic of Hungary. http://www.geni.org/globalenergy/library/national_energy_grid/hungary/EnergyOverviewofHungary.shtml
17. Ogarek, P. (2019). Analysis of the Hungarian gas sector: present situation and future prospects. Energy Policy Studies, 1(3), 59-69.
18. Lakatos, I. (2013). The role of fossil natural resources in the Hungarian national economy. Technical Geoscience Bulletin, 84(1), 7–25.
19. European network of transmission system operators for gas (2022). Transmitting and receiving points in Hungary. https://www.entsog.eu/sites/default/files/202001/ENTSOG_CAP_2019_A0_1189x841_FULL_401.pdf
20. European Bank. (2018). Energy Sector Strategy 2019-2023. As approved by the Board of Directors at their meeting of 12 December 2018. http://www.ebrd.com/power-and-energy
21. Szlavik, J., Csete, M. (2012). Climate and energy policy in Hungary. Energies, 5(2), 494–517.
22. Akbarov,R. M., Garibli, E. A. (2022). Determination of the dimensions of the differential mining rent in the oil industry of Azerbaijan to optimize the tax burden. SOCAR Proceedings, 2, 105–109.
23. Gasimov, A. A., Hajiyev, G. B. (2022). Formation of investment climate in the oil and gas industry of Azerbaijan and its impact on the development of the non-oil sector. SOCAR Proceedings, SI2, 33-42.
24. Gasimov, A. A., Hajiyev, G. B. (2021). On management evaluation of oil-gas industry enteprises in modern economic condition. SOCAR Proceedings, 3, 100–105.
25. MOL. (2019). MOL bought a 9.57% stake in Azerbaijan's ACG oil field and an 8.9% stake in the BTC pipeline. https://mol.hu/hu/molrol/mediaszoba/7183-a-mol-9-57-os-reszesedest-vasarolt-az-azerbajdzsani-acg-olajmezoben-es-8-9-os-reszesedest-a-in-btc-leads/
26. Government of Hungary. (2020). Azerbaijan plays a distinguished role in making Hungary's energy supply safer. https://www.kormany.hu/hu/kulgazdasagi-es-kulugyminiszterium/hirek/azerbajdzzan-kittuntetett-szerepet-jatszik-magyarorszag-energiaellatasanak-biztonsagosbba-teteleben
27. Magyar Hírlap. (2019b). MOL bought a stake in the ACG oil field and the BTC pipeline in Azerbaijan. https://www.magyarhirlap.hu/gazdasag/20191104-azerbajdzzanban-vasarolt-rezvenyeket-a-mol
28. Marinaş, M. C., Dinu, M., Socol, A. G., Socol, C. (2018). Renewable energy consumption and economic growth. Causality relationship in Central and Eastern European countries. PLoS ONE, 13(10), 1-29.
29. ECF. (2010). Roadmap 2050: A practical guide to a prosperous, low carbon future. European Climate Foundation. The Hague, The Netherlands.
30. Ministry of National Development. (2012). National Energy Strategy 2030. https://2010-2014.kormany.hu/download/7/d7/70000/Hungarian%20Energy%20Strategy%202030.pdf

В статье приведен обзор состава факельных газов и методов количественной оценки его выбросов, а также современных тенденций по сокращению выброса парниковых газов в нефтегазовой отрасли, связанных со сжиганием попутного газа на факельных установках. Рассмотрены современные технологии применения попутного газа без сжигания на факельных установках. Для нефтегазовой отрасли предложены стратегии применения технологий улавливания и хранения диоксида углерода (BECCS технологии) и прямого улавливания диоксида углерода из воздуха и ее хранение (DACCS технологии). Для обеспечения устойчивого развития представлены предложения по снижению выбросов факельных газов в условиях Крайнего Севера и Арктики.

Ключевые слова: факельные газы; парниковые газы; попутный газ; нефтегазовая отрасль; устойчивое развитие.

Литература

1. Faramawy, S., Zaki, T., Sakr, A. A. E. (2016). Natural gas origin, composition, and processing: A review. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 34, 34–54.
2. Beltrán-Jiménez, K., Chávez-Rodríguez, M. F., Szklo, A. (2018). Associated natural gas flare in the integrated market of the southern cone. Energy Strategy Reviews, 22, 337–347.
3. Калачева, Л. П., Иванова, И. К., Портнягин, А. С., Иванов, В. К. (2022). Оценка возможности хранения природных и попутных нефтяных газов в гидратном состоянии. SOCAR Proceedings, 1, 99–110.
4. Yasmin, N., Jamuda, M., Panda, A. K., et al. (2022). Emission of greenhouse gases (GHGs) during composting and vermicomposting: Measurement, mitigation, and Perspectives. Energy Nexus, 7, 100092.
5. Lynch, J. (2019). Agricultural methane and its role as a greenhouse gas. UK: Food Climate Research Network, University of Oxford.
6. Shaw, J. T., Foulds, A., Wilde, S., et al. (2023). Flaring efficiencies and nox emission ratios measured for offshore oil and gas facilities in the North Sea. Atmospheric Chemistry and Physics, 23(2), 1491–1509.
7. Khalili-Garakani, A., Iravaninia, M., Nezhadfard, M. (2021). A review on the potentials of flare gas recovery applications in Iran. Journal of Cleaner Production, 279, 123345.
8. Велиев, Э. Ф., Аскеров, В. М., Алиев, А. А. (2022). Методы увеличения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти, основанные на внутрипластовой модификации ее физико-химических свойств. SOCAR Proceedings, 2, 144–
9. Stettler, M. E. J., Woo, M., Ainalis, D., et al. (2023). Review of well-to-wheel lifecycle emissions of liquefied natural gas heavy goods vehicles. Applied Energy, 333, 120511.
10. Khalili-Garakani, A., Nezhadfard, M., Iravaninia, M. (2022). Enviro-economic investigation of various flare gas recovery and utilization technologies in upstream and downstream of oil and Gas Industries. Journal of Cleaner Production, 346, 131218.
11. Martín, J., Lumbreras, J., Rodríguez, E. (2003). Testing flare emission factors for flaring in refineries. In: 12th Annual Emission Inventory Conference, San Diego, CA.
12. Speight, J. G. (2019). Handbook of industrial hydrocarbon processes. US: Gulf Professional Publishing.
13. Johnson, M. R., Coderre, A. R. (2011). An analysis of flaring and venting activity in the Alberta upstream oil and Gas Industry. Journal of the Air & Waste Management Association, 61(2), 190–200.
14. Soltanieh, M., Zohrabian, A., Gholipour, M. J., Kalnay, E. (2016). A review of global gas flaring and venting and impact on the environment: Case study of Iran. International Journal of Greenhouse Gas Control, 49, 488–509.
15. Zhu, T. Y., Wang, X., Li, C. Q., et al. (2023). Numerical simulation of CO emission in a sintering pot under flue gas recirculation. Chemical Engineering Journal, 452, 139069.
16. Uskov, S. I., Potemkin, D. I., Shigarov, A. B., et al. (2019). Low-temperature steam conversion of flare gases for various applications. Chemical Engineering Journal, 368, 533–540.
17. Blundell, W., Kokoza, A. (2022). Natural gas flaring, respiratory health and distributional effects. Journal of Public Economics, 208, 104601.
18. Eman, A. E. (2015). Gas flaring in industry: An overview. Petroleum & Coal, 57(5), 532–555.
19. Ismail, O. S., Fagbenle, R. O. (2009). Accurate safety zone determination during gas flaring. Journal of Engineering and Applied Sciences, 4, 295–302.
20. Akeem, N. A., Anifowose, A. Y. B. (2016) Effect of gas flaring on the environment: A case study of a part of Niger Delta, Nigeria. PA11B-1956. In: AGU Fall Meeting.
21. Ajugwo, A. O. (2013). Negative effects of gas flaring: The Nigerian experience. Journal of Environment Pollution and Human Health,1(1), 6–8.
22. Orimoogunje, O. O. I., Ayanlade, A., Akinkuolie, T. A., Odiong, A. U. (2010). Perception on effect of gas flaring on the environment. Research Journal of Environmental and Earth Sciences, 2, 188–193.
23. Peterson, J., Tuttle, N., Cooper, H., Baukal, C. (2007). Minimize facility flaring. Hydrocarbon Processing, 86(6), 111–115.
24. Khalid, A. M., Khamayseh, M., Kidak, R. (2022). Gas flaring, composition, emission, measuring, environmental impacts and recovery methods: An overview. NeuroQuantology, 20, 8662–8676.
25. Lombardi, M., Laiola, E., Tricase, C., Rana, R. (2017). Assessing the urban carbon footprint: An overview. Environmental Impact Assessment Review, 66, 43–52.
26. Ермакова, М. С. (2021). Выбросы парниковых газов: раскладываем пополочкам. Экология производства, 2, 98–105.
27. Patchell, J. (2018). Can the implications of the GHG protocol's Scope 3 standard be realized. Journal of Cleaner Production, 185, 941–958.
28. Юлкин, М. А., Дьячков, В. А., Самородов, А. В., Кокорин А. О. (2013). Добровольные системы и стандарты снижения выбросов парниковых газов. Москва: Всемирный фонд дикой природы (WWF).
29. Adebiyi, F. M. (2022). Exploration of flue gas effluent in petroleum refining processes. Environmental Claims Journal, 34(4), 352–360.
30. Tahmasebzadehbaie, M., Sayyaadi, H. (2023). Techno-economic-reliability assessment of a combined NGL refinery and CCHP system driven by wasted energy of flare and flue gases. Process Safety and Environmental Protection, 171, 152–166.
31. McEwen, J. D. N., Johnson, M. R. (2012). Black carbon particulate matter emission factors for buoyancy-driven associated gas flares. Journal of the Air & Waste Management Association, 62(3), 307–321.
32. Conrad, B. M., Johnson, M. R. (2017). Field measurements of black carbon yields from gas flaring. Environmental Science & Technology, 51(3), 1893–1900.
33. Tyner, D. R., Johnson, M. R. (2014). Emission factors for hydraulically fractured gas wells derived using well- and battery-level reported data for Alberta, Canada. Environmental Science & Technology, 48(24), 14772–14781.
34. Gvakharia, A., Kort, E. A., Brandt, A., et al. (2017). Methane, black carbon, and ethane emissions from natural gas flares in the Bakken Shale, North Dakota. Environmental Science & Technology, 51(9), 5317–5325.
35. Comodi, G., Renzi, M., Rossi, M. (2016). Energy efficiency improvement in oil refineries through flare gas recovery technique to meet the emission trading targets. Energy, 109, 1–12.
36. Johnson, M. R., Coderre, A. R. (2012). Compositions and greenhouse gas emission factors of flared and vented gas in the Western Canadian Sedimentary Basin. Journal of the Air & Waste Management Association, 62(9), 992–1002.
37. James, R. V., Hart, H. I., Nkoi, B. (2018). Thermodynamic and environmental assessment of gas flaring in the Niger Delta Region of Nigeria. Journal of Power and Energy Engineering, 6(12), 39–56.
38. Elvidge, C., Zhizhin, M., Baugh, K., et al. (2015). Methods for global survey of natural gas flaring from visible infrared imaging radiometer suite data. Energies, 9(1), 14.
39. Sharma, A., Wang, J., Lennartson, E. (2017). Intercomparison of modis and viirs fire products in Khanty-Mansiysk Russia: Implications for characterizing gas flaring from space. Atmosphere, 8(6), 95.
40. (2022, May 5). World Bank Group. 2022 Global Gas Flaring Tracker Report. World Bank.
41. Casadio, S., Arino, O., Serpe, D. (2012). Gas flaring monitoring from space using the ATSR instrument series. Remote Sensing of Environment, 116, 239–249.
42. Pérez-Planells, L., Niclòs, R., Puchades, J., et al. (2021). Validation of sentinel-3 SLSTR land surface temperature retrieved by the operational product and comparison with explicitly emissivity-dependent algorithms. Remote Sensing, 13(11), 2228.
43. Anejionu, O. C. D., Blackburn, G. A., Whyatt, J. D. (2015). Detecting gas flares and estimating flaring volumes at individual flow stations using Modis data. Remote Sensing of Environment, 158, 81–94.
44. Шагалиев, Р. Д., Белан, Л. Н., Муфтахина, Д. Л., Сулейманов, А. Р. (2022). Основные подходы к формированию геоинформационной системы для работы с экосистемами декарбонизации. SOCAR Proceedings, 2, 26–31.
45. UN Environment. https://www.unep.org/ru/novosti-i-istorii/press-reliz/neftegazovaya-promyshlennost
46. Fakher, S., Imqam, A. (2020). Application of carbon dioxide injection in shale oil reservoirs for increasing oil recovery and carbon dioxide storage. Fuel, 265, 116944.
47. Monir, M. U., Aziz, A. A., Khatun, F., et al. (2022). Sequestration of carbon dioxide into petroleum reservoir for enhanced oil and Gas Recovery. Carbon Dioxide Capture and Conversion, 291–309.
48. Hannis, S., Lu, J., Chadwick, A., et al. (2017). CO2 storage in depleted or depleting oil and gas fields: What can we learn from existing projects? Energy Procedia, 114, 5680–5690.
49. Wojnarowski, P., Czarnota, R., Włodek, T., et al. (2019). The possibility of CO2 pipeline transport for enhanced oil recovery project in Poland. MATEC Web of Conferences, 259, 01004.
50. Wang, Z. M., Song, G.-L., Zhang, J. (2019). Corrosion control in CO2 enhanced oil recovery from a perspective of multiphase fluids. Frontiers in Materials, 6, 272.
51. Гарифуллина, Ч. А., Индрупский, И. М., Ибрагимов, И. И., Дроздов, А. Н. (2022). Оценка себестоимости потенциальной технологии утилизации CO2 с генерацией экологически чистых энергоносителей в сравнении с существующими технологиями утилизации. SOCAR Proceedings, 2, 1–12.
52. Fridahl, M., Lehtveer, M. (2018). Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS): Global potential, investment preferences, and deployment barriers. Energy Research & Social Science, 42, 155–165.
53. Silveira, B. H., Costa, H. K., Santos, E. M. (2023). Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS) in Brazil: A review. Energies, 16(4), 2021.
54. Donnison, C., Holland, R. A., Hastings, A., et al. (2020). Bioenergy with carbon capture and storage (BECCS): Finding the win–wins for energy, negative emissions and ecosystem services—size matters. GCB Bioenergy, 12(8), 586–604.
55. Mishra, A., Kumar, M., Medhi, K., Thakur, I. S. (2020). Biomass energy with carbon capture and storage (BECCS). Current Developments in Biotechnology and Bioengineering, 399–427.
56. Gough, C., Garcia-Freites, S., Jones, C., et al. (2018). Challenges to the use of BECCS as a keystone technology in pursuit of 1.5⁰ Global Sustainability, 1, E5.
57. Günther, P., Ekardt, F. (2022). Human rights and large-scale carbon dioxide removal: Potential limits to BECCS and DACCS deployment. Land, 11(12), 2153.
58. Gustafsson, K., Sadegh-Vaziri, R., Grönkvist, S., et al. (2021). BECCS with combined heat and power: Assessing the energy penalty. International Journal of Greenhouse Gas Control, 108, 103248.
59. Fajardy, M., Mac Dowell, N. (2018). The energy return on investment of BECCS: Is BECCS a threat to energy security? Energy & Environmental Science, 11(6), 1581–1594.
60. Almena, A., Thornley, P., Chong, K., Röder, M. (2022). Carbon dioxide removal potential from decentralised bioenergy with carbon capture and storage (BECCS) and the relevance of operational choices. Biomass and Bioenergy, 159, 106406.
61. Koornneef, J., van Breevoort, P., Hamelinck, C., et al. (2012). Global potential for biomass and carbon dioxide capture, transport and storage up to 2050. International Journal of Greenhouse Gas Control, 11, 117–132.
62. Jeswani, H. K., Saharudin, D. M., Azapagic, A. (2022). Environmental sustainability of negative emissions technologies: A review. Sustainable Production and Consumption, 33, 608–635.
63. Ozkan, M., Nayak, S. P., Ruiz, A. D., Jiang, W. (2022). Current status and pillars of direct air capture technologies. iScience, 25(4), 103990.
64. Fasihi, M., Efimova, O., Breyer, C. (2019). Techno-rconomic assessment of CO2 direct air capture plants. Journal of Cleaner Production, 224, 957–980.
65. Lux, B., Schneck, N., Pfluger, B., et al. (2023). Potentials of direct air capture and storage in a greenhouse gas-neutral European Energy System. Energy Strategy Reviews, 45, 101012.
66. Erans, M., Sanz-Pérez, E. S., Hanak, D. P., et al. (2022). Direct air capture: Process technology, techno-economic and socio-political challenges. Energy & Environmental Science, 15(4), 1360–1405.
67. Terlouw, T., Treyer, K., Bauer, C., Mazzotti, M. (2021). Life cycle assessment of direct air carbon capture and storage with low-carbon energy sources. Environmental Science & Technology, 55(16), 11397–11411.
68. Lehtveer, M., Emanuelsson, A. (2021). BECCS and DACCS as negative emission providers in an intermittent electricity system: Why levelized cost of carbon may be a misleading measure for policy decisions. Frontiers in Climate, 3, 647276.
69. Павлова, П. Л., Башмур, К. А., Бухтояров, В. В. (2022). Анализ и разработка предложений по усовершенствованию техники и технологий улавливания и закачки диоксида углерода на нефтяных месторождениях. SOCAR Proceedings, 1, 116–126.
70. Wang, Y., Zhao, L., Otto, A., et al. (2017). A review of post-combustion CO2 capture technologies from coal-fired power plants. Energy Procedia, 114, 650–665.
71. Theo, W. L., Lim, J. S., Hashim, H., et al. (2016). Review of pre-combustion capture and Ionic liquid in carbon capture and storage. Applied Energy, 183, 1633–
72. Yadav, S., Mondal, S. S. (2022). A review on the progress and prospects of oxy-fuel carbon capture and sequestration (CCS) technology. Fuel, 308, 122057.
73. Климов, Д. С., Индрупский, И. М., Дроздов, А. Н. (2022). Снижение антропогенной нагрузки на окружающую среду в рамках перехода на экологически чистые источники энергии: обзор актуальных исследований по синтезу водорода и утилизации углекислого газа. SOCAR Proceedings, 2, 1–9.
74. Горбылева, Я. А., Тчаро, Х. (2022). Применение технологии водогазового воздействия для утилизации выхлопных газов и снижения выбросов CO2. SOCAR Proceedings, 2, 28–36.
75. Balzamov, D. S., Balzamova, E. Y., Bronskaya, V. V., Valitov, N. V. (2020). Possibility of using associated petroleum gas as a fuel for a production boiler house. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 791(1), 012006.
76. Jokar, S. M., Wood, D. A., Sinehbaghizadeh, S., et al. (2021). Transformation of associated natural gas into valuable products to avoid gas wastage in the form of Flaring. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 94, 104078.
77. Ibañez-Gómez, L. F., Albarracín-Quintero, S., Céspedes-Zuluaga, S., et al. (2022). Process optimization of the flaring gas for field applications. Energies, 15(20), 7655.
78. Amhamed, A. I., Shuibul Qarnain, S., Hewlett, S., et al. (2022). Ammonia production plants – A review. Fuels, 3(3), 408–435.
79. Акрамов, Т. Ф., Яркеева, Н. Р. (2019). Рациональное использование попутного нефтяного газа. SOCAR Proceedings, 1, 68–77.
80. Трухина, О. С., Синцов, И. А. (2016). Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов. Успехи современного естествознания, 3, 205–209.
81. Абдуллаев, Р. И., Биррел, Г., Гусейнзаде, Р. (2021). Сотрудничество SOCAR и BP: проект утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Азери–Чираг–Гюнешли. НефтеГазоХимия, 3(4), 9–
82. Zimov, S. A., Schuur, E. A., Chapin, F. S. (2006). Permafrost and the global carbon budget. Science, 312(5780), 1612–1613.
83. Schaphoff, S., Heyder, U., Ostberg, S., et al. (2013). Contribution of permafrost soils to the global carbon budget. Environmental Research Letters, 8(1), 014026.
84. Strauss, J., Schirrmeister, L., Grosse, G., et al. (2017). Deep Yedoma permafrost: A synthesis of depositional characteristics and carbon vulnerability. Earth-Science Reviews, 172, 75–86.
85. Weiss, N., Blok, D., Elberling, B., et al. (2016). Thermokarst dynamics and soil organic matter characteristics controlling initial carbon release from permafrost soils in the Siberian Yedoma Region. Sedimentary Geology, 340, 38–48.
86. Schirrmeister, L., Froese, D., Tumskoy, V., et al. (2013). Permafrost and periglacial features | Yedoma: Late pleistocene ice-rich syngenetic permafrost of Beringia. Encyclopedia of Quaternary Science, 542–552.
87. Weiss, N., Kaal, J. (2018). Characterization of labile organic matter in pleistocene permafrost (Ne Siberia), using thermally assisted hydrolysis and methylation (THM-GC-MS). Soil Biology and Biochemistry, 117, 203–213.
88. Strauss, J., Laboor, S., Schirrmeister, L., et al. (2021). Circum-Arctic map of the Yedoma permafrost domain. Frontiers in Earth Science, 9, 758360.
89. Zimov, S. A., Zimov, N. S., Tikhonov, A. N., Chapin, F. S. (2012). Mammoth steppe: A high-productivity phenomenon. Quaternary Science Reviews, 57, 26–45.
90. Dale Guthrie, R. (2001). Origin and causes of the mammoth steppe: A story of cloud cover, woolly mammal tooth pits, buckles, and inside-out Beringia. Quaternary Science Reviews, 20(1-3), 549–574.

В настоящее время в топливно-энергетическом комплексе очень остро стоит проблема защиты окружающей среды от загрязнений, возникающих в результате разлива сырой нефти и продуктов ее переработки, в частности топочного мазута. В работе произведено экспериментальное исследование процесса биодеструкции топочного мазута в почве при различных концентрациях загрязнения (5 и 10 г/кг), ассоциацией аборигенных нефтеокисляющих микроорганизмов. На основе полученных экспериментальных данных предложена математическая модель, которая может быть использована для описания процесса биодеструкции топочного мазута и динамики изменения концентрации нефтеокисляющих микроорганизмов в загрязнённом грунте. Результаты численного моделирования продемонстрировали достаточно хорошее качественное и количественное согласование с результатами экспериментальных исследований. Использование разработанной математической модели на ранних этапах очистки даст возможность оценить результаты различных сценариев очистки грунтов, загрязненных топочным мазутом, нефтью или нефтепродуктами, с помощью аборигенных нефтеокисляющих микроорганизмов и выбрать наиболее эффективный способ.

Ключевые слова: топочный мазут; нефтезагрязненный грунт; аборигенные нефтеокисляющие микроорганизмы; математическое моделирование.

Литература

1. Разлив нефтепродуктов: последствия и методы устранения. Businessman.ru. https://businessman.ru/razlivnefteproduktov-posledstviya-i-metodyi-ustraneniya.html
2. (2021). Крупные разливы нефти и нефтепродуктов в России в 1994-2021 годах. РИА новости: сетевое издание. https://ria.ru/20210514/nefterazlivy-1732380127.html
3. Коршунова, Т. Ю., Четвериков, С. П., Логинов, О. Н. (2016). Перспективы использования консорциума углеводородокисляющих микроорганизмов для очистки нефтезагрязнённой почвы крайнего Севера. Теоретическая и прикладная экология, 1, 88-94.
4. Алтунина, Л. К., Сваровская, Л. И. (2016). Микробиологический метод глубокой очистки нефтешлама, загрязненного вязкой нефтью месторождения Цаган Элс (Монголия). Нефть. Газ. Новации, 6, 50-54.
5. Wicke, D., Böckelmann U., Reemtsma, T. (2008). Environmental influences on the partitioning and diffusion of hydrophobic organic contaminants in microbial biofilms. Environmental Science and Technology, 42(6), 1990-1996.
6. Ягафарова, Г. Г., Акчурина, Л. Р., Федорова, Ю. А. и др. (2011). Повышение эффективности рекультивации нефтезагрязненных грунтов. Башкирский химический журнал, 18(2), 72-74.
7. Ягафарова, Г. Г., Мазитова, А. К., Леонтьева, С. В. и др. (2016). Биоремедиация грунтов, загрязненных тяжелой нефтью. SOCAR Proceedings, 3, 75-80.
8. Сафаров, А. Х., Ягафарова, Г. Г., Акчурина, Л. Р. и др. (2020). Перспективные направления рекультивации грунтов, загрязненных высоковязкой тяжелой нефтью. SOCAR Proceedings, 2, 119-123.
9. Nievas, M., Commendatore, M., Esteves, J., Bucala, V. (2008). Biodegradation pattern of hydrocarbons from a fuel oil_type complex residue by an emulsifier_producing microbial consortium. Journal of Hazardous Materials, 154(1-3), 96-104.
10. Liu, L., Tindall, J. A., Friedel, M. J., Zhang, W. (2007). Biodegradation of organic chemicals in soil/water microcosms system: model development. Water, Air, and Soil Pollution, 178(1-4), 131-143.
11. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. C., Keldibayeva, S. S. (2020). A new microbial enhanced oil recovery (MEOR) method for oil formations containing highly mineralized water. Petroleum Science and Technology, 38(23), 999-1006.
12. Водопьянов, В. В., Гузаиров, М. Б., Киреева Н. А. (2010). Математическое моделирование процессов в антропогенно нарушенных почвенных биосистемах. Москва: Машиностроение.
13. Иванов, В. И. (2012). Математические методы в биологии. Кемерово: КемГУ.
14. (2005). ПНДФ 16.1:2.2.22-98. Методика выполнения измерений массовой доли нефтепродуктов в почвах и донных отложениях методом ИК-спектрометрии. Москва: Государственный комитет РФ по охране окружающей среды.
15. 15. Van Wey, A. S., Cookson, A. L., Roy, N. C., et al. (2014). Monoculture parameters successfully predict coculture growth kinetics of Bacteroides thetaiotaomicron and two Bifidobacterium strains. International Journal of Food Microbiology, 191, 172-181.
16. Smith, N. W., Shorten, P. R., Altermann, E., et al. (2020). Mathematical modelling supports the existence of a threshold hydrogen concentration and media-dependent yields in the growth of a reductive acetogen. Bioprocess and Biosystems Engineering, 43, 885-894.