Нефтяные месторождения района расположены в пределах Южно-Каспийского нефтегазоносного бассейна, на территории Апшеронского полуострова и прилегающей акватории Каспийского моря. Здесь находятся более 80 месторождений нефти и газа. С этой целью в данной статье представлено геологическое строение Южно-Каспийской впадины, а также рассмотрена Апшерон-Прибалханская зона. Проведен анализ нефтегазоностности и современной сейсмичности Каспийского моря. Увеличение извлекаемых запасов нефти, стабилизирование добычи на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Установлено, что в последние годы уровень сейсмической активности отдельных участков акватории Каспия повысился, а величина выделенной сейсмической энергии в Центральном Каспии возросла в несколько десятков раз, можно предположить что изменение дебита нефти на многих морских месторождениях северной части Абшероно-Прибалханской складчатой системы связано именно с сильными (ml > 3.0) землетрясениями характеризующиеся сбросо-сдвиговым типом подвижек.

Ключевые слова: Каспийское море; месторождения нефти и газа; механизмы очагов землетрясений.

Литература

1. Агаев, В. Б., Гусейнов, Г. М., Баломедов, Ш. Р., Амиров, Э. Ф. (2006). Каспий: происхождение, геодинамика и стратиграфия. Вестник Бакинского университета. Серия: Естественные науки, 1, 86-101.
2. Воробьев, В. Я., Огаджанов, В. А., Соломин, С. В. (1999). Связь геодинамики и напряженного состояния земной коры восточно-европейской платформы с нефтегазоносностью. Геофизика, 4, 52-55.
3. Гаджи-Касумов, А. С., Мустаев, Р. Н., Мукашева, Н. В. и др. (2012). Особенности генерации УВ в ЮжноКаспийском бассейне. В сборнике тезисов 1-й международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин: Энергетические ресурсы будущего – реальность и прогноз». Баку: Нафта-пресс.
4. Глумов, И. Ф., Маловицкий, Я. П., Новиков, А. А. и др. (2004). Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. Москва: Недра-Бизнесцентр.
5. Гулиев, И. С., Федоров, Д. Л., Кулаков, С. И. (2009). Нефтегазоносность Каспийского региона: монография. Баку: Нафта-Пресс.
6. Джафаров, И. С., Керимов, В. Ю., Шилов, Г. Я. (2005). Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа. Санкт-Петербург: Недра.
7. Донабедов, А. Т., Коровина, Т. Л. (1974). О соотношении сейсмичности и динамических параметров месторождений нефти и газа. Проблемы геологии нефти, 4, 38-50.
8. Дубинина, Н. А. (2015). Перспективы развития проектов ОАО «Лукойл» на Северном Каспии. Вестник Астраханского государственного университета, 1, 102-108.
9. Етирмишли, Г. Дж., Валиев, Г. О., Казымова, С. Э. и др. (2019). Технологии добычи остаточной нефти. Геология и геофизика Юга России, 9(1), 84-96.
10. Етирмишли, Г. Д, Абдуллаева, Р. Р., Казымова, С. Э., Исмаилова, С. С. (2016). Сильные землетрясения на территории Азербайджана в период 2004-2015 гг. Материалы международной научно-практической конференции «Чрезвычайные ситуации и безопасная жизнь», посвященной 10-летнему юбилею МЧС АР, 140-151.
11. Казымова, С. Э., Казымов, И. Э. (2016). Современная геодинамика среднего и южного Каспия. Геология и геофизика Юга России, 2, 140-151.
12. Казымова, С. Э., Керимова, Р. Д. Мамедова, А. Ш., Халилова, А. А. (2015). Напряженное состояние литосферы азербайджанской части Каспийского региона на основе современных сейсмологических данных /в сб. «Современные методы обработки и интерпретации сейсмологических данных». Обнинск.
13. Керимов, В. Ю., Авербух, Б. М., Мильничук, В. С. (1990). Тектоника Северного Каспия и перспективы нефтегазоносности. Советская геология, 7, 23-30.
14. Лебедев, Л. И. (2002). Перспективы нефтегазоносности Каспийского моря. Геология и полезные ископаемые шельфов России. Москва: ГЕОС.
15. Мехтиев, Ш. Ф., Халилов, Е. Н., Гаджиев, Ф. Г. (1987). О возможности регионального прогнозирования нефтегазоносности по оценке параметров сейсмичности. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 6, 1-4.
16. Милашин, В. А., Писецкий, В. Б., Трофимов, В. А. и др. (2000). Прогноз ловушек нефти динамического генезиса в карбонатном бассейне по сейсмическим данным. Геофизика, 5, 3-5.
17. Серикова, У. С. (2013). Углеводородные ресурсы и перспективы развития нефтегазового комплекса Каспийского региона. Нефть, газ и бизнес, 6, 47-55.
18. Серикова, У. С. (2013). Становление и развитие нефтегазового комплекса Каспийского региона, Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
19. Трофимук, А. А., Черский, Н. В., Царев, В. П., Сороко, Т. Н. (1981). Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого органического вещества с использованием механических полей. Доклады АН СССР, 257(1), 207-211.
20. Həsənov, A. H., Məmmədov, T. X., Abdullayeva, R. R. (1999). Xəzər dənizinin seysmikliyi və onun dərinlik quruluşu ilə əlaqəsi haqqında. Azərbaycanda Geofizikа Yenilikləri, 3, 20-21.
21. Kərimov, K. M., Vəliyev, H. Ö. (1998). Geofiziki va geokimyəvi variasiyalarda müşahidə olunan qanunauyğunluqlar. «Zəlzələnin geofiziki va geokimyəvi üsullarla proqnozu» mövzusunda beynəlxalq seminarın tezisləri. Bakı.
22. Yetirmişli, Q. C. (2000). Aşağı Kür çökəkliyində seysmogeodinamik şərait və kəsilişlərdə neft-qaz yataqlanın paylanması. Geologiya-mineralogiya elmləri namizədi dissertasiyasının avtoreferatı. Bakı.
23. Vəliyev, H. Ö. (2001). Geodinamik aktiv zonalarda neft-qaz yataqları axtarışının yeni istiqamətləri. Azərbaycanda Geofizika Yenilikləri, 1, 18-22.

В работе получена зависимость, анализируя которую нетрудно заметить, что безразмерный параметр прихватоопасности очень существенно зависит от проницаемости пласта и возрастает пропорционально увеличению перепада давлений, что полностью подтверждается результатами многочиcленных экспериментальных исследований прихватов под действием перепада давлений. При этом одним из основных, но ранее не учитываемых факторов, способствующих возникновению прихватов в бурящихся скважинах является вязкость пластового флюида, по мере уменьшения которой безразмерный параметр прихватоопасности (т.е. возможная сила прихвата) в интервале залегания данного проницаемого пласта резко увеличивается. Действительно, опыт ведения буровых работ в различных регионах свидетельствует о том, что при бурении скважин на газовых месторождениях частота и тяжесть прихватов бывает гораздо выше, чем при бурении скважин на нефтяных месторождениях, что в свою очередь требует особого учета в процессе проводки скважин на газовых месторождениях.

Ключевые слова: прихват; бурильные и обсадные колонны; перепад давлений; фильтрационная корка; вязкость; пластовый флюид.

Литература

1. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
2. Suleimanov, B. A. (1996). Experimental study of the formation of fractal structures in displacement of immiscible fluids using a Hele-Shaw cell. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(2), 182-187.
3. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gas-liquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
4. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
5. Suleimanov, B. A. (1999). The slip effect during filtration of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 61(6), 786-790.
6. Suleimanov, B. A. (2004). On the effect of interaction between dispersed phase particles on the rheology of fractally heterogeneous disperse systems. Colloid Journal, 66(2), 249–252.
7. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846–855.
8. Сулейманов, Б. А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30-36.
9. Suleimanov, B. A. (2012). The mechanism of slip in the flow of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 74(6), 726–730.
10. Рабиа, Х. (1989). Технология бурения нефтяных скважин. Москва: Недра.
11. Самотой, А. К. (1984). Прихваты колонн труб при бурении скважин. Москва: Недра.
12. (1999). Gas miqration control technology. USA: Schlumberger Dowell.
13. Rang, C. L. (1987, April). Evaluation of gas flows in cement. SPE-16385-MS. In: SPE California Regional Meeting, Ventura, California, USA. Society of Petroleum Engineers.
14. (1995). Schlumberger wireline and testing catalog. USA: Houston, Texas.
15. Steawart, R. B., Schouten, F. C. (1988). Gas invasion and migration in cemented annuli: causes and cures. SPE-14779-PA. SPE Drilling Engineering, 3(01), 77-82.
16. Lyons, W. C., Stanley, J. H., Sinisterra, F. J., Weller, T. (2021). Air and gas drilling manual. Gulf Professional Publishing, Elsevier Inc.
17. Rafiqul Islam, M., Enamul Hossain, M. (2021). Drilling engineering. Gulf Professional Publishing, Elsevier Inc.
18. Xiaozhen, S. (2013). Common well control hazards. Gulf Professional Publishing, Elsevier Inc.
19. Сулейманов, Э. М. (2012). Предупреждение и ликвидация аварий и осложнений при бурении. Германия: Palmarium Academic Publishing.
20. Богданов, Р. К., Бугаев, А. А., Голод, Н. В., Лившиц, В. Н. (1984). Породоразрушающая вставка. Авторское свидетельство СССР № 1086110.

Разработан способ изоляции водопритока в скважину на основе закачки термоактивной смеси растворов инициатора гелеобразования и гелеобразующего вещества. Способ позволяет управлять процессом изоляции регулированием времени гелеобразования посредством температуры и доставкой смеси на заданную глубину пласта. Для обеспечения смешения компонентов состава в полном объеме и предотвращения образования осадка перед закачкой в раствор инициатора гелеобразования вводят раствор гелеобразующего вещества. Смешение компонентов смеси возможно осуществлять непосредственно в стволе скважины путем последовательной закачки растворов инициатора гелеобразования и гелеобразующего вещества. Результаты экспериментов по вытеснению нефти показали, что разработанная технология изоляции водопритока на основе применения термоактивной гелеобразующей смеси значительно превосходит известные составы по технологической эффективности. После применения предложенной технологии зоны с повышенной нефтенасыщенностью оказываются вовлеченными в разработку, также наблюдается сокращение объемов попутно добываемой воды, повышается рентабельность добычи.

Ключевые слова: изоляция водопритока; гелеобразующее вещество; инициатор гелеобразования; термоактивность; коэффициента вытеснения; технологическая эффективность.

Литература

1. Taha, A., Amani, M. (2019). Overview of water shutoff operations in oil and gas wells; Chemical and mechanical solutions. ChemEngineering, 3(2), 51.
2. Bergmo, P. E. S., Grimstad, A. (2022, April). Water Shutoff technologies for reduced energy consumption. SPE-209555-MS. In: SPE Norway Subsurface Conference. Society of Petroleum Engineers.
3. Манырин, В. Н., Швецов, И. А. (2002). Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: Дом печати.
4. Al-Azmi, A. A., Al-Yaqout, T. A., Al-Jutaili, D. Y., et al. (2021, June). Application of specially designed polymers in high water cut wells- a holistic well-intervention technology applied in Umm Gudair field, Kuwait. SPE-200957-MS. In: SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
5. Yang, Y., Li, X., Sun, C., et al. (2021, November). Innovated water shutoff technology in offshore carbonate reservoir. SPE-204593-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
6. Wang, J., Wang, T., Xu, H., et al. (2022). Graded regulation technology for enhanced oil recovery and water shutoff in porecavity-fracture carbonate reservoirs. Arabian Journal of Chemistry, 15(7), 1-13.
7. Al-Ebrahim, A. E., Al-Houti, N., Al-Othman, M., et al. (2017, November). A new cost effective and reliable water shutoff system: Case study in Kuwait. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
8. Cottin, C., Al-Amrie, O., Barrois, E. (2017, November). Chemical water shutoff pilot in a mature offshore carbonate field. SPE-188871-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Zhang, G., Qian, J., Shen, Z., et al. (2017, April). The application of water shut-off technique in Jidong oilfield. SPE-188098-MS. In: SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
10. Рзаева, С. Д. (2020). Селективная изоляция водопритоков в скважину на основе использования отходов производства. SOCAR Proceedings, 3, 118-125.
11. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
12. Сулейманов, Б. А., Рзаева, С. Д., Акберова, А. Ф., Ахмедова, У. Т. (2021). Стратегия глубинного выравнивания фронта вытеснения при заводнении нефтяных пластов. SOCAR Proceedings, 4, 33-42.
13. Wu, P., Hou, J., Qu, M., et al. (2022). A novel polymer gel with high-temperature and high-salinity resistance for conformance control in carbonate reservoirs. Petroleum Science, In press. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2022.05.003
14. Sharma, P., Kudapa, V. K. (2022). Study on the effect of cross-linked gel polymer on water shutoff in oil wellbores. Materials Today: Proceedings, 48(5), 1103-1106.
15. Петров, Н. А., Кореняко, А. В., Янгиров, Ф. Н., Есипенко, А. И. (2005). Ограничение притока воды в скважинах. Санкт-Петербург: Недра.
16. Доброскок, Б. Е., Кубарева, Н. Н., Мусабиров, Р. Х. и др. (2000). Способ ограничения водопритоков в скважину. Патент РФ 2160832.
17. Старковский, А. В., Рогова, Т. С., Горбунов, А. Т. (1991). Способ изоляции водопритока и зоны поглощения. Патент РФ 1774689.
18. Шахвердиев, А. Х., Панахов, Г. М., Сулейманов, Б. А. и др. (1998). Способ ограничения водопритока в скважину. Патент РФ 2121570.
19. Сулейманов, Б. А., Абдуллаев, В. Д., Тапдыгов, Ш. З. и др. (2022). Способ изоляции водопритока в скважину. Заявка на получение Евразийского патента на изобретение № 202292862 от 07.09.22 г.

В связи с ростом объема трудноизвлекаемых запасов нефти, в сложнопостроенных залежах, пластах со сниженными фильтрационными свойствами, месторождениях в удаленных, без инфраструктуры появились новые задачи, которые неоходимо решать при освоении этих запасов, чтобы это было рентабельно. Требуется применение новых методик выбора способов и систем разработки с одновременным внедрением новых методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. В статье исследуется метод повышения эффективности системы разработки слоистого и неоднородного продуктивного пласта типа «рябчик» путем управления параметрами сетки скважин и заканчивания скважин. Анализируемый метод оптимизации разработки позволит повысить экономичность извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти и повысить степень их выработки. Сделаны предложения по увеличению эффективности разработки пласта типа «рябчик».

Ключевые слова: горизонтальная скважина; ориентация ствола; оптимизация сетки скважин; эффективность разработки; многослойный пласт.

Литература

1. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
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. 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.
4. Конторович, А. Э., Филиппов, С. П., Алексеенко, С. В. и др. (2019). Общая дискуссия по приоритету: выступления академиков РАН А.Э. Конторовича, С.П. Филиппова, С.В. Алексеенко, В.И. Бухтиярова, С.М. Алдошина. Вестник Российской академии наук, 89(4), 343-347.
5. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
6. 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.
7. 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.
8. Грищенко, В. А., Позднякова, Т. В., Мухамадиев, Б. М. и др. (2021). Повышение эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере турнейского яруса. SOCAR Proceedings, SI2, 238-247.
9. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
10. 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.
11. 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.
12. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
13. 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.
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. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
16. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
17. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
18. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
19. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического
    сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
20. 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.
21. 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.
22. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
23. Буторин, А. В., Зиннурова, Р. Р., Митяев, М. Ю. и др. (2015). Оценка потенциала тюменской свиты в пределах Ноябрьского региона Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 12, 41-43.
24. 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.
25. 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.
26. Выгон, Г. В. (2019). Инвентаризация запасов: от государственной экспертизы к национальному аудиту. Нефтегазовая вертикаль, 18(462), 19-24.
27. 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.
28. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
29. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
30. 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.
31. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
32. 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.
33. Агишев, Э. Р., Жданов, Л. М., Рамаданов, А. В. и др. (2022). Определение особенностей геологического строения нижнеаптских отложений Западной Сибири на основе уточненной литолого-фациальной модели пласта АВ11-2. Экспозиция нефть и газ, 2(87), 20-23.
34. (2022). US crude oil field production. Ycharts Inc. https://ycharts.com/indicators/us_crude_oil_field_production
35. Дремин, Д. С., Дубинский, Г. С. (2017). Геологическое обоснование трансформации системы разработки объекта БП Тарасовского месторождения. Сборник научных трудов «Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения». Уфа: Монография.
36. Бриллиант, Л. С., Клочков, А. А., Выдрин, А. Г. и др. (2010). Влияние геологических свойств коллектора на эффективность бурения горизонтальных скважин на объекте АВ1 1-2 Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 10, 82-84.
37. Бадыков, И. Х., Байков, В. А., Борщук, О. С. (2015). Программный комплекс «РН–КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов. Недропользование XXI век, 4(54), 96-103.
38. Сарваров, А. Р., Литвин, В. В., Владимиров, И. В. и др. (2008). Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 12, 61-63.
39. Абдульмянов, С. Х., Еловиков, С. Л., Щекатурова, И. Ш. (2012). Эффективность формирования и уточнение величины плотности сетки скважин с учетом горизонтальных стволов. Нефтепромысловое дело, 11, 38-41.
40. Emeka, O. J., Durlofsky, L. (2009, October). Development and application of a new well pattern optimization algorithm for optimizing large scale field development. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
41. Мальцев, В. В., Никитин, А. Н., Кардымон, Д. М. и др. (2010). Опыт применения специальных ГИС на месторождениях ООО «РН–Юганскнефтегаз» для задач оптимизации ГРП. Территория «Нефтегаз», 11, 52-57.
42. (2015). Протокол заседания ЦКР Роснедр по УВС № 6427 от 16.12.2015.

В статье рассмотрено прогнозирование критических параметров эксплуатационных скважин для оценки необходимости их перевода в стадию капитального ремонта и включения в программу геолого-технических мероприятий (ГТМ). Изложена методика обоснования и оценки влияния критических значений параметров пласта-коллектора на работу эксплуатационных скважин. Рассмотрены три этапа перевода скважин в стадию капитального ремонта: геологический, технологический и аналитический, а также порядок оценки их эффективности. Рассмотрен порядок расчета времени остановки скважин и потерь газа при переходе эксплуатационных скважин в стадию капитального ремонта, определения параметров технологического режима после ГТМ. Разработана методика прогнозирования времени остановки скважин по причине обводнения (самозадавливания) и оценки сроков ее работы с промысловыми значениями дебитов на завершащем этапе разработки месторождений. Изложены результаты исследования зависимости критической высоты столба жидкости от забойного давления и среднесуточного дебита сеноманской скважины, схема выявления зависимости уровня газоводяного контакта (ГВК) от пластового давления и объёма отобранного газа. Рассмотрен порядок вычисления рейтинговой оценки технического и геолого-промыслового состояния скважин по данным диагностической карты.

Ключевые слова: месторождение; газовая скважина; прогноз; критический параметр; сеноман; обводнение; дебит; давление.

Литература

1. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2020). Расчет процессов периодических продувок самозадавливающихся газовых скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1(337), 49-55.
2. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А., Велиев, В. М. (2020). Оценка эффективности работы эксплуатационной газовой скважины и перевод ее в стадию капитального ремонта // Международный научно-исследовательский журнал, 11(101), 56-63.
3. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С. (2021). Теоретические основы планирования геолого-технических мероприятий на газовых скважинах. Газовая промышленность, 5, 60-72.
4. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р., Велиев, В. М. (2020). Прогноз критических параметров перехода эксплуатационных скважин в стадию капитального ремонта. Наука и техника в газовой промышленности, 4(84), 52-61.
5. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С. (2020). Модель расчетов прогнозных дебитов скважин накопленным промысловым данным. Газовая промышленность, 9(806), 76-84.
6. Карнаухов, В. Л., Пьянкова, Е. М. (2010). Современные методы гидродинамических исследований скважин. Москва: Инфра-Инженерия.
7. Коротаев, Ю. П. (1996). Избранные труды. Москва: Недра.
8. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2020). Управление инновационными рисками при проведении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
9. Ханин, А. А. (1969). Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. Москва: Недра.
10. Уолллис, Г. (1972). Одномерные двухфазные течения. Москва: Мир.
11. Одишария, Г. Э., Точигин, А. А. (1998). Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. Москва: ВНИИгаз.
12. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2020). Оценка эффективности работы эксплуатационной газовой скважины и перевод ее в стадию капитального ремонта. Наука. Инновации. Технологии, 3, 49-64.
13. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С. и др. (2019). Аппроксимационные математические модели эксплуатационных свойств газовых скважин и их применение к расчетам прогнозных дебитов. Нефтепромысловое дело, 5, 53-59.
14. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С., Гоголева, С. А. (2016). Аппроксимационные модели притоков газа к скважинам и расчеты прогнозных дебитов. Автоматизация, телемеханизация и связь, 9, 25-37.
15. Гасумов, Р. А., Толпаев, В. А., Ахмедов, К. С., Винниченко, И. А. (2012). Среднесрочный прогноз дебитов добывающих скважин в среде MS Excel. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 7, 32-36.
16. Дегтярев, Б. В., Бухгалтер, Э. Б. (1976). Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. Москва: Недра.
17. Гасумов, Р. А., Гасумов, Э. Р. (2020). Математическая модель для расчета процессов самозадавливания насосно-компрессорных труб жидкостью с помощью продувки скважин. Нефтепромысловое дело, 8(620), 46-51.

На современном этапе развития нефтяной промышленности при проектировании и анализе разработки в течение всего цикла эксплуатации месторождений широко применяется математическое моделирование. Наиболее трудоемким и тяжелым этапом в создании геолого-гидродинамических моделей является их идентификация к фактическим данным разработки и разрешение неопределенностей, связанных с анализом геолого-физических параметров. Параметрическая идентификация является важнейшей процедурой в процессе моделирования, т.к. от качества полученных на этом этапе результатов зависит степень надежности прогнозных показателей разработки объекта. В работе представлены основные методы и результаты адаптации гидродинамической модели в истории разработки нефтяного месторождения с целью использования модели для расчета прогнозных вариантов. При создании геолого-гидродинамической имитационной модели для выбранного блока месторождения Кенкияк Казахстана использовались геолого-промысловые данные и данные исследования по определению термобарических параметров флюидов и пород. Для решения поставленной задачи была принята модель Маскета-Мереса изотермической неустановившейся пространственной фильтрации пластовых флюидов. Искомые параметры уточняются на основе градиентных процедур с использованием теории оптимального управления. Решена прогнозная задача о целесообразности применения горизонтальных скважин для увеличения коэффициента нефтеотдачи указанного сектора месторождения.

Ключевые слова: адаптация; прогнозная задача; нефтеотдача; нефтяной пласт; фазовая проницаемость; гидродинамическая модель.

Литература

1. Абасов, М. Т., Джалалов, Г. И., Ибрагимов, Т. М. и др. (2012). Гидрогазодинамика глубокозалегающих деформированных коллекторов месторождений нефти и газа. Баку: Nafta-Press.
2. Булыгин, В. Я., Булыгин, Д. В. (1990). Имитация разработки залежей нефти. Москва: Недра.
3. Закиров, С. Н., Васильев, В. И., Гутников, А. И. и др. (1984). Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. Москва: Недра.
4. Закиров, Е. С. (2001). Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Москва: Недра.
5. Хайруллин, М. Х. (1996). О решении обратных коэффициентных задач фильтрации многослойных пластов методом регуляризации. Доклады РАН, 347(1), 103-105.
6. Воцалевский, Э. С., Куандыков, Б. М., Булекбоев, З. Е. и др. (1993). Месторождения нефти и газа Казахстана. Справочник. Москва: Недра.
7. Джалалов, Г. И., Дадашов, А. М. (2005). Фазовая проницаемость коллекторов нефти и газа (библиографический указатель литературы). Баку: Нафта-пресс.
8. Каневская, Р. Д. (2002). Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: ИКИ.
9. Джалалов, Г. И., Ибрагимов, Т. М., Алиев, А. А., Горшкова, Е. В. (2018). Моделирование и исследование фильтрационных процессов на глубокозалегающих месторождениях нефти и газа. Баку: ИПП «Наука и образование».
10. Палатник, Б. М., Закиров, И. С. (1990). Идентификация параметров газовых залежей при газовом и водонапорном режимах разработки. Москва: ВНИИЭ - Газпром.
11. Джалалов, Г. И., Дадашов, А. М., Жидков, Е. Е. (2002). Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений (библиографический указатель литературы). Баку: Нафта-пресс.

Рассмотрена возможность и целесообразность использования пластовых и нефтепромысловых сточных вод в районах истощающихся и отработанных месторождений в нефтедобыче для приготовления жидкостей, применяемых: для глушения скважин, затворения цементного раствора, для получения поваренной соли пригодной в качестве пищевого продукта. На основании лабораторных исследований установлено, что из одной тонны воды можно, в среднем, получить 180-210 кг жидкости для глушения скважин и 140-150 кг поваренной соли, а разбавление тяжелого рассола пресной технической водой позволяет существенно повысить прочность цементного камня при креплении скважин. Проведенные модельные испытания свидетельствуют об отсутствии ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов при их контактировании с тяжелыми рассолами и возможности использования таких рассолов в качестве жидкости для глушения скважин. Разработан метод получения жидкости глушения скважин и хлористого натрия из пластовых вод нефтяного месторождения, включающий очистку исходной пластовой воды хлоркальциевого типа от механических примесей, остатков нефти, доведение ее плотности до концентрации хлористого кальция, при которой происходит осаждение хлористого натрия.

Ключевые слова: пластовые воды; жидкость глушения; поваренная соль; прочность цементного камня; высаливание хлористого натрия.

Литература

1. 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.
2. Галкин, В. И., Растегаев, А. В., Козлова, И. А. (2013). Исследование влияния геологических показателей на эффективность ГРП. Нефтепромысловое дело, 9, 54-57.
3. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
4. 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, SI, 2, 103-111.
5. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
6. 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.
7. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
8. 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.
9. Конторович, А. Э., Эдер, Л. В. (2020). Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 5, 8-17.
10. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
11. 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.
12. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
13. Хисамов, Р. С., Абдрахманов, Г. С., Нуриев, И. А. и др. (2012). Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину. Патент РФ 2451165.
14. Kadyrov, R. R., Mukhametshin, V. V., Galiullina, I. F., et al. (2020). Prospects of applying formation water and heavy brines derived therefrom in oil production and national economy. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905, 012081.
15. Кадыров, P. P., Жиркеев, А. С., Сахапов, А. К. и др. (2012). Инструкция по технологии ремонта изоляционных работ с использованием цементоволокнистых материалов. РД 153-39.0-777-12.
16. Ghatrifi, S., Sulaimi, G., Chavez, M. J., Sivrikoz, A. (2018, November). Oil gain from successful water shut-off strategy. SPE-193245-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Society of Petroleum Engineers.
17. Галиуллина, И. Ф., Кадыров, Р. Р. (2016). Получение из пластовых вод нефтяных месторождений продуктов, используемых в нефтедобыче, животноводстве и пищевой промышленности. Нефтяная провинция, 3(7), 147-156.
18. Chizhov, A. P., Andreev, V. E., Chibisov, A. V., et al. (2020). Hydraulically perfect modes of injection of grouting mixtures when isolating absorbing formations. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 952, 012040.
19. Кудряшова, Л. В., Галиуллина, И. Ф., Кадыров, Р. Р., Идиятуллин, А. Ф. (2017). Методы получения поваренной соли из пластовой воды. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Экспозиция. Нефть. Газ, 85, 437-440.
20. Муслимов, Р. Х., Кадыров, Р. Р., Овчинников, А. И. и др. (1998). Способ получения брома из пластовой воды нефтяного месторождения. Патент РФ 2107021.
21. Муслимов, Р. Х., Юсупов, И. Г., Кадыров, Р. Р. (2005). Получение ценных химических продуктов из пластовых вод Республики Татарстан. Казань: Плутон.
22. 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.
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. 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.
25. 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.
26. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
27. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
28. 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.
29. 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.
30. 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.
31. Мухаметшин, В. В., Кадыров, Р. Р. (2017). Влияние нанодобавок на механические и водоизолирующие свойства составов на основе цемента. Нанотехнологии в строительстве, 9(6), 18-36.
32. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61-72.
33. 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.
34. 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.
35. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р. и др. (2017). Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин. Нефтяное хозяйство, 1, 66-69.
36. Хисамов, Р. С., Абдрахманов, Г. С., Кадыров, Р. Р., Мухаметшин, В. В. (2017). Технология ограничения притока подошвенных вод в скважинах. Нефтяное хозяйство, 11, 126-128.
37. Polyakov, V. N., Chizhov, A. P., Kotenev, Yu. A., Mukhametshin, V. Sh. (2019). Results of system drilling techniques and completion of oil and gas wells. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 378, 012119.
38. ГОСТ 13830-91. (1993). Соль поваренная пищевая. Общие технические условия. Москва: ИПК Издательство стандартов.
39. Сергеев, Б. З., Резник, Е. Г., Гайденко, И. Ф., Ковалев, Н. И. (1994). Способ изоляции обводненных пластов. Патент РФ 2013521.
40. Мухаметшин, В. В. (2018). Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку. Нанотехнологии в строительстве, 10(1), 113-131.
41. Окромелидзе, Г. В., Некрасова, И. Л., Гаршина, О. В. и др. (2016). Глушение скважин с использованием вязкоупругих составов. Нефтяное хозяйство, 10, 56-61.
42. Мухаметшин, В. Ш., Попов, А. М., Гончаров, А. М. (1991). Промысловое обоснование выбора скважин и технологических параметров при проведении соляно-кислотных обработок. Нефтяное хозяйство, 6, 32-33.
43. Кадыров, Р. Р., Галиуллина, И. Ф., Мухаметшин, В. В. (2018). Способ получения жидкости глушения и хлористого натрия из пластовых вод нефтяного месторождения. Патент РФ 2661948.

В статье доказано, что решение уравнения материального баланса в условиях ограниченного объема информации о мелких залежах нефти необходимо проводить с использованием метода генетической оптимизации. Использование предложенного алгоритма снижения рисков принятия управляющих решений в бурении и добыче нефти в условиях незначительных по запасам залежей нефти позволяет снизить себестоимость добываемой продукции, что дает возможность увеличить темпы ввода в разра-
ботку залежей с трудноизвлекаемыми запасами и степень их выработки.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений; запасы нефти; бурение скважин; метод материального баланса; генетический алгоритм.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2009). Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: ФЭН.
2. Иванова, М. М., Дементьев, Л. Ф., Чоловский, И. П. (2014). Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Москва: Альянс.
3. 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.
4. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
5. 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.
6. 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.
7. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
8. 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.
9. Мищенко, И. Т., Кондратюк, А. Т. (1996). Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Москва: Недра.
10. Абызбаев, И. И., Андреев, В. Е. (2005). Прогнозирование эффективности физико-химического воздействия на пласт. Нефтегазовое дело, 3, 167-176.
11. 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.
12. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
13. 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.
14. Фаттахов, И. Г., Кулешова, Л. С., Бахтизин, Р. Н. и др. (2021). Комплексирование результатов моделирования ГРП при проведении гибридных кислотно-пропантных обработок и при одновременной инициации трещины ГРП в разделенных интервалах. SOCAR Proceedings, SI2, 103-111.
15. 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, SI 2, 182-191.
16. 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.
17. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2014). Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 7, 44-47.
18. Мандрик, И. Э., Панахов, Г. М., Шахвердиев, А. Х. (2010). Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. Москва: Нефтяное хозяйство.
19. Хасанов, М. М., Мухамедшин, Р. К., Хатмуллин, И. Ф. (2001). Компьютерные технологии решения многокритериальных задач мониторинга разработки нефтяных месторождений. Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2, 26-29.
20. Миловидов, В. Д. (2015). Проактивное управление инновациями: составление карты знаний. Нефтяное хозяйство, 8, 16-21.
21. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
22. 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.
23. Шахвердиев, А. Х. (2017). Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, 2, 58-63.
24. Hodgin, J. E., Harrell, D. R. (2006, September). The selection, application, and misapplication of reservoir analogs for the estimation of petroleum reserves. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
25. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
26. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76.
27. Каневская, Р. Д. (1999). Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра-Бизнесцентр.
28. Алварадо, В., Манрик, Э. (2011). Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. Москва: Премиум инжиниринг.
29. Alvarado, V., Thyne, G., Murrel, G. R. (2008, September). Screening strategy for chemical enhanced oil recovery in Wyoming Basin. SPE-115940-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
30. Кудряшов, С. И., Белкина, Е. Ю., Хасанов, М. М. и др. (2015). Количественные методы использования аналогов в задачах разведки и разработки месторождений. Нефтяное хозяйство, 4, 43-47.
31. 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.
32. 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.
33. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
34. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
35. Миловидов, В. Д. (2015). Управление инновационным процессом: как эффективно использовать информацию. Нефтяное хозяйство, 6, 10-16.
36. Токарев, М. А. (1990). Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Москва: Недра.
37. 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.
38. 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.
39. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
40. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
41. 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.
42. 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.
43. Ибатуллин, Р. Р. (2011). Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ».
44. Васильев, Ф. П. (2002). Методы оптимизации. Москва: Факториал пресс.
45. Панченко, Т. В. (2007). Генетические алгоритмы. Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет».

Искусственный интеллект (ИИ) – это система, имитирующая процесс мышления. ИИ предполагает простой структурный подход к разработке сложных систем принятия решений, позволяющий пользователю ставить и решать и задачи различной степени сложности. На сегодняшний день технологии на основе ИИ находят все большее применение во многих сферах деятельности человека, не исключением стала и нефтегазовая отрасль. Применение ИИ в нефтегазовой отрасли стремительно развивается и постепенно внедряется в различные сферы, такие как: интеллектуальное бурение, интеллектуальный трубопровод, интеллектуальный нефтеперерабатывающий завод и т.д. На основе ИИ возможно создание экосистемы в которой может быть реализована координация и кооперация всех уровней, отраслей и направлений для продления жизненного цикла нефтяного месторождения, повышения эффективности и качества принятия решений, снижения затрат и увеличения экономической выгоды.

Ключевые слова: искусственный интеллект; нейронная сеть; методы увеличения нефтеотдачи; прогнозирование добычи; метод опорных векторов; генетические алгоритмы.

Литература

1. Gilman, H., Nordtvedt, J. E. (2014). Intelligent energy: the past, the present, and the future. SPE Economics & Management, 6(04), 185-190.
2. Lee, J., Davari, H., Singh, J., Pandhare, V. (2018). Industrial artificial intelligence for industry 4.0-based manufacturing systems. Manufacturing Letters, 18, 20-23.
3. Yusupov, S. (2022). Legalization of artificial intelligence: Significance and necessity. Miasto Przysz.o.ci, 26, 48-50.
4. Watson, D. S., Gultchin, L., Taly, A., Floridi, L. (2021, December). Local explanations via necessity and sufficiency: Unifying theory and practice. In: 37th Conference on Uncertainty in Artificial Intelligence (UAI 2021).
5. Samek, W., Wiegand, T., Muller, K. R. (2017). Explainable artificial intelligence: Understanding, visualizing and interpreting deep learning models. https://doi.org/10.48550/arXiv.1708.08296
6. Kuang, L., He, L. I. U., Yili, R. E. N., et al. (2021). Application and development trend of artificial intelligence in petroleum exploration and development. Petroleum Exploration and Development, 48(1), 1-14.
7. Rahmanifard, H., Plaksina, T. (2019). Application of artificial intelligence techniques in the petroleum industry: a review. Artificial Intelligence Review, 52(4), 2295-2318.
8. Gharbi, R. B., Mansoori, G. A. (2005). An introduction to artificial intelligence applications in petroleum exploration and production. Journal of Petroleum Science and Engineering, 49(3-4), 93-96.
9. 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.
10. Bahaloo, S., Mehrizadeh, M., Najafi-Marghmaleki, A. (2022). Review of application of artificial intelligence techniques in petroleum operations. Petroleum Research. In press.
11. Al-Bulushi, N. I., King, P. R., Blunt, M. J., Kraaijveld, M. (2012). Artificial neural networks workflow and its application in the petroleum industry. Neural Computing and Applications, 21(3), 409-421.
12. Hojageldiyev, D. (2018, November). Artificial intelligence in HSE. SPE-192820-MS. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
13. Mohaghegh, S., Arefi, R., Ameri, S., et al. (1996). Petroleum reservoir characterization with the aid of artificial neural networks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 16(4), 263-274.
14. Al-Shabandar, R., Jaddoa, A., Liatsis, P., Hussain, A. J. (2021). A deep gated recurrent neural network for petroleum production forecasting. Machine Learning with Applications, 3, 100013.
15. Giuliani, M., Cadei, L., Montini, M., et al. (2020, January). Hybrid artificial intelligence techniques for automatic simulation models matching with field data and constrained production optimization. IPTC-19621-Abstract. In: International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
16. Mohaghegh, S. D. (2011). Reservoir simulation and modeling based on artificial intelligence and data mining (AI&DM). Journal of Natural Gas Science and Engineering, 3(6), 697-705.
17. Amini, S., Mohaghegh, S. (2019). Application of machine learning and artificial intelligence in proxy modeling for fluid flow in porous media. Fluids, 4(3), 126.
18. He, Q., Zhong, Z., Alabboodi, M., Wang, G. (2019, October). Artificial intelligence assisted hydraulic fracturing design in shale gas reservoir. SPE-196608-MS. In: SPE Eastern Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.
19. Keshavarzi, R., Jahanbakhshi, R. (2013, May). Investigation of hydraulic and natural fracture interaction: numerical modeling or artificial intelligence?. ISRM-ICHF-2013-025. In: ISRM International Conference for Effective and Sustainable Hydraulic Fracturing. Society of Petroleum Engineers.
20. Mohammadpoor, M., Torabi, F. (2020). Big Data analytics in oil and gas industry: An emerging trend. Petroleum, 6(4), 321-328.
21. Patel, H., Prajapati, D., Mahida, D., Shah, M. (2020). Transforming petroleum downstream sector through big data: a holistic review. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10(6), 2601-2611.
22. Feblowitz, J. (2013, March). Analytics in oil and gas: The big deal about big data. SPE-163717-MS. In: SPE Digital Energy Conference. Society of Petroleum Engineers.
23. Baaziz, A., Quoniam, L. (2013). How to use Big Data technologies to optimize operations in Upstream Petroleum Industry. International Journal of Innovation, 1(1), 19-25.
24. 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.
25. 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.
26. 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.
27. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Veliyev, E. F. O., et al. (2022). Substantiation of an analytical model of reservoir pore channels hydraulic tortuosity in Western Siberia based on capillary research data. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 333(7), pp. 86–95.
28. Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2022). The application of nanoparticles to stabilise colloidal disperse systems. ANAS Transactions. Earth Sciences, 1, 37–50.
29. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
30. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Azizagha, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
31. Veliyev, E. F. (2021). Prediction methods for coning process. Azerbaijan Oil Industry, 3, 18-25.
32. Korovin, I. S., Tkachenko, M. G. (2016). Intelligent oilfield model. Procedia Computer Science, 101, 300-303.
33. Markov, N. G., Vasilyeva, E. E., Evsyutkin, I. V. (2017). The intellectual information system for management of geological and technical arrangements during oil field exploitation. Journal of Physics: Conference Series, 803(1), 012093).
34. Shahkarami, A., Mohaghegh, S. D., Gholami, V., Haghighat, S. A. (2014, April). Artificial intelligence (AI) assisted history matching. SPE-169507-MS. In: SPE western North American and Rocky Mountain Joint Meeting. Society of Petroleum Engineers.
35. Taklimy, S. Z., Rasaei, M. R. (2015). An intelligent framework for history matching an oil field with a long production history. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 37(17), 1904-1914.
36. Sengel, A., Turkarslan, G. (2020, December). Assisted history matching of a highly heterogeneous carbonate reservoir using hydraulic flow units and artificial neural networks. SPE-200541-MS. In: SPE Europec. Society of Petroleum Engineers.
37. Suwito, E., Sianturi, J. A. D., Irawan, A., et al. (2022, October). Novel machine learning and data analytics approach for history matching giant mature multilayered oil field. SPE-211398-MS. In: ADIPEC. Society of Petroleum Engineers.
38. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
39. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 1-18.
40. 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.
41. Ismailov, R. G., Veliyev, E. F. (2021). Emulsifying composition for increase of oil recovery efficiency of high viscous oils. Azerbaijan Oil Industry, 5, 22-28.
42. Veliyev, E. F. (2021). A combined method of enhanced oil recovery based on ASP technology. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 4(81), 41-48.
43. 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.
44. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
45. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
46. 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.
47. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
48. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, (3), 17-31.
49. Zhou, C. C., Li, J., Zhang, X. G. (2008). Predication for EOR by polymer flooding based on artificial neural network comparison between ANN and quadratic. Polynomial Stepwise Regres Method, 27(3), 113-116.
50. Shi, S. Z., Yu, H. Y., Sun, Z. L. (2014). Forecast of fracturing effect based on gray correlation analysis and BP neural network. Journal of Changjiang University (Self Publ Ed), 31, 154-156.
51. Costa, L. A. N., Maschio, C., Schiozer, D. J. (2014). Application of artificial neural networks in a history matching process. Journal of Petroleum Science and Engineering, 123, 30-45.
52. Masini, S. R., Goswami, S., Kumar, A., Chennakrishnan, B., Baghele, A. (2020, November). Artificial intelligence assisted production forecasting and well surveillance. OTC-30332-MS. In: Offshore Technology Conference Asia. Society of Petroleum Engineers.
53. Alarifi, S., AlNuaim, S., Abdulraheem, A. (2015, March). Productivity index prediction for oil horizontal wells using different artificial intelligence techniques. SPE-172729-MS. In: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
54. Denney, D. (2000). Artificial neural networks identify restimulation candidates. Journal of Petroleum Technology, 52(02), 44-45.

В этой статье представлены результаты биомаркерного анализа 183 образца нефти из 19 нефтегазовых месторождений и пиролиза Рок-Эваль, проведенного на 93 образцах керна из 12 месторождений Южно-Мангышлакского бассейна. По биомаркерам нефти изученных месторождений образовались из глинистых ОВ и их можно условно разделить на 3 группы: К первой группе можно отнести месторождения Оймаша, Ащиагар, Атамбай-Сартобе, Алатюбе, Карагие Северное и Аккар Северный, которые имеют ОВ морского происхождения, в то время как к второй группе относятся нефти месторождений Придорожное, Айрантакыр, Бурмаша и Бектурлы, которые имеют ОВ озерного происхождения. Под третью группу попадают нефти остальных месторождений, в пределах каждого из которых имеются как минимум два источника: нефти нижних горизонтов имеют ОВ морского происхождения, а ОВ нефти верхних горизонтов образовались в озерной среде. По результатам пиролиза Рок-Эваль резервуары некоторых месторождений можно считать синклинальными.

Ключевые слова: хроматография; биомаркеры; стераны; гопаны; пиролиз Рок-Эвал; Южно-Мангышлак.

Литература

1. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Vishnyakov, V. (2022). Nanocolloids for petroleum engineering: Fundamentals and practices. John Wiley & Sons.
2. 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.
3. 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.
4. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Naghiyeva, N. V. (2021). Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B, 35(01), 2150038.
5. Veliyev, E. F. (2020). Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 3, 126-134.
6. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-29.
7. Veliyev, E. F. (2021). Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
8. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
9. Suleimanov, B. A. (1996). Experimental study of the formation of fractal structures in displacement of immiscible fluids using a Hele-Shaw cell. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(2), 182-187.
10. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gas-liquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
11. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
12. Suleimanov, B. A. (1999). The slip effect during filtration of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 61(6), 786-790.
13. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Ibrahimov, K. M., Guseinova, N. I. (2017). Field testing results of enhanced oil recovery technologies using thermoactive polymer compositions. SOCAR Proceedings, 3, 17-31.
14. Suleimanov, B. A., Guseynova, N. I., Veliyev, E. F. (2017, October). Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE-187784-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
15. Suleimanov, B. A., Veliyev, E. F., Aliyev, A. A. (2020). Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering, 193, 107411.
16. Исмаилов, Р. Г., Велиев, Э. Ф. (2021). Эмульсирующий состав для повышения коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 5, 22-28.
17. Suleimanov, B. A., Rzayeva, S. J., Akberova, A. F., Akhmedova, U. T. (2022). Self-foamed biosystem for deep reservoir conformance control. Petroleum Science and Technology, 40(20), 2450-2467.
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, pp. 82-92.
19. Воцалевский, Э. С., Шлыгин, Д. А. (2003). Нефтегазовые системы Южного Мангистау и прилегающей аквотариальной части казахстанского Среднего Каспия. Известия НАН РК. Серия геологическая, 3-14.
20. Сейтхазиев, Е. Ш. (2016). Отчет по геохимическим исследованиям нефти и керна месторождений АО «Мангистаумунайгаз». ТОО «Каспиймунайгаз».
21. Seitkhaziyev, Y. Sh., Sarsenbekov, N. D., Uteyev, R. N. (2022, November). Geochemical atlas of oils and source rocks and oil-source rock correlations: a case study of oil and gas fields in the Mangyshlak basin (Kazakhstan). SPE-212078-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
22. Peters, K. C., Walters, C. C. (2005). Moldowan the biomarker guide. Volume 2. Biomarkers and isotopes in petroleum systems and earth history. Cambridge, New York, Melborne: Cambridge University Press.
23. Peters, K. E., Fowler, M. G. (2002). Applications of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management. Review. Organic Geochemistry, 33, 5-36.
24. Ganz, H., Hempton, M., van der Veen, F., Kreulen, R. (1999) Integrated reservoir geochemistry: finding oil by reconstructing migration pathways and paleo oil-water condition. SPE 56896. Society of Petroleum Engineers.
25. Seitkhaziyev, Y. Sh, Uteyev, R. N, Sarsenbekov, N. D. Tassemenov, Y. R. (2020). Integrating biomarker analysis with carbon stable isotope signatures for genetic classification and tracing possible migration pathways of hydrocarbon of Pre-Caspian Basin. SPE-202514-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
26. Seitkhaziyev, Y. Sh., Uteyev, R. N., Sarsenbekov, N. D. (2021, October). Application of biomarkers and oil fingerprinting for genetic classification of oil and prediction of petroleum migration pathways of Aryskum downfold of South-Torgay depression. SPE-207037-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference. Society of Petroleum Engineers.
27. Сейтхазиев, Е. Ш. (2019). Генетическая типизация нефти карбонатного происхождения на месторождениях южной части прикаспийской впадины. SOCAR Proceedings, 3, 40-60.
28. Сейтхазиев, Е. Ш. (2020). Комплексное геохимическое изучение образцов шлама и керна надсолевых отложений южной части прикаспийской впадины и корреляция «нефть-нефтематринская порода. SOCAR Proceedings, 2, 30-49.
29. Сейтхазиев, Е. Ш. (2021). Геохимические исследования газа нефтегазовых месторождений южной части прикаспийской впадины и их корреляция с результатами геохимии нефти. SOCAR Proceedings, 4, 43-51.

На основе результатов физического моделирования влияния применяемых жидкостей глушения на фильтрационно-емкостные свойства образцов горных пород на водонасыщенной пористой среде показано, что коэффициент восстановления приемистости образца керна объекта разработки после фильтрации жидкости глушения некоторых образцов керна составил менее 90%. На основе аналитических расчетов по методу Дж. Е. Оддо и М.Б. Томсона процессов смешения, применяемых в процессе глушения вод на совместимость и степень выпадения солей, выявлено, что при смешении пластовой воды и воды жидкости глушения в пластовых условиях при T = 30 °C и P = 7 МПа прогнозируется выпадение неорганических солей кальцита CaCO₃ с массой осадка в диапазоне 0.39-0.77 г/л и ангидрита CaSO₄ – 0.01-0.03 г/л. Экспериментальные исследования по гидродинамическому моделированию процесса закачки жидкостей глушения на основе хлорида калия и определению степени изменения фильтрационных характеристик показали увеличение коэффициента восстановления приемистости.

Ключевые слова: жидкость глущения; фильтрационный эксперимент; моделирование; коффициент проницаемости; выпадение солей кальцита; совместимость пластовых вод.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
2. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
3. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
4. Шмаль, Г. И. (2017). Нефтегазовый комплекс в условиях геополитических и экономических вызовов: проблемы и пути решения. Нефтяное хозяйство, 5, 8-11.
5. 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.
6. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А. (2015). Современная НТР и смена парадигмы освоения углеводородных ресурсов. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 6, 10-16.
7. 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.
8. Мингулов, И. Ш., Валеев, М. Д., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Применение результатов измерения вязкости продукции скважин для диагностики работы насосного оборудования. SOCAR Proceedings, SI2, 152-160.
9. Клещев, К. А. (2005). Перспективы развития сырьевой базы нефтегазодобычи в России. Актуальные проблемы геологии нефти и газа: юбилейный сборник научных трудов кафедры геологии РГУ им. И.М. Губкина. Москва: Нефть и газ, 29-57.
10. Гаврилов, А. Е., Жуковская, Е. А., Тугарова, М. А., Остапчук, М. А. (2015). Целевая классификация пород баженовской свиты (на примере месторождений центральной части Западной Сибири). Нефтяное хозяйство, 12, 38-40.
11. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
12. Yaskin, S. A., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. (2021). Geological and technological justification of the bottomhole zone treatment of wells and formations of the Langepas group of fields. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012073, 1-5.
13. Буторин, А. В., Зиннурова, Р. Р., Митяев, М. Ю. и др. (2015). Оценка потенциала тюменской свиты в пределах Ноябрьского региона Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 12, 41-43.
14. 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.
15. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
16. 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.
17. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
18. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
19. Мухаметшин, В. В., Бахтизин, Р. Н., Кулешова, Л. С. и др. (2021). Скрининг и оценка условий эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи высокообводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings, SI2, 48-56.
20. 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.
21. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
22. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
23. 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.
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. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
26. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
27. 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.
28. 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.
29. Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И., Хамитов, А. Т. и др. (2015). Идентификация слабо выработанных зон на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Нефтяное хозяйство, 1, 74-79.
30. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
31. Mukhametshin, V. G., Dubinskiy, G. S., Andreev, V. E., et al. (2021). Geological, technological and technical justification for choosing a design solution for drilling wells under different geological conditions. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012061, 1-9.
32. 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.
33. Мухаметшин, В. В. (2021). Повышение эффективности управления разработкой залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе дифференциации и группирования. Геология и геофизика, 62(12), 1672–1685.
34. Economides, J. M., Nolte, K. I. (2000). Reservoir stimulation. West Sussex, England: John Wiley and Sons.
35. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
36. 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.
37. Хасанов, М. М., Костригин, И. В., Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е. И. (2009). Учет данных по проведению текущих ремонтов скважин для оценки энергетического состояния пласта. Нефтяное хозяйство, 9, 52-55.
38. Кунакова, А. М., Гумеров, Р. Р., Суковатый, В. А. и др. (2014). Разработка метода подбора блокирующих составов глушения скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Нефтяное хозяйство, 7, 102-103.
39. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
40. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Сергеев, В. В., Кинзябаев, Ф. С. (2017). Экспериментальное исследование вязкостных свойств эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2. Нанотехнологии в строительстве, 9(2), 16-38.
41. 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.
42. Mardashov, D. V., Rogachev, M. K. (2014). Development of blocking hydrophobic-emulsion composition at well killing before well servicing. Life Science Journal, 11(6s), 283-285.
43. Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. (2021). Using the method of canonical discriminant functions for a qualitative assessment of the response degree of producing wells to water injection during the development of carbonate deposits. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012069.
44. 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.
45. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
46. Кащавцев, В. Е., Мищенко, И. Т. (2004). Солеобразование при добыче нефти. Москва: Орбита.
47. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р. и др. (2017). Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин. Нефтяное хозяйство, 1, 66-69.
48. Вахрушев, С. А., Гамолин, О. Е., Беленкова, Н. Г. и др. (2018). Особенности выбора технологии глушения скважин с высоким пластовым давлением на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча». Нефтяное хозяйство, 9, 111-115.
49. Якупов, Р. Ф., Велиев, Э. Ф., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Обоснование использования различных типов агента для повышения эффективности разработки. Нефтегазовое дело, 19(6), 81-91.

В работе проведен анализ реализованной системы разработки залежей нефти турнейского яруса Знаменского месторождения, а также факторов, снижающих ее эффективность, оценка особенностей геологического строения, влияющих на выработку запасов нефти, выработку предложений по повышению эффективности системы разработки. Отмечено, что в процессе разработки месторождения значительно изменилось геологическое строение залежей нефти турнейского яруса в результате доизучения объекта разработки подтверждена высокая эффективность применения горизонтальных скважин. Показано увеличение начального дебита скважин и удельной накопленной добычи нефти на метр нефтенасыщенной толщины пласта, снижение начальной обводненности продукции скважин, темпа роста обводненности, снижение накопленного водонефтяного фактора за первый год работы скважины в зависимости от увеличения мощности перемычки между нефтяным и водонасыщенным пластами.

Ключевые слова: выработка запасов нефти; перемычка; коэффициент извлечения нефти; водонефтяной фактор; горизонтальная скважина.

Литература

1. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
2. Шахвердиев, А. Х. (2017). Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, 2, 58-63.
3. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А., Столяров, В. Е. (2021). Актуальные вопросы и индикаторы цифровой трансформации нефтегазодобычи на заключительной стадии эксплуатации месторождений. SOCAR Proceedings, SI2, 1-13.
4. Велиев, Э. Ф., Алиев, А. А., Маммедбейли, Т. Е. (2021). Применение машинного обучения для прогнозирования эффективности внедрения технологий борьбы с конусообразованием. SOCAR Procceedings, 1, 104-113.
5. 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.
6. Кулешова, Л. С., Мухаметшин, В. Ш. (2022). Поиск и обоснование применения инновационных методов добычи углеводородов в осложненных условиях. SOCAR Proceedings, SI1, 71-79.
7. Грищенко, В. А., Циклис, И. М., Мухаметшин, В. Ш., Якупов, Р. Ф. (2021). Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, SI2, 161-171.
8. Kadyrov, R. R., Mukhametshin, V. V., Galiullina, I. F., et al. (2020). Prospects of applying formation water and heavy brines derived therefrom in oil production and national economy. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905, 012081.
9. Ибрагимов, Н. Г., Мусабиров, М. Х., Яртиев, А. Ф. (2015). Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий интенсификации добычи нефти в ПАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 8, 86-89.
10. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Закиров, Э. С. и др. (2009). Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
11. 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.
12. Dubinskiy, G. S., Andreev, V. E., Kuleshova, L. S., Mukhametshin, V. V. (2020). Intensification of the gas inflow when bringing wells into production. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 952, 012042.
13. Павловская, Е., Поплыгин, В. В., Иванов, Д. Ю., Елисеев, И. Ю. (2015). Эффективность кислотных обработок скважин, эксплуатирующих башкирские отложения на месторождениях Пермского края. Нефтяное хозяйство, 3, 28-30.
14. Хисамиев, Т. Р., Баширов, И. Р., Мухаметшин, В. Ш. и др. (2021). Результаты оптимизации системы разработки и повышения эффективности выработки запасов карбонатных отложений турнейского яруса Четырманского месторождения. SOCAR Proceedings, SI2, 131-142.
15. Муслимов, Р. Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, 30-35.
16. 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.
17. Муслимов, Р. Х. (2016). Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России – оптимизация добычи и максимизация КИН. Нефть. Газ. Новации, 4, 8-17.
18. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
19. Дмитриевский, А. Н., Еремин, Н. А. (2015). Современная НТР и смена парадигмы освоения углеводородных ресурсов. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 6, 10-16.
20. 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.
21. Аржиловский, А. В., Гусева, Д. Н. (2016). Сравнение методов анализа выработки остаточных запасов. Нефтепромысловое дело, 10, 14-19.
22. 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.
23. Гусейнов, А. Г., Гусейнов, Е. А. (2021). Пути совершенствования инновационной деятельности на нефтегазодобывающих предприятиях. SOCAR Proceedings, SI2, 1-7.
24. Chizhov, A. P., Andreev, V. E., Chibisov, A. V., et al. (2020). Hydraulically perfect modes of injection of grouting mixtures when isolating absorbing formations. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 952, 012040.
25. Велиев, Э. Ф. (2021). Применение амфифильных блок-полимерных систем для эмульсионного заводнения пласта. SOCAR Proceedings, 3, 78-86.
26. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40–45.
27. Гасымов, А. А., Гаджиев, Г. Б. (2021). Оценка управления предприятиями нефтегазовой отрасли в современных экономических условиях. SOCAR Procеedings, 3, 100-105.
28. Akmetshina, D. I., Batalov, D. A., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. (2021). Scientific and methodological basic principles for determining design of clay acid treatments applied to wells. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012056.
29. Кудряшов, С. И., Хасанов, М. М., Краснов, В. А. и др. (2007). Шаблоны применения технологий – эффективный способ систематизации знаний. Нефтяное хозяйство, 11, 7-9.
30. 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.
31. Mukhametshin, V. G., Dubinskiy, G. S., Andreev, V. E., et al. (2021). Geological, technological and technical justification for choosing a design solution for drilling wells under different geological conditions. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012061.
32. 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.
33. Yaskin, S. A., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. (2021). Geological and technological justification of the bottom-hole zone treatment of wells and formations of the Langepas group of fields. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 1064, 012073.
34. Sun, S. Q., Wan, J. C. (2002). Geological analogs usage rates high in global survey. Oil & Gas Journal, 100(46), 49-50.
35. Червякова, А. Н., Зубик, А. О., Душин, А. С. и др. (2017). Методические подходы, опыт и перспективы разработки залежей турнейского яруса горизонтальными скважинами на Знаменском нефтяном месторождении. Нефтяное хозяйство, 10, 33-35.
36. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш. (2013). Вопросы эффек­тивности разработки низкопродуктивных карбонатных кол­лекторов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения. Нефтяное хозяйство, 12, 106–110.
37. 37 Мухаметшин, В. Ш. (2022). Управление заводнением залежей нефти в карбонатных коллекторах. SOCAR Proceedings, SI1, 38-44.
38. Zeigman, Yu. V., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. (2020). Differential impact on wellbore zone based on hydrochloric-acid simulation. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 952, 012069.
39. Мухаметшин, В. Ш. (2022). Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при разработке залежей в карбонатных коллекторах на естественных режимах. SOCAR Proceedings, SI1, 27-37.
40. Кудаярова, А. Р., Рыкус, М. В., Кондратьева, Н. Р. и др. (2015). Методика моделирования турнейских карбонатных отложений Знаменского месторождения Башкортостана. Нефтяное хозяйство, 1, 18–20.
41. Кудаярова, А. Р., Рыкус, М. В., Душин, А. С. (2016). Седиментационные модели и промысловые свойства верхнетурнейских карбонатных отложений Южно-Татарского свода платформенной Башкирии. Нефтегазовое дело, 14(1), 20–29.
42. Мерзляков, В. Ф., Волочков, Н. С., Попов, А. М. (2003). Разработка залежей нефти в карбонатных коллекторах Знаменского месторождения. Нефтяное хозяйство, 3, 51-53.
43. Аминева, Г. Р., Дворкин, А. В., Бурикова, Т. В. и др. (2018). Особенности микропоровых пород и их выделение в разрезе скважин по данным изучения керна и геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство, 6, 58-61.

Статья посвящена поиску путей снижения рисков водопритока при проведении гидроразрыва пласта и более надежного его дизайна с целью повышения технологической эффективности. Представлена методика и подход к прогнозированию параметров трещины гидроразрыва пласта на основе исследования геомеханики породы-коллектора. Проведены аналитические, лабораторные и промысловые исследования. Корректировка дизайна опробована при планировании гидроразрыва пласта, показана возможность применения такого алгоритма действий и его успешность. Даны рекомендации для корректного дизайна ГРП и повышения качества выполнения работ, уменьшающих риск обводнения продуктивного пласта.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта; геомеханические свойства пласта; увеличение добычи; снижение обводненности.

Литература

1. Дмитриевский, А. Н. (2017). Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России. Нефтяное хозяйство, 5, 6-7.
2. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
3. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции). Геология и геофизика, 58(12), 1835–1852.
4. 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.
5. Конторович, А. Э., Лившиц, В. Р. (2017). Ресурсы нефти мелких и мельчайших месторождений Волго-Уральской НГП, как база развития малого и среднего нефтедобывающего бизнеса. Материалы Всероссийской научной конференции, посвящённой 30-летию ИПНГ РАН «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности». Москва: ООО «Аналитик».
6. Хузин, Р. Р., Бахтизин, Р. Н., Андреев, В. Е. и др. (2021). Интенсификация добычи нефти методом гидравлического сжатия пласта. SOCAR Proceedings, SI1, 98-108.
7. Гасумов, Э. Р., Гасумов, Р. А. (2020). Управление инновационными рисками при выполнении геолого-технических (технологических) мероприятий на нефтегазовых месторождениях. SOCAR Proceedings, 2, 8-16.
8. Велиев, Э. Ф. (2021). Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(78), 61–72.
9. Розман, М. С., Смоляк, С. А., Закиров, Э. С. и др. (2020). О технико-экономическом обосновании добычи ТрИЗ: как не наступить на старые грабли. Neftegaz.RU, 2(98), 62–70.
10. Выгон, Г. В. (2019). Инвентаризация запасов: от государственной экспертизы к национальному аудиту. Нефтегазовая вертикаль, 18(462), 19–24.
11. 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/OGP2021SI200588.
12. Закиров, С. Н., Индрупский, И. М., Смоляк, С. А. и др. (2015). К проблеме экономической оценки извлекаемых запасов углеводородного сырья. Недропользование ХХI век, 4(54), 112–121.
13. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
14. Орлов, С. (2020). Новая нефть. Сибирская нефть, 175, 8–13.
15. 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.
16. Алексеев, А. (2020). Новая нефть. Сибирская нефть, 75, 20–27.
17. 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.
18. 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.
19. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
20. 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, 1-15.
21. Тихонов, С. (2019). ТРиЗ и налоги. Стимулы и препятствия для разработки трудноизвлекаемых запасов. Нефтегазовая вертикаль, 6, 10–17.
22. 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.
23. 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.
24. Исмайлов, Ф. С., Ибрагимов, Х. М., Абдуллаева, Ф. Я. (2015). Оценка результатов использования биотехнологий на основе опыта воздействия на пласты месторождения «Бибиэйбат». SOCAR Proceedings, 2, 43-46.
25. Велиев, Н. A., Джамалбеков, M. A., Ибрагимов, X. M., Гасанов, И. Р. (2021). О перспективах применения СО2 для повышения нефтеотдачи на месторождениях Азербайджана. SOCAR Proceedings, 1, 83–89.
26. 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.
27. 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.
28. Велиев, Э. Ф. (2020). О механизмах удерживания полимера пористой средой. SOCAR Procеedings, 3, 126-134.
29. 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.
30. Рабаев, Р. У., Чибисов, А. В., Котенев, А. Ю. и др. (2021). Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия. SOCAR Proceedings, 2, 40-46.
31. Якупов, Р. Ф., Хакимзянов, И. Н., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2021). Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон. SOCAR Proceedings, 2, 54-61.
32. 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.
33. Rzayeva, S. J. (2019). New microbiological method of oil recovery increase containing highly mineralized water. SOCAR Procеedings, 2, 38-44.
34. 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.
35. 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.
36. Кулешова, Л. С., Фаттахов, И. Г., Султанов, Ш. Х. и др. (2021). Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть». SOCAR Proceedings, SI1, 68-76. DOI: 10.5510/OGP2021SI100511.
37. 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.
38. 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.
39. 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.
40. 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.
41. Фадеев, А. Б. (1982). Прочность и деформируемость горных пород. Москва: Недра.
42. ГОСТ 12248–2010. (2011). Грунты. Методы лабораторного определения характеристик прочности и деформируемости. Москва: Стандартинформ.
43. Егоров, А. А. (2021). Отечественный флагманский продукт «Роснефть» – «РН–ГРИД» симулятор моделирования гидроразрыва пласта (ГРП). Автоматизация и IT в нефтегазовой области, 2(44), 12–27.
44. Магадова, Л. А., Силин, М. А., Малкин, Д. Н. и др. (2014). Технологии гидравлического разрыва пласта, снижающие риски увеличения обводненности скважины. Время колтюбинга. Время ГРП, 3(049), 38–46.
45. Коноплев, Ю. В. (2006). Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений. Краснодар: Кубанский государственный университет.

Статья посвящена исследованию сверхзвукового движения природного газа в трубопроводе и возможности разработки новых технологических процессов охлаждения, осушки и разделения жидких углеводородов. Исследованы технологические процессы и комплекс оборудования, созданных с использованием сверхзвукового движения природного газа, проанализированы их преимущества и недостатки. Известно, что изменение в процессе закачки газа в ПХГ давления в широком диапазоне в течение сезона создает возможности для более эффективного использования компрессорного оборудования. Рассчитаны термобарические параметры охлаждения газа за счет сверхзвукового движения в различных конструктивных исполнениях и доказано наличие широких возможностей для создания новых технологических процессов. Разработаны рекомендации по пропускной способности установок по газу для обеспечения регулирования систем охлаждения, создаваемых для подземных хранилищ газа. Отмечено, что создаваемые на основе термобарических параметров и принципов регулирования системы охлаждения и сепарации газа будут полезны не только для подземных хранилищ газа, но и для других подотраслей газовой промышленности.

Ключевые слова: природный газ; сверхзвуковое движение; сопло Лаваля; подземное хранилище газа; охлаждение газа; сепарация; компрессор.

Литература

1. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
2. Suleimanov, B. A. (1996). Experimental study of the formation of fractal structures in displacement of immiscible fluids using a Hele-Shaw cell. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(2), 182-187.
3. Suleimanov, B. A. (1996). Effect of a surface-active substance on nonequilibrium phenomena in filtration of gas-liquid systems in the subcritical region. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 69(4), 427-431.
4. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
5. Suleimanov, B. A. (1999). The slip effect during filtration of gassed non-Newtonian liquids. Colloid Journal, 61(6), 786-790.
6. Suleimanov, B. A. (2004). On the effect of interaction between dispersed phase particles on the rheology of fractally heterogeneous disperse systems. Colloid Journal, 66(2), 249-252.
7. Suleimanov, B. A. (2011). Mechanism of slip effect in gassed liquid flow. Colloid Journal, 73(6), 846-855.
8. Bagirov, L. A., Imaev, S. Z. (2015, October). Experience of 3S-technology application for natural gas processing at gas facilities in Russia and China. SPE-176649-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
9. Alfyorov, V., Bagirov, L., Dmitriyev, L., et al. (2005). Supersonic nozzle efficiently sepsrstes natural gas components. Oil & Gas Journal, 23 May, 53-58.
10. Имаев, С. З., Сафьянников, М. И. (2016). Регулирование сверхзвуковых сепараторов. Территория «Нефтегаз», 9, 98-104.

Работа посвящена совершенствованию технологических методов повышения износостойкости деталей пар трения. На примере поршневого компрессора представлено исследование цилиндрических поверхностей деталей с микрорельефом ячеистого типа. Форма ячейки представляет собой эллиптический параболоид с неравными положительными параметрами. Высокий потенциал использования ячеистого микрорельефа связан со снижением приработочного износа пар трения при обеспечении формой микрорельефа гидродинамической несущей способности смазочного слоя. Задачи исследования свелись к параметрическому анализу поведения смазочного слоя в зазоре с ячейкой микрорельефа. Для этого построена аналитическая модель, основанная на теории гидродинамической смазки, а также построена CFD-модель в программном обеспечении ANSYS Fluent. Для замыкания уравнений переноса была принята модель турбулентности SST k–ω. Обе модели показали, что максимальная гидродинамическая несущая способность приходится на 75% длины большой оси эллипса ячейки часть, что приходится на 0.128 мм по глубине ячейки. Максимальное подъемное гидродинамическое давление на одной ячейке микрорельефа составило 3 кПа. По результатам параметрического анализа можно констатировать существенный потенциал использования ячеистого микрорельефа для обеспечения эксплуатационных свойств пар трения технологических агрегатов.

Ключевые слова: пара трения; гильза цилиндра; поршневое кольцо; ячеистый микрорельеф; гидродинамическая модель; математическая модель; ANSYS Fluent; двухмерный параметрический анализ.

Литература

1. Wojciechowski, L., Kubiak, K. J., Mathia, T. G. (2016). Roughness and wettability of surfaces in boundary lubricated scuffing wear. Tribology International, 93(B), 593-601.
2. Miao, C., Guo, Z., Yuan, C. (2022). Tribological behavior of co-textured cylinder liner-piston ring during running-in. Friction, 10, 878-890.
3. Kumar, S., Kumar, M. (2022). Tribological and mechanical performance of coatings on piston to avoid failure — a review. Journal of Failure Analysis and Prevention, 22, 1346-1369.
4. Dokshanin, S. G., Tynchenko, V. S., Bukhtoyarov, V. V., et al. (2019). Investigation of the tribological properties of ultrafine diamond-graphite powder as an additive to greases. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 560, 012192.
5. Bukhtoyarov, V., Zyryanov, D., Tynchenko, V., et al. (2020). Research of data analysis techniques for vibration monitoring of technological equipment. In: Software Engineering Perspectives in Intelligent Systems. CoMeSySo 2020. Advances in Intelligent Systems and Computing, 1294, 598-605.
6. Shneyder, Yu. G. (1982). Operational properties of parts with regular microrelief. Saint Petersburg: Mashinostroyeniye.
7. Gafarov, A. M. Shikhseidov, A. Sh. (1999). Metal processing by vibration rolling. Baku: Elm.
8. Shchedrina, A. V., Bekaeva, A. A., Tomskaya, N. V. (2021). Improving rotary cutting. Russian Engineering Research, 41(11), 1065-1066.
9. Petrovsky, E. A., Bashmur, K. A., Shadchina, Yu. N., et al. (2019). Study of microrelief forming technology on sliding bearings for oil and gas centrifugal units. Journal of Physics: Conference Series, 1399, 055032.
10. Gainiev, R. R., Barykin, A. Y., Takhaviev, R. K., Nuretdinov, D. I. (2020). Improvement of repair impact efficiency during technical operation of diesel engines. International Journal of Engineering Research and Technology, 13(11), 3601-3604.
11. Zhao, W., Wang, L., Xue, Q. (2010). Influence of micro/nano-textures and chemical modification on the nanotribological property of Au surface. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 366(1-3), 191-196.
12. Liu, C., Lu, Y.-J., Zhang, Y.-F., et al. (2017). Numerical study on the lubrication performance of compression ring-cylinder liner system with spherical dimples. PLoS ONE, 12(7), e0181574.
13. Zhang, Y., Zeng, L., Wu, Z., et al. (2019). Synergy of surface textures on a hydraulic cylinder piston. Micro & Nano Letters, 14(4), 424-429.
14. Petrovsky, D. E., Petrovsky, E. A. (2017). Rotary tool modules for processing parts of technological machines. Stary Oskol: TNT.
15. Zakharov, S. M. (2010). Hydrodynamic lubrication: state and prospects. Friction and Wear, 31(1), 78-92.
16. Dotsenko, A. I., Buyanovsky, I. A. (2014). Fundamentals of tribology. Moscow: INFRA-M.
17. Putintsev, S. V. (2011). Mechanical losses in reciprocating engines: special design, calculation and testing chapters. Moscow: Bauman Moscow State Technical University.
18. Paley, M. A., Romanov, A. B., Braginsky, V. A. (2001). Tolerances and landings: Part 1. Saint Petersburg: Politehnika.
19. ANSYS Fluent Theory Guide. https://www.afs.enea.it/project/neptunius/docs/fluent/html/th/node67.htm

Основным технологическим процессом при обработке газа на газоконденсатных месторождениях является низкотемпературная сепарация, основанная на использовании эффекта Джоуля-Томсона. Охлаждение продукции газоконденсатных скважин в системах подготовки газа достигается за счет дросселирования газа. По мере снижения пластового давления количество получаемой энергии уменьшается, что приводит к ухудшению условий подготовки газа. Поэтому возникает необходимость в использовании посторонних источников. Анализ работы установок подготовки газа показал, что возможно рационально использовать энергию, получаемую при расширении газа. Применение турбодетандера позволяет более полно использовать внутренюю энергию добываемого газа. Проведенные расчеты показали, что при адиабатическом расширении температуры газа на выходе турбодетандера обеспечивает получение необходимой точки росы газа по воде и по углеводородам.

Ключевые слова: газ; конденсат; турбодетандер; расширение газа; политропа; адиабата; холодопроизводительность; точка росы.

Литература

1. Язик, А. В. (1986). Системы и средство охлаждения газа. Москва: Недра.
2. Гриценко, А. И., Александров, И. А., Галанин, И. А. (1981). Физические методы переработки и использования газа. Москва: Недра.
3. Зиберт, Г. К., Запорожец, Е. П., Зиберт, А. Г. и др. (2015). Технологические процессы и методы расчета оборудования установок подготовки углеводородных газов. Москва: РГУ нефти и газа И.М.Губкина.
4. Мельников, В. Б., Макарова, Н. П., Федорова, Е. Б. (2012). Сбор и подготовка газа и газового конденсата. Низкотемпературные процессы. Москва: РГУ нефти и газа И.М.Губкина.

В статье комплексно рассмотрены экономические аспекты процесса перехода глобальной экономики на использование возобновляемых источников энергии. Проведена оценка потенциальных инвестиционных и физических потребностей энергетики, основанной на возобновляемых источниках, осуществлено исследование потенциала глобальной экономики по удовлетворению этих потребностей. Проведен анализ ранее осуществленных действий правительств стран мира и бизнеса в направлении формирования энергетики, основанной на использовании возобновляемых источниках энергии. Выявлены препятствия для перехода глобальной экономики на возобновляемых источники энергии экономического и ресурсного характера. Проведен анализ опыта стран мира по преодолению соответствующих препятствий и формированию государствами условий по снижению барьеров прихода глобального инвестора в сферу энергетики, основанной на возобновляемых ресурсах. Исследованы наиболее значимые с точки зрения формирования энергетики, основанной на возобновляемых источниках, результаты и проведена оценка их использования для формирования энергетики, основанной на возобновляемых источниках в иных странах мира. Значительное внимание уделено опыту ЕС как межгосударственной интеграционной группировке, в наибольшей степени интегрированной в процесс формирования энергетики, основанной на возобновляемых источниках. По результатам анализа инновационно-инвестиционных аспектов энергетического перехода к возобновляемым источникам энергии сформулированы тренды развития энергетики до 2050 года и разработана система рекомендаций для осуществления энергетического перехода в странах мира.

Ключевые слова: энергетика; возобновляемые источники энергии; инновации; инвестиции; государственное регулирование; модернизация.

Литература

1. Litvinenko, I., Gaisina, L., Shakirova, E., et al. (2021). The innovative component of ubiquitous digitalization: scales and prospects. AD ALTA: Journal of Interdisciplinary Research, 11(2), S21, 225-230.
2. (2021). Renewables 2021. Analysis and forecast to 2026. International Energy Agency.
3. Revel-Muroz, P. A., Bakhtizin, R. N., Karimov, R. M., Mastobaev, B. N. (2017). Joint usage of thermal and chemical stimulation technique for transportation of high viscosity and congealing oils. SOCAR Proceedings, 2, 49-55.
4. Litvinenko, I. L., Gaisina, L. M., Semenova, L., et al. (2021). Transformation of institutions of socio-economic development in the conditions of a long-term viral pandemic. AD ALTA: Journal of Interdisciplinary Research, 11(2), C21, 220-224.
5. (2021). Statistical overview of world energy – 2021. London: BP.
6. Litvinenko, I. L., Shouty, M. G., Kazanbieva, A. Kh., et al. (). (2021). Specifics of investing in human capital in the modern Russian Federation. AD ALTA: Journal of Interdisciplinary Research, 11(2), C20, 14-19.
7. IRENA. (2018). Global energy transformation. A roadmap to 2050. Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency.
8. Bakhtizin, R. N., Vereshchagin, A. S., Furman, A. B. (2003). The battle for oil / Russia in the global struggle for «black gold» (the end of XIX - mid XX centuries). Ufa.
9. Litvinenko, I. L., Smirnova, I. A., Nightingale, N. N., et al. (2021). Digitisation and innovatice economic space. AD ALTA: Journal of Interdisciplinary Research, 11(2), C20, 20-24.
10. Konoplyanik, A. (2022). Energy transition and green energy: the struggle for climate and for a new redistribution of the world - and a proposal for a balanced solution between Russia and the EU. Journal of World Energy Law and Business, 15(1), 59-73.
11. Wang, X., Lo, K. (2021). Just transition: A conceptual review. Energy Research & Social Science, 82, 102291.
12. Karasmanaki, E. (2021). Energy transition and willingness to pay for renewable energy sources: the case of environmental students. IOP Conferences Series: Earth and Environmental Science, 899, 012048.
13. (2021). Global Energy Perspective 2021. January 2021. McKinsey & Company.
14. Pagliaro, M. (2020). Renewable energy in Russia: A critical perspective. Energy Science & Engineering, 9(7), 950-957.
15. (2021). Leveraging energy action for advancing the sustainable development goals. In: Policy briefs in support of the high-level political forum. United Nations.
16. Timokhin, D., Bugayenko, M., Putilov, A. (2020). The use of IT technologies in the implementation of the methodology of the «economic cross» in the project «Breakthrough» of Rosatom. Procedia Computer Science, 169, 445-451.
17. Gorokhova, A. E., Gaisina, L. M., Gareev, E. S., et al. (2018). Application of coaching methods at agricultural and industrial enterprises to improve the quality of young specialists’ adaptation. Quality - Access to Success, 19(164), 103-108.
18. Sekerin, V. D., Gaisina, L. M., Shutov, N. V., et al. (2018). Improving the quality of competence-oriented training of personnel at industrial enterprises. Quality - Access to Success, 19(165), 68-72.
19. Gaisina, L. M., Shayakhmetova, R. R., Mingazetdinova, R. F., et al. (2021). Social responsibility during the Covid-19 pandemic (The Republic of Bashkortostan). Laplage Em Revista, 7(3A), 226-234.
20. Bakhtizin, R., Evtushenko, E., Burenina, I., et al. (2016). Methodical approach to design of system of the logistic centers and wholesale warehouses at the regional level. Journal of Advanced Research in Law and Economics, 1(15), 16 – 25.

Статья описывает результаты аэробно-пероксидного каталитического окисления нафталина в присутствии железосодержащих многостенных углеродных нанотрубок Fe@MУНТ. Активная наноуглеродная подложка, содержащая атомы α- железа и карбиды реализует по реакции Фентона активное образование активных частиц и интенсивное окисление углеводорода в достаточно мягких условиях. Установлено, что интервале температур 333-353К, в присутствии пероксида водорода (30% водный раствор) и Fe@MУНТ (Fe ≈ 3.7 масc.%) и интенсивном токе воздуха, реакция протекает без разрушения циклической структуры молекулы с преимущественным образованием фталевого ангидрида и нафтола. Идентификация функциональных групп основных целевых продуктов проведена методом ИК-спектроскопии. Полученные результаты могут быть предложены для дальнейшего развития таких исследований и приведения в соответствие со стандартами промышленного процесса.

Ключевые слова: аэробное окисление углеводородов; окисление нафталина; пероксид водорода; многостенные углеродные нанотрубки; наноуглеродный катализ; система Фентона; кислородсодержащие ароматические соединения.

Литература

1. Stahl, S. , Alsters, P. L. (Eds.). (2016). Liquid phase aerobic oxidation catalysis: industrial applications and academic perspectives. John Wiley & Sons.
2. Suresh, A. K., Sharma, M. M., Sridhar, T. (2000). Engineering aspects of industrial liquid-phase air oxidation of hydrocarbons. Industrial & Engineering Chemistry Research, 39(11), 3958-3997.
3. Mills, P. L., Chaudhari, R. V. (1999). Reaction engineering of emerging oxidation processes. Catalysis Today, 48(1-4), 17-29
4. Sheldon, R. A., Dakka, J. (1994). Heterogeneous catalytic oxidations in the manufacture of fine chemicals. Catalysis Today, 19(2), 215-245.
5. Litvintsev, I. Yu. (2004). Oxidation processes in industrial organic chemistry. Soros Educational Journal, 8(1), 24-31.
6. Nagiev, T. M. (2007). Coherent synchronized oxidation reactions by hydrogen peroxide. Monograph. Amsterdam: Elsevier.
7. Zeynalov, B., Nagiyev, T. M. (2015). Enzymatic catalysis of hydrocarbons oxidation “in vitro” (review). Chemistry & Chemical Technology, 9(2), 157-164.
8. Alimardanov, Kh. M., Velieva, F. M., Garibov, N. I., Musaeva, E. S. (2020). Kinetic regularities of liquid-phase oxidation of styrene with hydrogen peroxide in the presence of polyoxotungstate. Journal of Applied Chemistry, 93(5), 722-734.
9. Zeynalov, E. B. (2016). Carbon nano-dimensional catalysts for oxidation of hydrocarbons by hydrogen peroxide (a review). Azerbaijan Chemical Journal, 3, 175-183.
10. Zeynalov, E., Nagiyev, T., Friedrich, J., Magerramova, M. (2018). Carbonaceous nanostructures in hydrocarbons and polymeric aerobic oxidation mediums / In: Fullerenes, graphenes and nanotubes: A pharmaceutical approach. (Ed.) A. M. Grumezescu. Elsevier –William Andrew Publishing House, Ch. 16, 631-681.
11. Zeynalov, E. B., Huseynov, E. R. (2018). Nanocatalisis. Emphases. Azerbaijan Chemical Journal, 2, 40-43.
12. Zeynalov, E. B., Allen, N. S., Salmanova, N. I., Vishnyakov, V. M. (2019). Carbon nanotubes catalysis in liquid-phase aerobic oxidation of hydrocarbons: Influence of nanotube impurities. Journal of Physics and Chemistry of Solids, 127(4), 245-251.
13. Kim, S. C. (2002). The catalytic oxidation of aromatic hydrocarbons over supported metal oxide. Journal of Hazardous Materials, 91(1-3), 285-299.
14. Raja, R., Ratnasamy, P. (1997). Selective oxidation of aromatic hydrocarbons over copper complexes encapsulated in molecular sieves / In: Studies in surface science and catalysis. Elsevier, Vol. 105, 1037-1044.
15. Gao, J., Tong, X., Li, X., et al. (2007). The efficient liquid‐phase oxidation of aromatic hydrocarbons by molecular oxygen in the presence of MnCO3. Journal of Chemical Technology & Biotechnology: International Research in Process, Environmental & Clean Technology, 82(7), 620-625.
16. Shie, J. L., Chang, C. Y., Chen, J. H., et al. (2005). Catalytic oxidation of naphthalene using a Pt/Al2O3 Applied Catalysis B: Environmental, 58(3-4), 289-297.
17. Bampenrat, A., Meeyoo, V., Kitiyanan, B., et al. (2008). Catalytic oxidation of naphthalene over CeO2–ZrO2 mixed oxide catalysts. Catalysis Communications, 9(14), 2349-2352.
18. Garcia, T., Solsona, B., Taylor, S. H. (2006). Naphthalene total oxidation over metal oxide catalysts. Applied Catalysis B: Environmental, 66(1-2), 92-99.
19. Clarke, T. J., Kondrat, S. A., Taylor, S. H. (2015). Total oxidation of naphthalene using copper manganese oxide catalysts. Catalysis Today, 258, 610-615.
20. Aranda, A., Agouram, S., López, J. M., et al. (2012). Oxygen defects: The key parameter controlling the activity and selectivity of mesoporous copper-doped ceria for the total oxidation of naphthalene. Applied Catalysis B: Environmental, 127, 77-88.
21. Sellick, D. R., Aranda, A., García, T., et al. (2013). Influence of the preparation method on the activity of ceria zirconia mixed oxides for naphthalene total oxidation. Applied Catalysis B: Environmental, 132, 98-106.
22. Westerman, D. W. B., Foster, N. R., Wainwright, M. S. (1982). The role of alkali metal sulphates in the oxidation of naphthalene to phthalic anhydride. Applied Catalysis, 3(2), 151-160.
23. Shi, F., Tse, M. K., Beller, M. (2007). A novel and convenient process for the selective oxidation of naphthalenes with hydrogen peroxide. Advanced Synthesis & Catalysis, 349(3), 303-308.
24. Giurg, M., Syper, L., Młochowski, J. (2004). Hydrogen peroxide oxidation of naphthalene derivatives catalyzed by poly (bis-1, 2-diphenylene) diselenide. Polish Journal of Chemistry, 78(2), 231-248.
25. Shi, F., Tse, M. K., Beller, M. (2007). Selective oxidation of naphthalene derivatives with ruthenium catalysts using hydrogen peroxide as terminal oxidant. Journal of Molecular Catalysis A: Chemical, 270(1-2), 68-75.
26. Iwasa, S., Fakhruddin, A., Widagdo, H. S., Nishiyama, H. (2005). A rapid and efficient synthesis of quinone derivatives: Ru (II)‐or Ir (I)‐catalyzed hydrogen peroxide oxidation of phenols and methoxyarenes. Advanced Synthesis & Catalysis, 347(4), 517-520.
27. Wienhoefer, G., Schroeder, K., Moeller, K., et al. (2010). A novel process for selective ruthenium‐catalyzed oxidation of naphthalenes and phenols. Advanced Synthesis & Catalysis, 352(10), 1615-1620.
28. Khavasi, H. R., Safari, N. (2005). Effects of metal and porphyrin structure on the yield and chemoselectivity of naphthalene oxidation: a comparative study for manganese and iron. Journal of Porphyrins and Phthalocyanines, 9(02), 75-81.
29. Yan, T., Hong, M., Niu, L., et al. (2012). Manganese (II) naphthenate as effective catalyst for the clean oxidation of 2-methylnaphthalene by hydrogen peroxide. Research on Chemical Intermediates, 38(8), 1839-1846.
30. Zeynalov, E. B., Huseynov, A. B., Huseynov, E. R., et al. (2021). Impact of as-prepared and purified multi-walled carbon nanotubes on the liquid-phase aerobic oxidation of hydrocarbons. Chemistry & Chemical Technology, 15(4), 479-485.
31. Abdullayeva, S. H., Musayeva, N. N., Frigeri, C., et al. (2015). Characterization of high quality carbon nanotubes synthesized via Aerosol –CVD. Journal of Advances in Physics, 11(3), 3229−3240.
32. Emanuel, N. M., Denisov, E. T., Maizus, Z. K. (1967). Liquid phase oxidation of hydrocarbons. New York: Plenum Press.
33. Zeynalov, B. K. (1964). Oxidation of paraffinic distillate and ways of the oxidation products practical Baku: Azerneshr.
34. Zeynalov, E., Friedrich, J., Meyer-Plath, A., et al. (2013). Plasma-chemically brominated single-walled carbon nanotubes as novel catalysts for oil hydrocarbons aerobic oxidation. Applied Catalysis A, 454, 115–118.
35. Zeynalov, B., Allen, N. S., Salmanova, N. I., Vishnyakov, V. M. (2019). Carbon nanotubes catalysis in liquid-phase aerobic oxidation of hydrocarbons: Influence of nanotube impurities. Journal of Physics and Chemistry of Solids, 127(4), 245-251.
36. Zeynalov, E. B., Huseynov, A. B., Huseynov, E. R., et al. (2021). Impact of as-prepared and purified multi-walled carbon nanotubes on the liquid-phase aerobic oxidation of hydrocarbons. Chemistry & Chemical Technology, 15(4), 479-485.
37. Duesterberg, C. K., Cooper, W. J., Waite, T. D. (2005). Fenton-mediated oxidation in the presence and absence of oxygen. Environmental Science & Technology, 39(13), 5052-5058.