Шахвердиев Азизага Ханбаба Окончил Азербайджанский государственный университет в 1973 г. и Международную школу бизнеса при Московском институте международных отношений МИД РФ в 1993 г. Действительный член РАЕН (1998); член Президиума РАЕН, председатель отделения по недропользованию РАЕН. Председатель Ученого совета НП «Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи» (НП ИСИПН). Автор более 250 научных работ, в том числе 100 изобретений, охраняемых российскими и зарубежными Патентами.
Член Международной Ассоциации Нефтяников – SPE (США, Ричардсон), член редакционных коллегий и редакционных советов известных журналов «Нефтяное хозяйство», «Бурение и нефть», «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса», «Известия» Национальной Академии Наук Азербайджана (серия «Науки о Земле»), «Вестник» Российской Академии Естественных Наук, журнала "Научные Труды" НИПИ "Нефтегаз" ГНКАР. Заслуженный изобретатель РФ, почетный нефтяник РФ. Удостоен почетного звания «Рыцарь науки и искусств» РАЕН. Награжден орденом «Белого Орла» Российской Академии Естественных Наук, серебряной медалью им. лауреата Нобелевской премии П.С. Капицы, серебряной медалью им. В.И.Вернадского РАЕН. В 2003 году награжден почетной французской наградой «Золотая медаль Ассоциации содействия промышленности (SPI)» за достижения в области стратегического менеджмента.
Рассмотрен газлифтный процесс подъема скважинной продукции в предположении о зависимости его эффективности от физико-химических характеристик пластовых флюидов. Применено статистическое исследование промысловых данных, позволившее установить влияние нефтяного газа и обводненности продукции на производительность газлифтных скважин. Оценено влияние структуры потока на производительность газлифтных скважин. Показано, что оптимизацию режима работы газлифтных скважин необходимо проводить с учетом степени обводненности и объема нефтяного газа в потоке флюида.
Показано также, что при установлении оптимальных режимов работы газлифтных скважин необходим учет не только степени обводненности продукции, но и физико-химических характеристик пластовой воды. Промысловыми исследованиями в многочисленных скважинах установлено, что основной причиной снижения эффективности работы газлифта с увеличением обводненности добываемой жидкости является образование неблагоприятных структур газожидкостного потока. Высокая обводненность нефти ухудшает процесс подъема жидкости вследствие более быстрой коалесценции и укрупнения газовых включений. С изменением режима работы газлифтной скважины, при увеличении подачи в нее рабочего агента, влияние растворимости газа в жидкости на дополнительный расход рабочего агента и повышение гидравлических сопротивлений движению смеси усиливается, так как растворение и десорбция газа происходят не только в объеме жидкости, остающейся в лифтовой трубе, но и в объеме лифтируемой жидкости.
На фактической промысловой информации продемонстрировано, что по мере роста обводненности продукции скважин эффективность работы газлифтных подъемников снижается ввиду увеличения расхода газа высокого давления и уменьшения дебита нефти. Для проверки предположения проанализированы режимные показатели газлифтных скважин двух месторождений, различающихся по характеру подготовки компримированного газа: Гюнешли и Сангачалы (SOCAR, Азербайджан). Учет солености водной фазы в газлифтной смеси обеспечивает возможность управления коэффициента полезного действия подъемника регулированием физико-химических свойств рабочего агента. В качестве средства регулирования эффективности газлифтного подъемника предложено искусственное увеличение влагосодержания закачиваемого газа, позволяющее снизить до минимума потери энергии в потоке за счет обессоливания водной фазы в скважинах с высокими показателями солености пластовой воды.
Список литературы
1. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефегазодобыче: системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. – 254 с.
2. Пат. № 2122106 РФ. Способ газлифтной эксплуатации нефтяной скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Х. Шахвердиев, Г.М. Панахов, Б.А. Сулейманов, Э.М. Аббасов; заявитель и патентообладатель ЗАО «Интейл». – № 97110961/03; заявл. 08.07.97; опубл. 20.11.98.
3. Fleshman R., Lekic H.O. Artificial Lift for High-Volume Production // Oilfield Review.– 1999. – Spring. – P. 49–63.
4. Sedaghat and Sepehr Aghahoseini Design of a Gas Lift System to Increase Oil Production from an Iranian Offshore Well with High Water Cut / M.S. Beiranvand, S. Morshedi, M. Hossein // Australian Journal of Basic and Applied Sciences. – 2011. – V. 5(11). – P. 1561–1565,
5. Ли Г.С., Башин В.А. Анализ работы газлифтных скважин на Правдинском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 4. – С. 33–35.
6. Bin Hu Characterizing gas-lift instabilities. – Trondheim, Norway: NTNU, 2004. – 168 p.
7. New Field Methods for a Maximum Lift Gas Efficiency Through Stability // F. Gamaud, M. Casagrande, C. Fouillout, P. Lemetayer // SPE 35555. –1996.
8. Guet S., Ooms G., Oliemans R.V.A. Influence of bubble size on the transition from low-Re bubbly to slug flow in a vertical pipe // Paper presented at the Fourth International Conference on Multiphase Flow (ICMF4). – 2001. – May–June.
9. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 310 с.
10. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде. Справочное пособие // М.: Недра, 1991. – 167 с.
