Doszhan Balgayev

The article presents an extended analytical review of modern methods for stimulating highviscosity oil reservoirs applied under the conditions of Kazakhstan oil fields. The main enhanced oil recovery (EOR) technologies are considered, including hydraulic fracturing, acid treatments, thermal, physical, and chemical methods, as well as modern combined approaches. Particular attention is paid to the analysis of the mechanisms of action, their efficiency, and limitations in the development of hard-to-recover reserves. It is shown that the effectiveness of the considered methods is determined by a combination of geological and physical characteristics of the reservoir, such as permeability, heterogeneity, temperature, and pressure, as well as oil properties, including its viscosity and composition. It has been established that traditional methods, despite their widespread use, have a number of significant drawbacks associated with high energy intensity, considerable costs, and risks of deterioration of the near-wellbore zone. Special attention is given to combined stimulation technologies, in particular thermobarochemical treatment, which integrates thermal, chemical, and gas-dynamic effects. It is demonstrated that the application of these technologies in combination with continuous reagent injection systems ensures a more uniform distribution of active substances, process stabilization, and increased efficiency of reservoir stimulation. It is concluded that a transition to integrated development technologies is advisable to improve the oil recovery factor, reduce energy consumption, and ensure sustainable development of oil production in Kazakhstan.

Spent water-based drilling fluids generated during technological-well drilling for uranium production are high-solid, chemically heterogeneous suspensions whose treatment is constrained by water scarcity, waste-handling requirements, reagent demand and electrical-energy consumption. This study evaluated a recirculating flow-through disperser that converts pressure-driven flow into controlled nominal velocity gradients and localized contact zones. The laboratory-pilot dataset comprised five high-solid water-based spent-fluid samples, 120 hydrodynamic treatment runs, 216 particle-size-bin observations corresponding to 12 complete distributions, nine mechanical-mixing baseline tests and ten repeated-cycle runs. The investigated range covered nominal Camp–Stein-equivalent velocity gradients of 500–1500 s⁻¹, treatment times of 60–180 s and flocculant dosages of 0–100 g/t dry solids. A 50 L batch was recirculated through a disperser with a cylindrical geometric envelope of approximately 4.75 L. The maximum separation efficiency was 94.20%. The recommended compromise condition (G = 1300 s⁻¹, τ = 150 s and 50 g/t dry solids) achieved 92.15 ± 1.81% separation efficiency, residual aqueous-phase TSS of 125.2 ± 30.0 mg/L, water recovery of 83.84 ± 0.28%, sludge-volume reduction of 59.02 ± 2.11% and wall-plug specific energy consumption of 0.1227 ± 0.0062 kWh/m³. A separate ten-cycle series yielded 0.1245 ± 0.0065 kWh/m³, consistent with the triplicate compromise-mode result. Two-factor response-surface models reproduced the measured G–τ trends and provided prediction intervals for operating-window screening within the investigated fluid class. The findings support coupled energy–separation optimization, rather than selection of the maximum nominal mixing intensity.

The hydrodynamic and tribological characteristics of a sucker-rod pump valve assembly with a modified seat equipped with a turbulizer are investigated. The study aims to extend service life by controlling the flow structure and reducing contact loads in the ball–seat pair. A combined approach is employed, integrating computational fluid dynamics (CFD) simulations with physical experiments. The results show that an increase in turbulence intensity does not lead to a proportional improvement in performance due to energy dissipation; however, an optimal turbulizer geometry is identified that ensures directed swirl flow and efficient transfer of angular momentum. It is established that the theoretical number of ball rotations in oil is 24 over 5 s, whereas the experiment conducted in water yields 30 rotations over the same period, which is attributed to viscosity effects. An empirical relationship is proposed to describe transitions between the “free flow,” “flow with ball,” and “turbulized flow” regimes, taking into account the rheological properties of the fluid; the validity of the model is confirmed by computational experiments. It is demonstrated that reducing contact forces is a more critical factor than maximizing hydraulic efficiency.

Bellows compensators are critical components in pipeline systems, designed to absorb thermal expansions, vibrations, and pressure reflections. Ensuring their operational reliability requires accurate prediction of the stress–strain state (SSS) and stability under internal pressure. This study presents a comprehensive mathematical model for analyzing corrugated bellows compensators, formulated as a boundary value problem for a system of partial differential equations (PDEs) within the Kirchhoff–Love shell theory framework. Two numerical approaches are developed and compared: a finite difference method (FDM) applied to a reduced axisymmetric formulation to ordinary differential equations (ODEs) and a finite element method (FEM) for the full variational formulation. The FDM scheme utilizes a second-order implicit symmetric approximation, ensuring stability and efficiency for axisymmetric geometries. The FEM model, implemented in Ansys 2020 R2, provides high fidelity for complex geometries and boundary conditions. Convergence analysis confirms second-order spatial accuracy for both methods. Numerical experiments determine critical pressures based on the von Mises yield criterion and linearized buckling analysis, revealing the influence of geometric parameters (wall thickness, number of convolutions) on failure mechanisms. The results demonstrate that local buckling can occur at lower pressures than that of global buckling for thin-walled bellows with multiple convolutions, which is critical for structural reliability assessment. The proposed combined approach (FDM for rapid preliminary design and FEM for final verification) offers a robust and efficient methodology for bellows design, enhancing reliability and reducing development time. The work highlights the importance of integrating rigorous PDE-based modeling with modern numerical techniques for solving complex engineering problems with a focus on structural integrity and long-term performance.

This study focuses on the optimization of valve assemblies in downhole rod pumping units (DRPUs), which remain the predominant artificial lift technology in oil production worldwide. The research addresses the critical issue of premature failures in DRPUs caused by leakage in valve pairs, i.e., a problem that accounts for approximately 15% of all failures, as identified in a statistical analysis of the 2022 operational data from the Uzen oilfield in Kazakhstan. The leakage is primarily attributed to the accumulation of mechanical impurities and paraffin deposits between the valve ball and seat, leading to concentrated surface wear and compromised sealing. To mitigate this issue, a novel valve assembly design was developed featuring a flow turbulizer positioned beneath the valve seat. The turbulizer generates controlled vortex motion in the fluid flow, which increases the rotational frequency of the valve ball during operation. This motion promotes more uniform wear across the contact surfaces and reduces the risk of localized degradation. The turbulizers were manufactured using additive FDM technology, and several design variants were tested in a full-scale laboratory setup simulating downhole conditions. Experimental results revealed that the most effective configuration was a spiral plate turbulizer with a 7.5 mm width, installed without axis deviation from the vertical, which achieved the highest ball rotation frequency and enhanced lapping effect between the ball and the seat. Subsequent field trials using valves with duralumin-based turbulizers demonstrated increased operational lifespans compared to standard valves, confirming the viability of the proposed solution. However, cases of abrasive wear were observed under conditions of high mechanical impurity concentration, indicating the need for more durable materials. To address this, the study recommends transitioning to 316 L stainless steel for turbulizer fabrication due to its superior tensile strength, corrosion resistance, and wear resistance. Implementing this design improvement can significantly reduce maintenance intervals, improve pump reliability, and lower operating costs in mature oilfields with high water cut and solid content. The findings of this research contribute to the broader efforts in petroleum engineering to enhance the longevity and performance of artificial lift systems through targeted mechanical design improvements and material innovation.

Бұл мақалада полимербетоннан жасалған бұйымдарды құюға арналған қалыптық жабдықты дайындауда қолданылатын құйма силикондар туралы ақпаратты талдау ұсынылған. Әртүрлі силикон түрлерінің сипаттамалары, соның ішінде Шор қаттылық көрсеткіштері, үзілу кезіндегі ұзарту, сызықтық шөгу және құймалардың дәлдігіне, тозуға төзімділігіне және сапасына әсер ететін басқа да қасиеттері сипатталған. Лабораториялық сынақтар бес түрлі силикон маркаларына жүргізілді: Силагерм 5045, Силагерм 6070П, Пентэласт 710, SilcoTin 40 және PolyFlex 80. Сынақтарды жүргізу әдістемелері және алынған нәтижелердің салыстырмалы талдауы ұсынылған. Зерттеу мақсаты – әртүрлі мақсаттағы құю қалыптарын жасауға қолданылатын материалдардың физикалық қасиеттерін зертханалық анықтау және салыстыру. Эксперименттік деректер негізінде бұйымдардың өлшемі мен конфигурациясына байланысты силиконды таңдау бойынша ұсыныстар берілген. Кішігірім қалыптар үшін жұмсақ компаундтарды пайдалану ұсынылса, ірі қалыптар үшін жоғары қаттылықтағы силикондарды қолдану ұсынылады. Бұл жұмыс полимерлі материалдардан құю саласында қалыптық жабдықты әзірлеумен және пайдаланумен айналысатын мамандар үшін пайдалы болуы мүмкін. Бұл сынақ үшін силикондар дайындалды. Ол үшін бірдей қалыпқа силикондар құйылып, нұсқаулық пен қауіпсіздік техникасын қатаң сақтадық. «Силикондық парақтар» қатқаннан кейін, олардан екі жақты қалақша пішініндегі жыртылу сынағы үшін қажетті формалар кесілді. Ал Шор қаттылығын анықтау үшін парақтың қалған бөлігі қолданылды. Кілтті сөздер: құйма силикон, екі компонентті компаунд, құю қалыптары, қаттылыққа сынау, созылу сынағы.

В работе рассматриваются и сравниваются метод гравитационного дренирования с закачкой пара (Steam Assisted Gravity Drainage) и метод с закачкой пара с растворителем (Expanding Solvent – Steam-Assisted Gravity Drainage), а также предлагается техническое решение по расширению области их применения, а именно, возможности увеличения глубины скважин разрабатываемых методами Steam Assisted Gravity Drainage и Expanding Solvent – Steam-Assisted Gravity Drainage. Цель предлагаемого решения заключается в подогреве пара по всей длине скважины с целью сохранения заданной на выходе парогенераторной установки, температуры перегретого пара и подведение его в продуктивный пласт, что позволяет обеспечить значительное увеличение температуры пара в горизонтальном открытом участке нагнетательной скважины в сравнении с температурой пара в скважине, не имеющей системы скважинного термоэлектрического модуля Жұмыста гравитациялық дренаж әдісімен бу айдау (Steam Assisted Gravity Drainage) және еріткіш бу айдау әдісі (Expanding Solvent – Steam- Assisted Gravity Drainage) талқыланады және салыстырылады, сонымен қатар олардың қолданылу аясын кеңейтудің техникалық шешімі, атап айтқанда игерілген ұңғымалардың тереңдігін арттыру мүмкіндігі ұсынылады. Steam Assisted Gravity Drainage және Expanding Solvent – Steam-Assisted Gravity Drainage бойынша. Ұсынылып отырған шешімнің мәні бу генераторы қондырғысының шығысында қатты қызған будың алдын ала белгіленген температурасын ұстап тұру және оны резервуарға жеткізу үшін ұңғыманың бүкіл ұзындығы бойымен буды қыздыру болып табылады, бұл қамтамасыз етуге мүмкіндік береді ұңғыманың термоэлектрлік модуль жүйесі жоқ ұңғымадағы бу температурасымен салыстырғанда айдау ұңғысының көлденең ашық бөлігіндегі бу температурасының айтарлықтай жоғарылауы The paper discusses and compares the method of gravity drainage with steam injection (Steam Assisted Gravity Drainage) and the method with solvent steam injection (Expanding Solvent – Steam-Assisted Gravity Drainage), and also proposes a technical solution to expand their scope, namely the possibility of increasing the depth of wells developed by team Assisted Gravity Drainage and Expanding Solvent – Steam-Assisted Gravity Drainage. The target of the proposed solution is to heat the steam along the entire length of the well in order to maintain the preset temperature of the superheated steam at the outlet of the steam generator unit and bring it into the reservoir, which makes it possible to provide a significant increase in the steam temperature in the horizontal open section of the injection well compared to the steam temperature in a well that does not have a downhole thermoelectric module system

С ростом срока эксплуатации все большее число нефтяных месторождений переходит на насосную добычу углеводородного сырья. Более половины фонда действующих скважин в мире оснащено скважинными штанговыми насосными установками. В данной статье про- веден анализ работы скважинных штанговых насосных установок, который показал, что на первом месте находятся отказы, связанные с обрывом колонны штанг, на втором – отказы, связанные с неисправностью клапанных узлов и на третьем месте отказы из-за негерметичности пары «ци- линдр – плунжер». При насосном способе добычи нефти с применением скважинных штанговых насосных установок порядка 15-30% остановок нефтяных скважин на текущий ремонт связаны с их замено Ұңғыманы пайдалану мерзімінің өсуімен көптеген мұнай кен орындары, көмірсутек шикізатын сораптық өндіруге көшуде. Әлемде жұмыс істеп тұрған ұңғымалар қорының жартысынан астамы штангалық ұңғымалық сорғы қондырғыларымен жабдықталған. Бұл мақалада штангалық ұңғымалық сорғы қондырғыларының жұмысы талданады және ол бірінші кезекте штангалар бағанының үзілуіне байланысты істен шығулар, екінші орын- да – клапан түйіндерінің дұрыс жұмыс істемеуіне байланысты істен шығулар және үшінші орында «цилиндр – плунжер» жұбының тығыздығына байла- нысты дұрыс жұмыс істемеуі екенін көрсетеді. Мұнайды штангалық ұңғымалық сорғы арқылы өндіру кезінде шамамен 15-30% мұнай ұңғымаларының ағымдағы жөндеуге арналған тоқтаулар штангалық ұңғымалық сорғыны ауыстырумен байланысты болады With the increase in the service life, an increasing number of oil fields are switching to pumping production of hydrocarbons. More than half of the fund of operating wells in the world is equipped with downhole rod pumping units. This article analyzes the work of downhole rod pumping units, and it shows that in the first place there are failures associated with the breakage of the column of rods, in the second place there are failures associated with the malfunction of valve assemblies and in the third place there are failures due to the non-tightness of the cylinder – plunger pair. During pumping oil production with the use of downhole rod pumping units, about 15-30% of oil well shutdowns for routine repairs are associated with the replacement of downhole rod pumping unit

Рассмотрен вопрос увеличения ресурса работы поршневых и плунжерных насосов за счет совершенствования конструкции шариковых всасывающих и нагнетательных клапанов. Рассмотрены плунжерные насосы горизонтального и вертикального действия, оснащенные шариковыми всасывающими и нагнетательными клапанами. Подробно рассмотрены особенности конструкции клапанного узла серийных насосов, сделано предложение по совершенствованию конструкции клапана, направленное на обеспечение вращения шарика клапана при его открытии и закрытии. Традиционная конструкция шарикового клапана состоит из следующих основных частей: корпуса, посадочного элемента - седла и запорного элемента - шарика. В процессе открытия клапана шарик поднимается вверх потоком всасываемой жидкости, а при закрытии клапана шарик движется вниз и садится на седло. Движение шарика вверх ограничивается конструкцией корпуса. Геометрические конструктивные размеры элементов шарикового клапана определяются техническими параметрами насоса, такими как подача, давление и т.д. В процессе работы шарикового клапана запорный элемент (шарик) «садится» одной и той же поверхностью на седло, в связи с чем поверхность касания «шарик-седло» на обоих элементах изнашивается и, как следствие, наблюдается потеря герметичности, которая в течение времени работы интенсивно растет и в конечном итоге требует замены клапанного узла насоса. Для увеличения межремонтного периода работы узла «шарик-седло» предложено конструктивное решение по обеспечению вращения шарика вокруг своей оси при открытии клапана, что позволит сделать посадку шарика на седло каждый раз новой поверхностью. Вращение шарика всасывающего клапана при открытии, т.е. движение шарика вверх (всасывание) осуществляется за счет установки на внутренней поверхности седла пластины, обеспечивающей смещение направления движения потока относительно центральной оси клапана. Вследствие завихрения потока жидкости возникает неравномерность обтекания шарика, что приводит к его принудительному вращению при движении вверх как вокруг горизонтальной, так и относительно вертикальной оси симметрии, за счет чего каждый раз при движении вниз шар «садится» на седло новой поверхностью), прижимаясь при этом к седлу надклапанным столбом откачиваемой жидкости и закрывая тем самым клапан. Конструктивное решение направлено на увеличение межремонтного периода работы...