Комплексный геофизический и гидродинамический мониторинг многопластовых нефтяных объектов при их совместной эксплуатации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Якин Михаил Владимирович

• Якин Михаил Владимирович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Якин Михаил Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ В СКВАЖИНАХ С УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ И ПРОБЛЕМ СОВМЕСТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

1.1 Анализ применения систем мониторинга забойных параметров без извлечения установок центробежных насосов. Классификация

1.2 Исследование проблемы совместной и совместно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной

1.3 Анализ методического обеспечения геофизических исследований совместно эксплуатируемых пластов с помощью электроцентробежных насосов..................................................................................................................................................................зо

1.4 Применение аппаратно-программного комплекса «Спрут» для мониторинга работы пластов при их совместной эксплуатации

1.5 Устройство скважинного геофизического прибора

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 2. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ СТАЦИОНАРНЫМИ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ СИСТЕМАМИ

2.1 Организация геофизического контроля многопластовых скважин с установками электроцентробежных насосов

2.2 Непрерывный геофизический мониторинг текущего состояния скважины

2.3 Гидродинамический контроль за разработкой двух и более пластов

2.4 Адаптация средств непрерывного геофизического контроля под задачи

промысловых геофизических исследований

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДОЛГОВРЕМЕННОГО МОНИТОРИНГА РАБОТЫ СКВАЖИН

3.1 Особенности непрерывного мониторинга скважин. Основные режимы движения жидкости в скважину. Функции притока и депрессии

3.2 Приток упругой пластовой жидкости в скважину. Функции притока и депрессии

3.3 Определение функции притока

3.4 Расчет параметров пластов при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов

3.5 Расчет параметров пластов при совместной эксплуатации нескольких пластов

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 4. ВНЕДРЕНИЕ ПРОМЫСЛОВОГО ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА «СПРУТ» НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

4.1 Гидродинамический контроль стационарными информационно -измерительными системами многопластовых объектов Манчаровского месторождения

4.2 Интерпретация результатов гидродинамического контроля скважин Манчаровского месторождения при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин

4.3 Определение индивидуальных гидродинамических характеристик пластов по результатам мониторинга работы многопластовых объектов на

примере скважин Манчаровского месторождения

4.4 Определение индивидуальных характеристик пластов по данным мониторинга ОРЭ скважин Приобского месторождения

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

На территории Российской Федерации 95 % промышленных запасов нефти приходится на многопластовые месторождения. При этом 90 % добычи нефти обеспечивается скважинами, оснащёнными установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые составляют 60 % всего действующего фонда нефтяных скважин страны. Геофизические и гидродинамические исследования таких скважин ограничены из-за сложности доставки геофизических приборов под глубинное насосное оборудование (ГНО), а также из-за значительных потерь в добыче нефти по причине длительных остановок скважин на исследования. Негативным последствием совместного исследования нескольких объектов является недостоверность в определении коллекторских свойств каждого пласта отдельно и большие погрешности в оценке пластового давления. Кроме того, большая часть фонда многопластовых скважин не оборудована системами раздельного учета добычи нефти и жидкости по пластам, что ведет к увеличению объемов недостоверной исходной информации при контроле разработки месторождения.

Необходимость преодоления перечисленных недостатков оказалась столь актуальной, что послужила толчком для развития в российской геофизике нового направления исследований - геофизического контроля в процессе добычи нефти. В отличие от традиционных геофизических исследований в данной технологии датчики стационарно размещаются в скважине и непрерывно передают информацию о работе пластов и ГНО в режиме реального времени. Применение подобной технологии, в свою очередь, актуализирует задачу создания инновационных подходов к обработке и интерпретации данных непрерывного геофизического и гидродинамического мониторинга совместно эксплуатируемых многопластовых нефтяных объектов с целью определения их индивидуальных свойств.

Тема работы и содержание исследований соответствуют пункту 14 области исследований, определяемой паспортом специальности 25.00.10 - «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»: «14. Методы обработки и интерпретации результатов измерения геофизических полей».

Степень разработанности темы

К моменту начала работы над диссертацией проблема постоянного контроля работы многопластовых нефтяных объектов, а также создания методики интерпретации данных исследований, была решена не в полной мере. Существующие технологии исследований многопластовых нефтяных объектов и методики интерпретации данных, получаемых посредством этих технологий, не позволяли выполнять в полной мере требования законодательства о контроле разработки пластов при совместной эксплуатации одной скважиной из-за невозможности проводить геофизические и гидродинамические исследования каждого из разрабатываемых пластов в режиме реального времени, не извлекая ГНО.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексный геофизический и гидродинамический мониторинг многопластовых нефтяных объектов при их совместной эксплуатации»

Цель работы

Создание нового научного подхода и методологии проведения геофизических и гидродинамических исследований многопластовых нефтяных объектов с использованием стационарных информационно-измерительных систем (СИИС), а также разработка методики обработки и корректной интерпретации получаемых данных.

В диссертации решались следующие задачи:

1 Анализ существующих систем геофизического контроля процесса добычи нефти и определение оптимального состава датчиков физических параметров для исследования совместно эксплуатируемых пластов.

2 Разработка методики комплексных геофизических исследований для определения дебита и обводненности каждого из нескольких пластов при их совместной эксплуатации общим фильтром.

3 Разработка алгоритма интерпретации данных работы скважины на неустановившемся и установившемся режиме для определения коллекторских свойств каждого объекта при совместной эксплуатации нескольких пластов.

4 Внедрение комплекса геофизических и гидродинамических исследований и алгоритмов интерпретации их результатов для мониторинга разработки многопластовых нефтяных объектов.

Научная новизна

1 Предложена научно обоснованная концепция методологии определения наиболее информативных геофизических и гидродинамических характеристик совместно эксплуатируемых продуктивных пластов нефтяных объектов, основанная на непрерывном мониторинге рабочих параметров датчиков СИИС в процессе добычи нефти.

2 Впервые показано, что на основе данных непрерывного мониторинга дебита и забойного давления в кровельной части совместно эксплуатируемых пластов можно определять гидропроводность и пластовое давление каждого из них, в результате чего появляется возможность проведения долговременного контроля гидродинамического состояния многопластовой залежи без остановки добычи нефти.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании возможности применения данных СИИС на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации для определения индивидуальных геофизических и гидродинамических характеристик совместно эксплуатируемых пластов, что позволяет существенно сократить потери нефти в период остановки скважины на плановые исследования.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1 Разработана компьютерная программа обработки и интерпретации данных СИИС при совместной эксплуатации нескольких пластов (свидетельство о государственной регистрации № 2016614716). Данная программа применяется специалистами АО НПФ «Геофизика» и АО «Башнефтегеофизика» при

интерпретации данных, получаемых с аппаратно-программного комплекса «Спрут».

2 Разработанные алгоритмы определения геофизических, гидродинамических и технологических характеристик скважин, пластов и насосного оборудования нашли применение на скважинах нефтяных месторождений ОАО «РН Удмуртнефть», ОАО «Томскнефть» ВНК и ООО «Башнефть-Добыча» при определении индивидуальных характеристик совместно эксплуатируемых пластов.

Положения, выносимые на защиту

1 Научное обоснование возможности и перспективности применения концепции методологии определения геофизических и гидродинамических характеристик продуктивных пластов при их совместной эксплуатации, основанной на непрерывном мониторинге СИИС в процессе добычи нефти.

2 Доказательство достоверности установленных механизмов определения гидропроводности и пластовое давление каждого из совместно эксплуатируемых пластов без остановки добычи нефти.

3 Доказательство экономической эффективности и целесообразности использования технологии непрерывного геофизического мониторинга работы пластов многопластовой залежи, включающая СИИС с расходомерами, влагомерами, термометрами и манометрами, установленными выше кровли каждого из исследуемых пластов, которая позволяет получать достоверную информацию, необходимую для эффективного управления добычей нефти из многопластовой залежи непосредственно в процессе ее механизированной добычи, а также сократить экономические потери за счет исключения из технологического процесса операций остановки скважины и подъема насосного оборудования.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность и обоснованность научных выводов и практических рекомендаций, изложенных в работе, базируется на использовании теоретических и методических положений, сформулированных в исследованиях российских и

зарубежных ученых, применении широко апробированных, а также оригинальных методов и методик экспериментальных исследований, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную поверку.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на XXII научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XIX Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011» (Уфа, 2011); 6-й и 7-й молодежных научно-практических конференциях «Геофизика - фундамент геологоразведки. Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике» (Уфа, 2012); XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XXI Международной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013» (Уфа, 2013); VI Международной школы-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (Уфа,

2013); 13-й Международной научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (Томск,

2014); Юбилейной ХХ научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XXII Международной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014» (Уфа, 2014); Семинар «Интеллектуализация добычи нефти, системы ОРЭ: опыт и направления развития» (Уфа, 2014); 14-й Международной научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (Томск, 2015); Научно-техническая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа» (Томск, 2016).

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ В СКВАЖИНАХ С УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ И ПРОБЛЕМ СОВМЕСТНОЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

Увеличение продуктивности скважин механизированного фонда невозможно без повышения требований к производственному контролю точности определения забойных и пластовых давлений, температуры, состава флюида, расхода и других важных параметров. Однако подавляющее большинство скважин механизированного фонда охватить в настоящее время такими комплексными исследованиями не представляется возможным [31]. Для исследований скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), за исключением блоков погружной телеметрии, измеряющих давление и температуру на месте расположения насоса, отработанных надежных технологий в отечественной практике еще совсем недавно не существовало.

Все объекты с трудноизвлекаемыми запасами (с проницаемостью ниже 1—3 мД, скважины с совместной эксплуатацией, залежи с большим газовым фактором, карбонатные коллекторы с большим контрастом проницаемости матрицы и трещин-каверн, терригенные обводнившиеся коллектора без признаков поршневого вытеснения и др.) можно отнести к первостепенной группе месторождений [100], требующих организации геофизического мониторинга в процессе добычи.

1.1 Анализ применения систем мониторинга забойных параметров

без извлечения установок центробежных насосов. Классификация

Организация мониторинга разработки нефтяных месторождений геофизическими и гидродинамическими методами является важным направлением при создании современных проектов извлечения нефти. Информация, попадающая в базы добывающих предприятий, имеет низкое

качество по причине нестабильных и нерегулярных исследований по существующим методикам, которые в свою очередь дают приближённые данные и формируют сущность решений, принимаемых в процессе разработки месторождений.

Развитие нефтяной промышленности, связанное с эксплуатацией скважин при помощи погружных электроцентробежных насосов, влечет за собой развитие технологий для контроля за разработкой месторождений механизированного фонда [19].

Существующая технология спуска приборов по межтрубному пространству позволяет производить безаварийные работы только в скважинах, скважинах, оборудованных скважинными штанговыми насосами (СШН), зенитные углы в которых не превышают значений 15—20 град, поэтому исследуется ограниченное количество скважин механизированного фонда, что не позволяет осуществить мониторинг разработки месторождения [87]. Для исследований скважин, оборудованных ЭЦН, применяются блоки погружной телеметрии, измеряющие давление и температуру на месте расположения насоса. В АО НПФ «Геофизика» (г. Уфа) производятся разработки технологических комплексов для исследований скважин, в основе которых лежит предварительное их обустройство специальным оборудованием.

Ведущие интернациональные компании часть скважин заканчивают по технологии SmartWeПs (интеллектуальные скважины). Технология предусматривает оборудование скважин глубинными датчиками температуры, давления, расхода и специальными гидравлическими или электрическими клапанами или муфтами, управляемыми с поверхности. Обычно так оборудуются многоствольные или многопластовые скважины, в которых имеется возможность изменять условия их эксплуатации непосредственно после получения с глубинных датчиков информации, требующей корректировки режима добычи.

В настоящее время для исследования скважин широко применяются измерительные системы на базе волоконно-оптических технологий. Распределенными датчиками и одновременно линией передачи информации

является само оптическое волокно, по которому пропускаются световые импульсы, генерируемые лазером. Считывание отраженных сигналов производится при помощи специальных оптических устройств и программно-математического аппарата. Дополнительное оснащение волоконно-оптических систем распределенными датчиками давления, расхода и состава позволит использовать их для обустройства интеллектуальных скважин.

Существует несколько способов геофизических исследований скважин, оборудованных ЭЦН, в рабочем режиме:

1 Перевод скважин в фонтанный режим и спуск приборов через насосно-компрессорную трубу (НКТ);

2 Возбуждение скважины компрессором (эрлифт);

3 Спуск приборов малого диаметра до насоса, выход через специальное клапанное устройство в зазор между ЭЦН и колонной и спуск по этому зазору под насос;

4 Предварительный спуск комплексного прибора на кабеле ниже интервала установки ЭЦН;

5 Установка приборов под насос на весь срок эксплуатации [12].

Оснащение геофизическими приборами опорной сети скважин

месторождений предоставляет принципиально новые возможности информационного обеспечения разработки, т.к. позволяет организовать площадную систему прямых измерений параметров работы продуктивных пластов в действующих скважинах и, помимо оптимизации режимов эксплуатации отдельных скважин, появляется возможность создания постоянно обновляющихся баз данных для выполнения мониторинга разработки месторождений [51].

Общая классификация глубинных систем исследований в процессе эксплуатации, применяемых в РФ для мониторинга добычи и контроля разработки в эксплуатационных скважинах, приведена на рисунке 1.1. Фактически данной классификацией предусмотрено разделение систем геофизических исследований в процессе добычи на: точечные (в фиксированных

точках забоя) и «распределенные» (охватывающие весь ствол скважины), точечные делятся на: автономные (без «оп-Нпе-телеметрии» и дистанционные, последние, в свою очередь, делятся на: 1) с дополнительным кабелем, 2) беспроводные, 3) на основе байпассных систем «У4оо1» (данный тип мониторинга полностью не отвечает всем требованиям, так как позволяет лишь эпизодически (а не непрерывно) проводить замеры в скважине) [50].

Рисунок 1.1 - Классификация глубинных систем геофизического мониторинга, применяемых в России [36]

К наиболее актуальным системам геофизических исследований в процессе добычи, следует отнести:

1) стационарные глубинные системы «on-line» мониторинга забойных параметров;

2) стационарные дистанционные системы раздельного мониторинга (управления) для совместно разрабатываемых многопластовых залежей;

3) подвижные системы мониторинга забойных параметров без извлечения насосного оборудования.

Согласно Постановлению Ростехнадзора от 06.06.2003 г. № 71 "Об

утверждении «Правил охраны недр» в пункте 113 предъявляются следующие требования к системам одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной (ОРЭ) [89]:

1 Наличие сменного внутрискважинного оборудования;

2 Возможность проведения безопасного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов;

3 Возможность реализации раздельного учета добываемой продукции;

4 Возможность промысловых исследований каждого пласта раздельно.

В 2005 г. на заседании нефтяной секции ЦКР "Роснедра" были рассмотрены вопросы повышения эффективности эксплуатации на многопластовых месторождениях [11]. В протоколе заседания от 28.04.2005 г. № 3367 были подтверждены:

- перспективность технологий одновременной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов (пластов) на многопластовых месторождениях одной сеткой скважин;

- обязательность использования надежной системы контроля и регулирования процессов выработки запасов по каждому пласту;

- повышение требования к мониторингу равномерности заводнения залежей и определению скорости продвижения фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам.

Также в протоколе заседания территориального отделения ЦКР "Роснедра" по Ханты-Мансийскому автономному округу от 28.11.2007 г. № 970 указана необходимость обязательного включения расчетных вариантов с применением технологий одновременно-раздельной добычи (ОРД) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) в проектные документы на разработку многопластовых месторождений с совпадающими контурами нефтеносности пластов.

Таким образом, стационарная система раздельного мониторинга совместно разрабатываемых многопластовых залежей выведена в отдельный раздел геофизического мониторинга в процессе добычи [40]. Организация данного направления предполагает использование широкого набора средств глубинных

наблюдений как за параметрами работы скважин, так и за динамикой изменения пластовых свойств [68].

Результаты глубинного промыслового мониторинга позволяют организовать научно-обоснованный переход на контролируемую и управляемую многопластовую разработку с увеличением удельного объёма добычи, не в ущерб эффективности выработки пластов. Достоинствами данного способа являются: кратное уменьшение расходов на бурение, снижение себестоимости добычи нефти, существенное повышение информационного обеспечения для геомоделирования и обоснования геолого-технологических мероприятий.

Внедрение комплексов стационарного мониторинга позволяет:

- сократить объемы бурения на многопластовом месторождении в среднем в 2,2 раза;

- снизить эксплуатационные расходы на удельную добычу нефти в 1,7

раз;

- сократить потери добычи нефти на период исследований;

- обеспечить требуемый государственными органами РФ раздельный непрерывный мониторинг добычи пластов (что крайне важно для достижения равномерности выработки залежей) [93].

Глубинные стационарные измерительные системы чаще всего применяются на практике в виде:

- размещения в скважине перед спуском УЭЦН автономных приборов, фиксируемых якорями, недостатком технологии является отсутствие оперативной информации;

- подвешиваемых под ЭЦН на дополнительном кабеле в виде «гирлянды» комплексных измерительных приборов (реализующих, в частности, возможность отслеживать в кровле каждого пласта, как состав, так и расход продукции);

- применение клапанных систем позволяющих отсекать один или попеременно несколько объектов разработки для поочередного определения состава и расхода продукции с каждого из пластов.

Кроме стационарных систем геофизического мониторинга в процессе добычи существует несколько вариаций подвижных систем позволяющих проводить спускоподъемные операции (СПО) без извлечения насосного оборудования [85]. Среди таких систем наиболее известны технология Y-Tool и технология предварительного спуска под насос геофизического прибора с возможностью его перемещения от приема насоса до забоя (ОАО «Пермьнефтегеофизика»). Неоспоримым преимуществом данных технологий перед стационарными методами исследований является возможность определения профиль-притока и профиль-состава. Однако привлечение для этих целей геофизической партии (для подключения лебедки и проведения СПО) делает данные работы эпизодическими и значительно увеличивает их стоимость в сравнении со стационарными методами исследований.

Технология одновременного спуска в скважину насосного оборудования и геофизической аппаратуры на кабеле впервые была применена в ОАО «Пермьнефтегеофизика» еще в 1979 г. Технология предназначена для исследования действующих добывающих скважин, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Работы проводятся в два этапа. На первом этапе производится спуск геофизического прибора ниже глубины планируемой спуска электроцентробежного насоса. На втором этапе производится спуск установки на НКТ бригадой капитального ремонта скважин (КРС) с фиксацией питающего кабеля ЭЦН и геофизического кабеля специальными децентраторами, крепящимися на НКТ. После окончания спуска прибор должен свободно перемещаться от приема насоса до забоя. В данном методе отсутствуют ограничения на габариты комплексного скважинного прибора, что позволяет использовать аппаратуру с наилучшими метрологическими характеристиками. В колоннах с диаметром 146 мм (внутренний диаметр 130 мм), которыми обсажено основное количество скважин в России, достаточно зазора между колонной и ЭЦН (диаметр насоса 103 мм) для беспрепятственного прохождения геофизического кабеля, при помощи защитных устройств-децентраторов [37].

Прибор, как правило, спускается в скважину на весь межремонтный период (год и более). Кабель с барабана лебедки выматывается на устье скважины и подключается к наземному блоку регистрации [20]. Информация в промежутках между измерениями производится в автоматическом режиме. Для регистрации данных геофизических измерений в функции глубины, т. е. для производства исследований в скважине ниже приема глубинного насоса (определение работающих интервалов и межпластовых перетоков, мест поступления воды и др.), находящаяся на поверхности часть геофизического кабеля повторно наматывается на барабан каротажной станции.

Все последующие геофизические исследования проводятся без привлечения бригад подземного и капитального ремонта скважин [29].

Для контроля работы скважины в периоды между геофизическими исследованиями на устье размещается специальный поверхностный блок питания и регистрации, который позволяет регистрировать и хранить во флэш-памяти информацию с датчиков скважинного прибора [107]. При необходимости данные, получаемые со скважинного прибора, могут передаваться по радиоканалу в режиме реального времени.

В настоящее время указанная технология внедрена более чем на 10 скважинах в ОАО «Татнефть» (НГДУ «Джалильнефть»), ОАО «Бугурусланнефть» и НГДУ «Сорочинскнефть». В скважину под ЭЦН спускается комплексный геофизический прибор ГДИ-7, позволяющий регистрировать гидродинамические (давление, температура), потокометрические (скорость движения флюида, состав притока) и геофизические параметры работающей скважины (гамма-каротаж, локатор муфт). Прибор адаптирован для длительной работы в скважине.

Основной недостаток этого способа - невозможность извлечения геофизического прибора на кабеле без подъема установки ЭЦН, но при получении высококачественной комплексной информации этот недостаток компенсируется. Кроме того, нет необходимости поднимать оборудование из скважины, прибор на кабеле остается в интервале перфорации до следующего текущего ремонта

скважины или замены насоса [35]. В межремонтный период геофизическая партия в любое время может прибыть на скважину для периодических исследований без привлечения бригады КРС, что компенсирует задалживание кабеля.

В неглубоких скважинах Урало-Поволжья эта технология освоена и применяется в ограниченных объемах. В Западной Сибири при больших глубинах скважин сдерживающим фактором широкого применения подобной технологии является опасность возникновения аварийных ситуаций, связанных с совместным спуском геофизического прибора и погружного оборудования. Также недостатком метода является сложность ежедневного определения профиля притока, т.к. для этого необходимо постоянное присутствие на скважине геофизической партии. А исследования в точке не позволяют определить долевое участие каждого объекта разработки в случае вскрытия скважиной более одного продуктивного горизонта.

Технология Y-tool, имеющая в составе байпассную колонну, по которой спускается геофизическое измерительное оборудование, позволяет проводить каротаж продуктивности («приток-состав»).

Один из основных недостатков предыдущей технологии предварительного спуска прибора под ЭЦН - невозможность извлечения прибора, в данной технологии устранен [63]. Так же байпасная технология более приспособлена к скважинам с забоем до 3000 м и кривизной до 45 град, чем предыдущая технология.

Основным недостатком является невозможность применения метода для скважин с самым распространенным диаметром колонны 146 мм.

Системы байпассирования позволяют осуществлять контроль добычи из отдельно вскрытых объектов при ОРЭ двух и более продуктивных пластов в соответствии с Постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 г. № 71. Важно, что исследования можно проводить в режиме промышленной эксплуатации скважины без подъема насосной установки и привлечения бригад капитального или подземного ремонта скважин.

Ограничения на габариты измерительной аппаратуры накладывает малый диаметр проходного сечения байпассной системы. В классическом варианте геофизических исследований скважин (ГИС) используется турбинный расходомер, однако при минимизации габаритов байпасной системы его применение оказалось неприемлемым [21]. Таким образом, определение расхода производится посредствам косвенных методов, таких как термометрия.

Перед проведением ГИС глухая пробка извлекается из посадочного седла при помощи сервисной компоновки, на каротажный кабель монтируется измерительная компоновка, включающая каротажную пробку, грузы и геофизический прибор. После этого компоновка опускается в скважину на глубину, соответствующую максимальному интервалу исследований, и устанавливается ограничительный жимок [65]. Далее компоновка спускается по НКТ до установки каротажной пробки в посадочное седло, осуществляется запуск УЭЦН с последующим выводом скважины на режим. После этого проводятся ГИС. В результате ГИС типа «приток-состав» можно определить следующие параметры:

- профиль распределения температурного поля и поля давления;

- интервалы притока углеводородов и воды;

- распределение поля естественной гамма-активности;

- интервалы заколонной циркуляции.

При эксплуатации установок для ОРЭ, вскрывших несколько продуктивных пластов, известен способ регулирования добычи с помощью изоляции пластов пакерами и установки глухих или циркуляционных пробок в скважинные камеры (мандрели).

Среди недостатков таких установок можно отметить, во-первых, необходимость остановки и извлечения насосной установки для обслуживания скважинных камер. Во-вторых, невозможность проведения геофизических исследований на протяжке под действующей насосной установкой [96].

1.2 Исследование проблемы совместной и совместно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной

На многопластовых месторождениях имеется большое количество низкопродуктивных пластов или секторов с небольшими нефтенасыщенными толщинами в 2-3 м, разработка которых самостоятельной сеткой скважин нерентабельна [72]. Исходя из этого, обычно два и более пласта объединяют в один объект для совместной выработки. Ведение добычи из двух и более пластов одной скважиной требует более пристального внимания, постоянного инженерно -технического сопровождения работы скважин, пластов и скважинного оборудования. Бесконтрольность совместной разработки может привести к ситуации, когда будет очень сложно определить потенциалы объектов и структуру остаточных запасов углеводородов [49]. Решение данной задачи только промыслово-геофизическими исследованиями скважин потребует значительных финансовых затрат и имеет ограничения по возможному охвату фонда исследованиями. Таким образом, с одной стороны, необходимо производить приобщение продуктивных пластов для продления экономически рентабельной добычи, а с другой стороны, затруднен контроль и регулирование работы скважин, что так же может привести к значительным потерям как добычи (в зависимости от системы разработки до 40% извлекаемых запасов), так и финансовых средств.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Якин Михаил Владимирович, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Абрамзон, А. А. Поверхностно-активные вещества, свойства и применение / А. А. Абрамзон. 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1981. -304 с.

2 Абрукин, А. Л. Потокометрия скважин / А. Л. Абрукин. - М.: Недра, 1978. - 253 с.

3 Акулич, И. Л. Математическое программирование в примерах и задачах: учебное пособие для студентов эконом. спец. вузов / И. Л. Акулич. -М.: Высшая школа, 1986. - 319 с.

4 Алимбеков, Р. И. Интеллектуализация контроля и регулирования добычи углеводородов / Р. И. Алимбеков, А. В. Кузнецов, А. А. Кузнецов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №5. - С. 22-23.

5 Алимбеков, Р. И. Структура интеллектуальной скважины для управления добычей углеводородного сырья / Р. И. Алимбеков, А. В. Гнездов, А. А. Кузнецов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №6. - С. 33-34.

6 Амелин, И. Д. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов / И. Д. Амелин, Р. С. Андриасов и др. М.: Недра, 1978. - 356 с.

7 Амиров, А. Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А. Д. Амиров., А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. - М.: Недра, 1979. - 310 с.

8 Ахмадеев, Р. Р. Интеллектуализация скважин с применением УЭЦН с КПВД / Р. Р. Ахмадеев // Инженерная практика. - 2011. - №3. - С. 86-87.

9 Барышников, А. В. Глубинный мониторинг продуктивности совместно эксплуатируемых пластов при реализации различных технологий / А. В. Барышников, О. А. Кофанов, Д. Р. Галеев, А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий, Р. Ф. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №12. -С.30-33.

10 Барышников, А. В. Решение проблемы интерпретации результатов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов с гидроразрывом на основе анализа снижения дебита скважин / А. В. Барышников, В. В. Сидоренко, В. В. Кокурина, М. И. Кременецкий, С. И. Мельников // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. - С. 42-45.

11 Блажевич, В. А. Исследование притока и поглощения жидкости по мощности пласта / В. А. Блажевич, И. А. Фахреев, А. А. Глазков. - М.: Недра, 1969. - 135 с.

12 Бухаленко, Е. И. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования: учебник / Е. И. Бухаленко, Ю. Г. Абдуллаев. - М.: Недра, 1974. - 360 с.

13 Валиханов, А. В. Подземный ремонт насосных скважин / А. В. Валиханов, Н. И. Хисамутдинов, Г. З. Ибрагимов. - М.: Недра, 1978. - 198 с.

14 Волков, М. Г. Эволюция центров удаленного мониторинга добычи: текущее состояние и перспективы развития / М. Г. Волков // Инженерная практика. - 2010. - №9. - С. 34-38.

15 Воюцкий, А. Р. Курс коллоидной химии / А. Р. Воюцкий. - М.: Химия, 1976. - 343 с.

16 Габдуллин, Т. Г. Оперативное исследование скважин / Т. Г. Габдуллин. - М.: Недра, 1981. - 213 с.

17 Габдуллин, Т. Г. Техника и технология оперативных исследований скважин / Т. Г. Габдуллин. - Казань: Плутон, 2005. - 336 с.

18 Гарифуллин, Р. Интеллектуальный куст / Р. Гарифуллин // Территория «Нефтегаз». - 2011. - №6. - С.16.

19 Гилл, Ф. Практическая оптимизация / Ф. Гилл, У. Мюррей, М. Райт. Пер. с англ. - М.: Мир, 1985. - 510 с.

20 Григорян, Н. Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах: учебник для техникумов / Н. Г. Григорян, Д. Е. Пометун, Л. А. Горбенко, С. А. Ловля. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1980. - 263 с.

21 Гуревич, Г. Р. Справочное пособие по расчету фазовых состояний и свойств газоконденсатных смесей. / Г. Р. Гуревич, А. И. Брусиловский. - М.: Недра, 1984. - 264 с.

22 Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах / Ю. П. Коротаев, Г. Р. Гуревич, А. И. Брусиловский и др. Под ред. Ю. П. Коротаева, Р. Д. Маргулова. - М.: Недра, 1984. - 360 с.

23 Дьяконов, В. Обработка сигналов и изображений. Специальный справочник / В. Дьяконов. - СПб: Питер, 2002. - 608 с.

24 Ивановский, В. Н. Системы мониторинга + системы управления = интеллектуальная скважина? / В. Н. Ивановский // Инженерная практика. -2010. - №9. - С. 4-12.

25 Изучение возможности разработки беспакерного перекрывающего высокочувствительного расходомера 36 мм для комплекса «приток-состав»: отчет по теме XI Г.П.5/101 104-6/457-86 / В. Б. Черный, А. С. Федорченко, Н. Ф. Родионов. - ВНИИГИС. Октябрьский, 1986. - 163 с.

26 Цикл статей // Инженерная практика. - 2013. - №2. - С. 79-83.

27 Информационные технологии на современном месторождении // Нефтегаз International. - 2011. - №2. - С. 54-55.

28 Ипатов, А. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий. - 2-е изд. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 780 с.

29 Исхаков, И. А. Аппаратно-программный комплекс «Спрут» для мониторинга разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН / И. А. Исхаков, В. В. Лаптев, А. А. Булгаков, Н. А. Томшин, Д. А. Беккель // Нефтегаз International. - 2009. - 44-45 с.

30 Исхаков, И. А. Мониторинг разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН / И. А. Исхаков, В. В. Лаптев // Интервал. - 2008. - №10. - С. 37-39.

31 Исхаков, И. А. Мониторинг разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН / И. А. Исхаков, В. В. Лаптев // Вестник ЦКР России. -2008. - №2. - С. 50-51.

32 Казак, А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти / А. С. Казак. - М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1974. - 74 с.

33 Казак, А. С. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти /

A. С. Казак, И. И. Рост, Л. Г. Чичеров. - М.: Недра, 1973. - 231 с.

34 Карнаухов, В. Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин / В. Л. Карнаухов, Е. М. Пьянкова. - М: Инфра-Инженерия. - 2010. - 432 с.

35 Клиффорд, А. Рекомендации по оптимизации технологического процесса при проектировании и эксплуатации интеллектуальных водонагревательных скважин / А. Клиффорд, А. Араш // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - №2. - С. 66-67.

36 Корн, Г. Справочник по математике (для научных работников и инженеров) / Г. Корн, Т. Корн. - М.: Наука, 1970. - С. 575-576.

37 Коршунов, Ю. М. Математические основы кибернетики. - М.: Энергоатомиздат, 1972. - 496 с.

38 Кременецкий, М. И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин / М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов. -М.: МАКС Пресс. - 2008. - 475 с.

39 Кременецкий, М. И. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей / М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов, Д. Н. Гуляев. - Москва, Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2012. - 895 с.

40 Кременецкий, М. И. Методическое обеспечение технологий ГИС в процессе добычи нефти / М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов, С. И. Мельников,

B. В. Лаптев, В. Б. Белоус, И. Я. Адиев, М. В. Якин // Каротажник. - 2014. -№1. - С. 25-48.

41 Кременецкий, М. И. Результативность долговременного мониторинга совместной разработки пластов системами одновременно-раздельной добычи на Приобском месторождении / М. И. Кременецкий, А. В. Барышников, В. В. Сидоренко // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №6. - С. 3033.

42 Лаптев, В. В. Новое поколение техники для мониторинга разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН / В. В. Лаптев, В. В. Береснев, И. П. Бабушкин, О. В. Харитонов, М. В. Якин // Инженерная практика. - 2012. - №8.

43 Лаптев, В. В. Аппаратно-программный комплекс «Спрут» для мониторинга разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН / В. В. Лаптев // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №5. - С. 104-107.

44 Лаптев, В. В. Геофизический мониторинг добывающих скважин с одновременно-раздельной эксплуатацией нескольких объектов / В. В. Лаптев, В. В. Береснев, И. Р. Адиев, И. П. Бабушкин, М. В. Якин // Каротажник. -2012. - №7-8. - С. 65-79.

45 Лаптев, В. В. Новое поколение техники для мониторинга разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН / В. В. Лаптев, В. В. Береснев, И. П. Бабушкин, О. В. Харитонов // Инженерная практика. -2012. - №8. - С. 43-45.

46 Лукин, А. Введение в цифровую обработку сигналов (математические основы) [Электронный ресурс]: электрон. изд-е лаборатории компьютерной графики и мультимедиа МГУ / А. Лукин. - 2002. - 44 с. - Режим доступа: http://pv.bstu.ru/dsp/dspcourse.pdf, свободный (дата обращения: 30.04.2015 г.).

47 Максимов, Ю. А. Алгоритмы линейного и дискретного программирования. - М.: МИФИ, 1980. - 72 с.

48 Максимов, Ю. А. Алгоритмы решения задач нелинейного программирования / Ю. А. Максимов, Е. А. Филлиповская. - М.: МИФИ, 1982. - 52 с.

49 Мельников, С. И. Гидродинамический и промыслово-технологический мониторинг совместно разрабатываемых пластов / С. И. Мельников // Инженерная практика. - 2012. - №2. - С. 18-22.

50 Мирзаджанзаде, А. Х. Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов. Под ред. проф. А. Х. Мирзаджанзаде / А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Ахметов, А. М. Хасаев, В. И. Гусев. - М.: Недра, 1986.

- 382 с.

51 Мирзаджанзаде, А. Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / А. Х. Мирзаджанзаде, Г. С. Степанова. - М.: Недра, 1977. - 228 с.

52 Муравьев, В. М. Спутник нефтяника: справ. книга / В. М. Муравьев.

- М.: Недра, 1977. - 303 с.

53 Муравьев, И. М. Техника и технология добычи нефти и газа / И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. - М.: Недра, 1971. - 496 с.

54 Муравьев, И. М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах / И. М. Муравьев, Н. Н. Репин. - М.: Недра, 1972. - 208 с.

55 Муравьев, И. М. Эксплуатация нефтяных месторождений / И. М. Муравьев, А. П. Крылов. - М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

56 Доброскок Б.Е. и др. Отчет по договору №95.878.97 «Анализ целесообразности периодической эксплуатации фонда скважин, оборудованных УШГН». - Бугульма: Фонды ТатНИПИнефть, 1997. - 41 с.

57 Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложнённых условиях / М. Н. Персиянцев. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

58 Петров, А. И. Глубинные приборы для исследования скважин / А. И. Петров. - М.: Недра, 1980.

59 Петров, А. И. Глубинные приборы для исследования скважин / А. И. Петров. - М.: Недра, 1980. - 224 с.

60 Позднышев, Г. Н. Стабилизация и разрушение эмульсий / Г. Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982. - 221 с.

61 Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Под редакцией Ю.П.Коротаева, Р.Д. Маргулова. - М.: Недра, 1984.- том 1 - 360 с.

62 Разработка и апробация технологии раздельного мониторинга добычи при совместной эксплуатации нескольких нефтяных пластов - для условий ЮЛТ Приобского месторождения: информационный отчет о выполнении работ по теме / Ипатов А. И. - 2010.

63 РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.

64 РД 153-39.1-252-02 Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть».

65 РД 39-0148070-003/7-95 Регламент: Охрана окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях ООО "РН-Юганскнефтегаз".

66 Свид. 2016614716 Российская Федерация. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ. Система мониторинга ОРЭ / Т.М. Сулейманов, Р.Р. Мунасипов, М.В. Якин; заявитель и правообладатель ОАО НПФ «Геофизика». - № 2015663066; заявл. 29.12.15; опубл. 20.05.16, Реестр программ для ЭВМ. - 1 с.

67 Середа, Н. Г. Спутник нефтяника и газовика: Справочник / Н. Г. Середа, В. А. Сахаров, А. Н.Тимашев. - М.: Недра, 1986. - 325 с.

68 Пат. 2205952 Российская Федерация, МПК Е21В47/10, 00Ш/12. Скважинный расходомер / Е. С. Анохина, Т. Г. Габдуллин, Ю. Б. Томус.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефтегеофизика». - № 2001124105/03; заявл 29.08.2001, опубл. 10.06.2003, Бюл. № 32. - 3 с.: ил.

69 Смирнов, Ю. С. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки / Ю. С. Смирнов, Н. Т. Мелошенко // Нефтяное хозяйство. - 1989. -№3. - С. 46-49.

70 Справочная книга по добыче нефти / под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - 704 с.

71 Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Добыча нефти / В. Н. Васильевский, Ш. К. Гиматудинов, А. Т. Горбунов и др. Под ред. Ш. К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - 455 с.

72 Судаков, М. С. Колтюбинговая технология ремонта скважин -эффективность и экологичность / М. С. Судаков, И. М. Галлямов, С. В. Яневич // Горное дело. - 2011. - №10. - С. 32.

73 Сухачев, Ю. В. Совершенствование технологий испытания поисково-разведочных скважин / Ю. В. Сухачев, Д. В. Кукарский, М. С. Коваль, А. В. Пудашкина // Территория нефтегаз. - 2011. - №8. - С. 82-86.

74 Технологический Регламент №П1-01С-008М-002ЮЛ-99 Работа с периодическим фондом УЭЦН. Версия 1.0. - Нефтеюганск. - 2006.

75 Технологический Регламент №П1-01С-030ЮЛ-099 Организация работ по борьбе с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании. Версия 1.01. - Нефтеюганск. - 2008.

76 Технологический Регламент №П1-01СЦ-008М-003ЮЛ-99 Подбор скважин для увеличения частоты.

77 Технологический Регламент №П4-03С-011Р-001Т-001ЮЛ-09 Защита УЭЦН от механических примесей. Версия 1.0. - Нефтеюганск. -2006.

78 Узе, О. Анализ динамических потоков. Теория и практика интерпретации данных ГДИС и анализа добычи, а также использование данных стационарных глубинных манометров / О. Узе, Д. Витура, О. Фьяре. - KAPPA, 2009. - 359 c.

79 Уразаков, К. Р. Техническое описание компьютерной программы подбора погружного оборудования / К. Р. Уразаков. - Уфа: БашгУ, 2006. - 78 с.

80 Хоминец, З. Д. Применение колтюбинг-эжекторных установок для испытания, освоения и эксплуатации нефтегазовых скважины / З. Д. Хоминец // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №11. - С. 112-116.

81 Чекалюк, Э. Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа / Э. Б. Чекалюк. - Киев : Гос. изд. технической литературы, 1961. - 288 с.

82 Чекалюк, Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э. Б. Чекалюк. -М.: Недра, 1965. - 240 с.

83 Гиматудинов, Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1983. - 455 с.

84 Шаисламов, Ш. Г. Влияние плотности кумулятивной перфорации на работу скважины в низкопроницаемых коллекторах / Ш.Г. Шаисламов // Технологии нефтегазового дела. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 307-313.

85 Шаисламов, Ш. Г. О влиянии кумулятивной перфорации на деформацию обсадной колонны и целостность цементного камня в заколонном пространстве / Технологии нефтегазового дела. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 314-319.

86 Шаисламов, Ш. Г. О некоторых аспектах выбора параметров заканчивания скважин с кумулятивной перфорацией / Ш.Г. Шаисламов // Технологии нефтегазового дела. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 320-322.

87 Шаисламов, Ш. Г. Условия возникновения заколонных перетоков при кумулятивной перфорации скважин // Технологии нефтегазового дела. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 323-325.

88 Шаисламов, Ш. Г. Расчет влияния продольных щелей при механической режущей или распорно-накатной перфорации на увеличение производительности скважин / Ш. Г. Шаисламов, Ф. С. Габдрахимов, М. С. Габдрахимов, Р. А. Янтурин // Технологии нефтегазового дела. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 298-303.

89 Шаисламов, Ш. Г. Об основных методах бесперфорационного вскрытия пластов / Ш. Г. Шаисламов, Ф. С. Габдрахимов, Р. И. Сулейманов // Технологии нефтегазового дела. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 304-306.

90 Шашин, В. Д. Нефтяники - стране / В. Д. Шашин. - М.: Недра, 1976. - 98 с.

91 Ширковский, А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / А. И. Ширковский. - М.: Недра, 1987. -347 с.

92 Щуров, В. И. Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов / В. И. Щуров. - М.: Недра, 1983. - 510 с.

93 Якин, М. В. Методическое обеспечение ГИС в процессе добычи нефти / М. В. Якин/ Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании. Тез. докл. VI Межд. шк.-конф. для студентов, аспирантов и молодых ученых. 2013. - С. 102-103.

94 Якин, М. В. Новое поколение техники для мониторинга разработки многопластовых объектов с УЭЦН / М. В. Якин, Р. Р. Сайфутдинов // Шестая и седьмая молодеж. науч.-практ. конф. Сб. докл. -2012. - Вып. 6. - С. 188191.

95 Якин, М. В. Перспективы развития геофизической аппаратуры для мониторинга многопластовых скважин, оборудованных УЭЦН / М. В. Якин, И. П. Бабушкин // XXII науч.-практ. конф. «Новая техника и технологии для ГИС». Тез. докл. конф. в рамках XIX Межд. специализир. выст. «Газ. Нефть. Технологии-2011». - 2011. - С. 14-17.

96 Якин, М. В. Перспективы развития интерпретации данных скважинных стационарных датчиков для реализации проекта «умная скважина» / М. В. Якин, И. П. Бабушкин, Р. Р. Сайфутдинов // XIX науч.-практ. конф. «Новая техника и технологии для ГИС». Тез. докл. конф. в рамках XXI Межд. специализир. выст. «Газ. Нефть. Технологии-2013». -2013. - С. 13-19.

97 Якин, М. В. Перспективы развития техники и технологии мониторинга скважин, оснащенных установками электроцентробежного насоса / М. В. Якин, И. П. Бабушкин, В. Б. Белоус // XIX науч.-практ. конф. «Новая техника и технологии для ГИС». Тез. докл. конф. в рамках XXI Межд. специализир. выст. «Газ. Нефть. Технологии-2013». - 2013. - С. 6-12.

98 Якин, M. В. Развитие в России технологий ГИС в процессе добычи для мониторинга совместно разрабатываемых пластов /M. В. Якин, И. Я. Адиев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2013. - №5. -С. 215-225.

99 Якин, M. В. Совершенствование мониторинга разработки многопластовых объектов, эксплуатирующихся с УЭЦН / M. В. Якин, Р. Р. Сайфутдинов // Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти». - 2013. - Вып. 10. - С. 5764.

100 Якин, M. В. Технология геофизических исследований в процессе добычи в скважинах с УЭЦН / M. В. Якин, И. Я. Адиев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2013. - №5. - С. 186-201.

101 Свид. 2011611058 Российская Федерация. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВM. Универсальный конвертер «Mир» / M^. Якин, A.M. Десяткин; заявитель и правообладатель ОАО НПФ «Геофизика» (RU). - №2010617073; заявл. 12.11.10; опубл. 31.01.11, Реестр программ для ЭВM. - 1 с.

102 Якин, M. В. Определение индивидуальных гидродинамических характеристик пластов по результатам долговременного мониторинга работы скважин геофизическим комплексом «Спрут» / M. В. Якин, И. Р. Сафиуллин, В. M. Коровин, И. Я. Адиев // Каротажник. - 2016. - №4. - С. 80-93.

103 Янин, А. И. Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения / А. И. Янин // СибНИИНП. - Тюмень. -1990. - Том 1.

104 EspWatcher. A service for remote real-time surveillance and control electrical submersible pump systems.

105 Ifeachor, E. C. Digital Signal Processing [Text]: A Practical Approach / E. C. Ifeachor, B. W. Jervis / Upper Saddle River: Prentice Hall, 2002. - 934 p.

106 Mubarak, S. Опыт Саудовской Аравии: анализ «интеллектуальных» скважин / S. Mubarak, N. Dawood, S. Salamy // Нефтегазовые технологии. -2010. - №12. - С. 20-23.

107 Shneiderman, B. Tree visualization with Tree-maps: A 2-d spacefilling approach / В. Shneiderman // ACM Transactionon graphics,1992. - Vol. 11. - № 1. - P. 92-99.

108 Walker T. Underbalanced complations improve well safety and productivity / T . Walker, M. Hopemann // World Oil. - 1995. - XI. - Vol 216. -№11. Р. 35-38.

109 Weatherford. LOWIS™ Life of Well Information Software.

110 Zdolnik, S. Real Time Optimisation Approach for 15,000 ESP Wells / S. Zdolnik, A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov // SPE 112236, 2008.