Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах

Диссертация: Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Методы исследования. Поставленные задачи решались с применением знаний в области метрологического анализа методов и средств измерений параметров пластов горных пород, пересеченных скважиной, системного подхода, макетирования и разработок технических, методических и программных средств. На этапах построения семейства градуировочных характеристик сква-жинной геофизической аппаратуры использовались… Читать ещё >

Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СКВАЖИННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ, СКВАЖИННОЙ 15 АППАРАТУРЫ И СОСТОЯНИЯ ЕЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
    • 1. 1. Анализ особенностей скважинных измерений
    • 1. 2. Неоднородность сред и новый класс метрологических задач
    • 1. 3. Анализ типовых пространственных моделей пласта и скважины
    • 1. 4. Особенности скважинной геофизической аппаратуры
    • 1. 5. Состояние метрологического обеспечения скважинной геофизи- 24 ческой аппаратуры
    • 1. 6. Состояние системы передачи размеров единиц геофизических па- 31 раметров
    • 1. 7. Состояние метрологического обеспечения МВИ геофизических 34 параметров пластов и скважины
    • 1. 8. Состояние контроля качества геофизических работ
    • 1. 9. Результаты и
  • выводы. Постановка задач исследований
  • 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ПАРА- 40 МЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
    • 2. 1. Неоднородность исследуемой среды — основная особенность сква- 40 жинных измерений
    • 2. 2. Уточнение определения понятия «Кажущееся значение парамет- 41 ра»
    • 2. 3. Анализ источников методических погрешностей измерений пара- 43 метров пластов и скважин
    • 2. 4. Способ определения методических составляющих погрешности 45 измерений параметров пластов и скважин
    • 2. 5. Моделирование методических составляющих погрешности изме- 48 рений УЭС пластов, пересеченных скважиной
    • 2. 6. Особенности установления ограничений применимости методик 62 скважинных измерений параметров пластов
    • 2. 7. Метрологические аспекты повышения показателей качества изме- 67 рений параметров пластов и скважин
    • 2. 8. Результаты и
  • выводы
  • 3. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ 71 ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
    • 3. 1. Анализ источников инструментальной погрешности скважинных 71 измерений
    • 3. 2. Нормируемые характеристики основной и дополнительной по- 76 грешности скважинной аппаратуры
    • 3. 3. Методика расчета погрешности скважинной аппаратуры в реаль- 78 ных условиях ее применения по НМХ ее составных частей
    • 3. 4. Примеры оценки границ возможной инструментальной погреш- 81 ности измерений параметров пластов и скважин в разных геолого-технических условиях
    • 3. 5. Методика оценки границ инструментальной погрешности измере- 84 ний параметров пластов при использовании способа последовательной коррекции влияний
    • 3. 6. Результаты и
  • выводы
  • 4. ЭТАЛОНЫ ЕДИНИЦ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ 89 ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
    • 4. 1. Общая характеристика эталонов, воспроизводящих единицы па- 89 раметров нефтегазовых пластов и скважин
    • 4. 2. Эталоны единиц электрических параметров пластов
    • 4. 3. Эталоны, воспроизводящие единицы акустических параметров 96 пластов
    • 4. 4. Эталоны, воспроизводящие единицы коэффициента общей порис- 101 тости и плотности пластов
    • 4. 5. Эталоны единиц толщины стенки труб и плотности вещества в за- 119 трубном пространстве
    • 4. 6. Эталоны, воспроизводящие единицы параметров структуры 128 «пласт-цемент-колонна»
    • 4. 7. Калибровочные схемы для скважинной аппаратуры
    • 4. 8. Результаты и
  • выводы
  • 5. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ГРАДУИРОВКИ И КАЛИБРОВКИ 133 СКВАЖИННОЙ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ
    • 5. 1. Основные методические особенности градуировки и калибровки 133 скважинной геофизической аппаратуры
    • 5. 2. Обоснование и выбор показателей достоверности и качества ка- 135 либровки скважинной аппаратуры
    • 5. 3. Критерии необходимости переградуирования скважинной аппара- 140 туры с индивидуальной функцией преобразования
    • 5. 4. Две технологии МО скважинной аппаратуры
    • 5. 5. Обоснование и разработка общих требований к программно- 143 управляемому комплексу калибровочного оборудования для ГИС
    • 5. 6. Градуировка и калибровка аппаратуры стационарного нейтронно- 147 го каротажа
    • 5. 7. Градуировка и калибровка аппаратуры интегрального гамма- 152 каротажа
    • 5. 8. Градуировка и калибровка аппаратуры СГДТ-НВ
    • 5. 9. Градуировка и калибровка скважинных инклинометров, наверно- 155 меров и профилемеров
    • 5. 10. Особенности градуировки и калибровки скважинных термометров 158 и манометров
    • 5. 11. Градуировка и калибровка расходомеров (дебитомеров) и влаго- 161 меров нефти
    • 5. 12. Градуировка и калибровка скважинных резистивиметров и гамма- 164 плотномеров
    • 5. 13. Особенности градуировки (разметки) геофизического кабеля
    • 5. 14. Результаты и
  • выводы
  • 6. РЕАЛИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕС- 170 ПЕЧЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
    • 6. 1. Организационная структура метрологической службы ГИС
    • 6. 2. Хранение и содержание эталонов геолого-геофизических пара- 173 метров в Центре метрологических исследований
    • 6. 3. Метрологическая аттестация калибровочного оборудования на 174 геофизических предприятиях
    • 6. 4. Экономические аспекты МО ГИС
    • 6. 5. Результаты и
  • выводы
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Актуальность проблемы. Результаты геофизических исследований в скважинах (ГИС) используются при поисках, разведке и контроле разработки нефтегазовых месторождений, а также при решении множества других геологических и технических задач [46, 50, 160]. К ним относятся оценка запасов разведанных месторождений и последующее их уточнение, управление процессом разработки путем создания геологических и гидродинамических моделей, изучение состояния выработки продуктивных пластов и технического состояния нефтегазовых скважин, мониторинг разработки месторождений и многое другое [1, 14, 28, 48, 136, 173, 174]. Научно-обоснованное и эффективное решение перечисленных задач зависит от качества и достоверности информации о параметрах пластов и скважин, получаемых преимущественно путем геофизических исследований [44, 45, 54, 75, 160].

При проведении ГИС специалисты решают два класса задач — измерительные (определение параметров) и классификационные (разделение объектов на классы). Как правило, решение классификационных задач с показателями достоверности базируется на предварительном решении ряда измерительных задач с показателями точности [54, 83, 89].

Единство измерений и требуемые показатели точности и достоверности измерительной информации о пластах обеспечивает метрологическая служба (МС) геофизических исследований в скважинах [51, 68, 115, 175]. Конечной целью деятельности МС ГИС является достижение такого состояния скважинных измерений, при котором для каждого результата выполненных измерений параметров пластов и скважин можно обоснованно указать доверительные границы погрешности [92, 99, 109].

В новых экономических условиях требуется дальнейшее совершенствование и развитие всей системы метрологического обеспечения (МО) ГИС с учетом требований законов России «О недрах», «О техническом регулировании» и «Об обеспечении единства измерений». В соответствии с требованиями международной организации по стандартизации (ИСО) и международной организации законодательной метрологии (МОЗМ) при выполнении любых измерений необходимо указывать прослеживаемость происхождения единицы физической величины [78]. Кроме того, сертификация геофизической аппаратуры также невозможна без научно-обоснованных методов и средств ее метрологического обеспечения [67, 96, 185, 186] (см. приложение 8).

Цель работы. Обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Основные задачи диссертационной работы.

1. Исследование нового класса метрологических задач, связанных с измерениями параметров неоднородных горных пород, пересеченных скважиной.

2. Обоснование и разработка способа определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды, с целью определения границ применимости методик выполнения измерений (МВИ) этих параметров в процессе их метрологической аттестации.

3. Исследования инструментальной составляющей погрешности скважин-ных измерений в реальных условиях применения геофизической аппаратуры.

4. Обоснование, создание и экспериментальные исследования комплекса новых эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, и комплекса эталонных моделей обсаженных скважин для воспроизведения единиц параметров, отражающих герметичность колонны и зацементированного затрубного пространства скважин на нефтегазовых месторождениях. Создание системы передачи размеров этих единиц скважинной геофизической аппаратуре гамма-акустического контроля цементирования нефтегазовых скважин.

5. Совершенствование комплекса методик градуировки и калибровки индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры (СГА) с оценкой показателей достоверности и качества калибровки для принятия обоснованного решения о необходимости ее переградуирования в случае изменения параметров ее функции преобразования во времени.

6. Создание комплекса новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, термометров, манометров, расходомеров, влагомеров нефти, резистивиметров и плотномеров жидкости, позволяющих повысить показатели точности этой аппаратуры, качество ее метрологического контроля и устранить субъективные погрешности измерений в процессе её градуировки и калибровки.

7. Реализация в рамках Российской системы калибровки передачи единиц измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин от государственных и специальных отраслевых эталонов рабочей геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, обеспечивая гарантию просле-живаемости происхождения единиц измеряемых параметров.

Методы исследования. Поставленные задачи решались с применением знаний в области метрологического анализа методов и средств измерений параметров пластов горных пород, пересеченных скважиной, системного подхода, макетирования и разработок технических, методических и программных средств. На этапах построения семейства градуировочных характеристик сква-жинной геофизической аппаратуры использовались методы функционального и статистического анализа. При экспериментальных исследованиях эталонных моделей пластов и скважин и калибровочных установок применены методы статистической обработки результатов измерений. Исследования методических составляющих погрешности измерений параметров пластов выполнены методами математического моделирования.

Научная новизна.

1. Впервые выделен класс метрологических задач, связанных с измерениями параметров структурных зон неоднородных сред применительно к нефтегазовым пластам и скважинам. Выполнено обоснование и уточнено определение понятия «кажущееся значение измеряемого параметра» при измерении параметров структурных зон неоднородных сред, зависящее от взаимного расположения чувствительных элементов (источников и приемников физического поля) зонда относительно структурных зон среды (границ пластов и скважины).

2. Впервые обоснован и разработан способ определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважин, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды. Выполнена классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважин методами ГИС.

3. Впервые обоснована и разработана методика, позволяющая расчетным путем определять доверительные границы инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным или оцененным метрологическим характеристикам скважинной и наземной составных частей геофизической аппаратуры.

4. Впервые обоснован и применен показатель достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры, названный «степенью годности». Получена формула для вычисления степени годности аппаратуры в процессе её калибровки. На основе вычисляемой степени годности аппаратуры установлены критерии для принятия решения о необходимости её переградуирования по результатам калибровки.

5. Впервые обоснована и разработана технология метрологического контроля индивидуально-градуируемой аппаратуры нейтронного и плотностного гамма-гамма-каротажа в условиях геофизического предприятия, основанная на использовании эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, для ее периодической градуировки и контроля стабильности ее градуиро-вочной характеристики с использованием имитаторов пористости и плотности.

6. Созданы новые стандартные образцы (СО) водонасыщенной, нефтенасы-щенной и газонасыщенной пористости и плотности песчаных (кварцитовых), кальцитовых и доломитовых пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра, повышенной точностиСО удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости в виде цилиндрических емкостей, заполненных водным раствором хлористого натрияплотности вещества в затрубном пространстве и толщины стенки труб для аппаратуры.

СГДТ и ЦМ, а также эталонные модели обсаженных скважин, воспроизводящие параметры бездефектного цементирования и типовых дефектов цементирования скважин «канал» и «зазор».

Основные защищаемые положения.

1. Научно-методические основы системы метрологического обеспечения технологий ГИС при разработке нефтегазовых месторождений, контроле технического состояния скважин и новая технология применения стандартных образцов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, непосредственно на геофизических предприятиях, что позволяет обеспечить заданные показатели точности основных измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин.

2. Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважин, обусловленных неадекватностью принятой типовой и реальной структуры среды, позволяющий методами математического моделирования кажущихся значений параметров неоднородной среды устанавливать границы применимости МВИ этих параметров в процессе их метрологической аттестации.

3. Методика расчета доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров пластов и скважин в рабочих условиях ее применения, что позволяет сервисным геофизическим компаниям оценивать погрешности выполненных измерений параметров при условии выполнения ограничений применимости МВИ этих параметров.

4. Автоматизированная технология метрологических исследований сква-жинной геофизической аппаратуры на основе комплекса новых программно-управляемых эталонных установок с анализом показателей достоверности и качества процесса калибровки для принятия обоснованного решения о годности или необходимости переградуирования или необходимости отбраковки индивидуально-градуируемой геофизической аппаратуры.

5. Реализация системы воспроизведения и передачи размеров единиц параметров пластов и скважин от исходных эталонов к рабочей скважинной геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, что позволяет обеспечить единство и требуемые показатели точности скважин-ных измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин.

Практическая ценность и реализация работы. В результате проведенных исследований разработан и внедрен научно-обоснованный комплекс методик, технических средств и нормативной документации для обеспечения единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Нормативные документы (Стандарты СЭВ, ГОСТы, ОСТы, РД, МУ, ТПр), определяющие методические, технические и организационные основы метрологического обеспечения ГИС, были введены в действие постановлениями исполкома СЭВ, Госстандарта СССР, приказами Миннефтепрома СССР и Мингео СССР. Стандартизация в области метрологического обеспечения ГИС позволила повысить точность измерений параметров пластов и скважин.

Стандартные образцы свойств и состава горных пород в виде эталонных моделей пластов (монолитных блоков горных пород, насыпных моделей для AK, НК, ГГК и электролитических моделей для ЭК) были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов СССР и России. Эти СО были использованы в практике научных и производственных геофизических организаций России, Белоруссии и Узбекистана.

На основе результатов работ по теме диссертации был создан в 1980 г. и эффективно работал до 1999 г. метрологический центр ВНИИнефтепромгеофи-зики. С 1981 по 1991 годы этот Центр выполнял функции Головного метрологического центра стран-членов СЭВ (Болгария, Венгрия, ГДР, Польша, СССР, Чехословакия) в области нефтепромысловой геофизики. На его основе создано и успешно функционирует самостоятельное Государственное унитарное предприятие Центр метрологических исследований «Урал-Гео».

Результаты исследований положены в основу пяти учебных пособий для студентов геофизических специальностей на кафедре ГИС Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина и на кафедре reoфизики Уфимского государственного нефтяного технического университета. Начиная с 1979 г., результаты исследований использовались при обучении ведомственных поверителей скважинной геофизической аппаратуры при ВНИИ-нефтепромгеофизике. На базе выполненных исследований в 2005 г. автором обновлены учебные пособия для курсов калибровщиков скважинной геофизической аппаратуры при Учебном центре ОАО НПФ «Геофизика» и ГУП ЦМИ «Урал-Гео».

Стандартные образцы свойств и состава горных пород, пересеченных скважиной (модели пластов), функционируют в ГУП ЦМИ «Урал-Гео» и поставлены тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Ко-галымнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «Оренбурггеофизи-ка», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Нижневартов-скнефтегеофизика», АК «Алроса», НК «Беларуснефть», геофизическим компаниям Узбекистана.

Калибровочные установки поставлены в ОАО НПП «ВНИИГИС», ОАО НПФ «Геофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Самара-нефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнеф-тегеофизика», тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» и другим предприятиям.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на: Международном симпозиуме СЭВ «ГИС в сверхглубоких скважинах» (г. Солнок, Венгрия, 1985 г.) — Первой и Второй Всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово-геофизических работ» (г. Уфа, 1987 и 1989 годы) — Семинаре компании Шлюм-берже «Метрологическое обеспечение ГИС» (г. Париж, Франция, 1992 г.) — Международной научно-практической конференции «Метрология геофизических исследований» (г. Уфа, 2000 г.) — Первом, втором, третьем и четвертом Международном Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (г.

Уфа в 2000 — 2004 г. г., Шанхай в 2002 г., г. Санья в 2006 г.) — Шестой Международной конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001 г.) — Шестой международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2003 г.) — Международном научном симпозиуме «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» (г. Уфа, с 2001 по 2007 годы) — V съезде геологов России (г. Москва, 2003 г.). Они рассмотрены на научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ОАО НЛП «ВНИИГИС», НПЦ «Тверьгео-физика», ВНИИМС, Тресте «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофи-зика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз-геофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», ОАО «Тюменьпромгеофизика», на предприятии «Севергазгеофизика» ОАО «Газпромгеофизика».

Публикации. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя, изложенные в 73 научных публикациях. Из них — 29 публикаций в изданиях, рекомендованных ВАК для соискателей ученой степени доктора технических наук, включающих 12 статей и 17 изобретений, 6 из которых защищены патентами РФ, а также 6 монографий (в соавторстве) и 19 нормативных документов.

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 196 страниц текста. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные начиная с 1973 года лично автором или под его руководством в ОАО НПФ «Геофизика» (до 1992 г. — ВНИИнефтепромгеофизика) при поддержке.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

На основании выполненных автором исследований получены следующие результаты:

1. Обобщены известные и созданы новые элементы метрологических основ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин для обеспечения их единства и требуемой точности. Подготовлены условия для достижения такого состояния скважинных измерений в отечественной геофизике, когда для каждого измеренного значения параметра пласта и скважины можно указывать доверительные границы погрешности.

2. Обоснована необходимость и создан способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины для установления ограничений применимости МВИ этих параметров в процессе их стандартизации и аттестации на геофизических предприятиях. Исследован новый класс метрологических задач, связанных с измерениями параметров структурных зон неоднородных сред (пласта, зоны проникновения, промытой зоны, скважины, цементного кольца, колонны и др.) и дано новое определение понятию «кажущееся значение параметра» применительно к скважинным измерениям.

3. Обоснован необходимый и достаточный комплекс нормируемых метрологических характеристик применительно к каждому измерительному каналу скважинной геофизической аппаратуры. Разработана методика расчета доверительных границ инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений в реальных условиях ее применения по нормированным метрологическим характеристикам скважинной и наземной составных частей СГА.

4. Усовершенствована и реализована на практике новая система передачи размеров единиц измеряемых параметров пластов и скважины с применением физических моделей пластов и скважины, построенных непосредственно на производственных геофизических предприятиях.

5. Обоснован, создан и исследован комплекс новых эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, для аппаратуры НК и ГГК, применяемой на нефтегазовых месторождениях. Комплекс эталонов позволяет строить индивидуальные градуировочные характеристики скважинной геофизической аппаратуры для разных геолого-технических условий. Создана методика контроля стабильности этих первичных и вторичных эталонов во времени с использованием зондов-компараторов. Организован серийный выпуск вторичных эталонов пористости и плотности для производственных предприятий.

6. Обоснован, создан и исследован комплекс эталонных моделей обсаженных скважин для воспроизведения единиц параметров, отражающих герметичность колонны и зацементированного затрубного пространства на нефтегазовых месторождениях, а также создана система передачи размеров этих единиц скважинной геофизической аппаратуре гамма-акустического контроля цементирования нефтегазовых скважин на основе калибровочных схем.

7. Разработан и организован для геофизических предприятий серийный выпуск комплекса новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, термометров, манометров, расходомеров, влагомеров нефти, индукционных резистивиметров и плотномеров жидкости. Их внедрение обеспечило высокое качество метрологического контроля указанной аппаратуры за счет исключения субъективных погрешностей измерений, применения современных микропроцессорных технологий и средств измерений, а также за счет использования обоснованных критериев оценки достоверности калибровочных работ.

Дальнейшим продолжением работ по метрологическому обеспечению ГИС является обеспечение коррекции систематических погрешностей аппаратуры НК, обусловленной доломитизацией и глинистостью коллекторов. Требуется совершенствование методики коррекция погрешностей аппаратуры СГДТ и ЦМ, обусловленных влиянием плотности горных пород и эксцентриситетом обсадной колонны, а также плотности жидкости внутри колонны. Создание метрологической модели скважины, воспроизводящей параметры трехкомпо-нентной смеси (вода, нефть, газ), позволит строить семейства градуировочных характеристик для скважинных расходомеров и влагомеров в широком диапазоне внешних условий, а также совершенствовать аппаратуру контроля разработки нефтегазовых месторождений. Требуется развитие систем метрологического обеспечения геолого-технологических и петрофизических исследований. Необходима реализация российской программы стандартизации в области геофизических работ, включая актуальные вопросы стандартизации ее метрологического обеспечения и испытаний.

Требуется сформировать перечень необходимых МВИ параметров пластов и скважин и приступить к их подробному стандартному описанию и последовательной метрологической аттестации.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.И., Свихнушин Н. М. Методы излучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.- 216с.
  2. Альбом теоретических кривых электрического каротажа скважин. М.: Недра, 1964.-36с.
  3. Л.М. Обобщение теории каротажа сопротивлений // Изв. Вузов, Геология и разведка.- 1968.- № 9.- С.104−109.
  4. С.С., Голубь Б. И. Общая теория измерений: Учебное пособие/ Под редакцией академика РАН H.H. Евтихиева.- М.: Горячая линия-Телеком.-2007.- 176с.
  5. Р.Т., Кнеллер Л. Е. Интерпретация данных электрокаротажа с учетом радиальной неоднородности зоны проникновения// Экспресс- информация ВИЭМС, сер. 9 «Региональная, разведочная и промысловая геофизика», вып.26.- 1978.- С.8−18.
  6. A.c. СССР № 813 349 Устройство для градуировки и поверки аппаратуры акустического каротажа/ М. А. Сулейманов, В. М. Лобанков, П. А. Прямов, Г. А. Калистратов// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 10.-1981.
  7. A.c. СССР № 890 318 Поверочно-калибровочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ М. А. Сулейманов, Т. А. Чернышева, П. А. Прямов, Д. И. Ермолаев, В.М. Лобанков//М.-ВНИИГПЭ, БИ№ 46.-1981.
  8. A.c. СССР № 934 420 Устройство для контроля аппаратуры электрического каротажа/ В. М. Лобанков, С. И. Дембицкий, В.Г. Дворецкий// М.-ВНИИГПЭ, БИ№ 21.-1982.
  9. A.c. СССР № 1 059 156 Способ исследования скважины/ Д. А. Бернштейн,
  10. И.Н. Барский, В. В. Труфанов, С. Ф. Михайлов, В. М. Лобанков, Л.Н. Котельников// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 45.-1983.
  11. А.С. СССР № 1 208 211 Устройство для измерения глубины при каротаже скважины/ С. Ф. Михайлов, Д. А. Бернштейн, В. М. Лобанков, В.А. Кашапов// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 4.-1986.
  12. Я.Н., Новгородов В. А., Петерсилье В. И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным.- М.: Недра, 1987.-160с.
  13. П.М., Дахнов В. Н., Нейман Е. А. Электромоделирование задач промысловой геофизики// Нефтяное хозяйство.- 1953.- № 7.- С.33−38.
  14. C.B. Моделирование параметров волнового поля при акустическом каротаже для оценки качества цементирования нефтяных и газовых скважин: Автореф.дисс.канд.техн.наук:25.00.16.-Пермь: Горный институт УрО PAH.-2004.-24c.
  15. A.M. Метрологическое обеспечение радиоактивного и акустического каротажа нефтегазовых скважин. Автореф. дис. в виде научного доклада на соиск.уч.степ. докт.техн.наук. Тверь, 1992.-40с.
  16. A.M., Калистратов Г. А., Гулин Ю. А., Лобанков В. М. Состояние и перспективы развития метрологического обеспечения аппаратуры нейтронного каротажа// Сб. «Геофизическая аппаратура», вып. 77.- М.-1983.-С.122−128.
  17. Д. А., Петров В. В. Точность измерительных устройств. М.: Машиностроение, 1976.-312с.
  18. Э.М., Куликовский К. Л. Новые методы автоматической коррекции метрологических характеристик измерительных систем// Приборы и системы управления.- 1973.- № 7.- С. 11−14.
  19. Г. Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводоносных пластов методом конечных разностей.- М.: Гостоп-техиздат, 1963.-216с.
  20. В. Я., Розенберг В. Я., Рубичев Н. А. Влияние на точность измерения несоответствия исследуемого объекта приписываемой ему модели// Измерительная техника.- 1979.- № 7.- С. 18−20.
  21. Вычислительная математика и техника в разведочной геофизике/ Справочник геофизика. Под ред. В. И. Дмитриева.- М.: Недра, 1982.-222с.
  22. З.Г. Совершенствование метрологического обеспечения инкли-нометрии нефтегазовых скважин. Автореф.дисс.канд.техн.наук:25.00.10. Уфа: НПФ «Геофизика». -2006.-24с.
  23. . Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования: Пер. с англ.- М.: Недра, — 1979.- 303с.
  24. ГОСТ 8.009−72 ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.
  25. ГОСТ 8.010−72 ГСИ. Общие требования к стандартизации и аттестации методик выполнения измерений.
  26. ГОСТ 16 263–70. Метрология. Термины и определения.
  27. ГОСТ 22 609–77. Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения.
  28. ГОСТ 24 825–81 Инклинометры. Методы испытаний.
  29. ГОСТ 22 868–77. Растворы удельной электрической проводимости стандартные. Технические требования и методы испытаний.
  30. ГОСТ 26 116–84 Аппаратура геофизическая скважинная. Общие технические условия.
  31. ГОСТ 8.447−81 Инклинометры. Методы и средства поверки.
  32. М.С., Филановский Б. К. Контактная кондуктометрия. Теория и практика метода.-Л.: Химия, 1980.- 176с.
  33. ЗБ.Гюйс Г. Условия применимости различных зондов при электрических исследованиях скважин //Промысловая геофизика / М.: Гостоптехиздат, 1959.-С.93−106.
  34. Д.С. Высокочастотные электромагнитные методы исследования скважин.- М.: Недра, 1974.- 191с.
  35. В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. Учебник для Вузов.- Изд. 2-е перераб.- М.: Недра, 1981.- 344с.
  36. В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Ученик для Вузов.- Изд. 2-е.- М.: Недра, 1982.- 448с.
  37. В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород.- М.: Недра, 1975.- 344с.
  38. Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин: Пер. с франц.- Под. ред. В. Н. Дахнова.- М.: Недра, 1972.- 288с.
  39. С.И. Геологическая эффективность и перспективные направления повышения информативности промыслово-геофизических исследований бурящихся нефтяных скважин. Автореф.дисс.докт.техн.наук:04.00.12. М.: МИНГ им. И. М. Губкина.-!989.-46с.
  40. С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. — М.: Недра, 1991. 204с.
  41. Деч В.Н., Кноринг Л. Д. Нетрадиционные методы комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизических наблюдений в разрезах скважин.- Л.: Недра, 1978.- 192с.
  42. Л.Ф., Акбашев Ф. С., Файнштейн В. М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтеносных пластов.- М.: Недра, 1980.- 213с.
  43. Л.Ф., Шурупов Ю. В., Азаматов В.И.и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата.—М.: Недра, 1981.-380 с.
  44. Е.Ф. Обработка результатов измерений.- М.: Издательство стандартов, 1973.- 187с.
  45. Д.И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин.- М.: Недра, 1977.- 432с.
  46. В.Т., Масютина М. С. Методы решения прямых и обратных задач электрокаротажа.-М.: Наука, 1983.- 143с.
  47. В.М., ЛимбергЮ.А. Геофизические исследования коллекторов сложного строения. М.: Недра, 1981.- 208с.
  48. В.Г. Автоматическая интерпретация результатов каротажа скважин.- М.: Недра, 1978.- 389с.
  49. С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.-389с.
  50. С.С., Дакхильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах.-М.: Недра, 1982.-351с.
  51. Г. Н., Мендельштам С. М. Введение в информационную теорию измерений. М.: Энергия, 1974.- 375с.
  52. А.Б., Гуськов О. И., Шиманский А. А. Математическое моделирование в геологии и разведке полезных ископаемых. Учебное пособие.- М.: Недра, 1979.- 168с.
  53. Г. А. Система метрологического обеспечения средств измерений для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Авто-реф.дисс.докт.техн.наук:04.00.12. М.: ВНИИГеосистем.-1992.-60с.
  54. Кауфман А, А, Введение в теорию геофизических методов. Часть 1. Гравитационные, электрические и магнитные поля. Пер. с англ.- Ред. Пер. М.Н. Бер-дичевский.-М.: Недра. 1997.-520с.
  55. Л.Е. Определение удельного электрического сопротивления горных пород по данным электрокаротажа на ЭВМ// Сб. Нефтегазовая геология и геофизика. 1981.- № 9.- С.26−30.
  56. А.Л. Решение задач электрометрии скважин на ЭВМ.- К.: Наук. Думка, 1977.- 145с.
  57. С.Г. Каротаж по методу сопротивлений. Интерпретация.- М.-Л.: Гостехиздат, 1950.- 229с.
  58. С.Г. Кажущиеся удельные сопротивления пластов конечной мощности и высокого удельного сопротивления. Прикладная геофизика.- М.: Гостехиздат, 1945.- С.96−114.
  59. А.П., Шестопалов Е. В. Основы физического эксперимента и математическая обработка результатов измерений. Учебник для техникумов. -М.: Атомиздат, 1977.- 220с.
  60. A.B. Об ошибках при подсчете запасов нефти и газа объемным методом// Оценка точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965.- 587с.
  61. О.Н. Основы геоэлектрики. Л.: Недра, 1965.- 587с.
  62. H.H. Аппаратура геофизических исследований скважин: Учеб. Для вузов М.: Недра, 1991 — 384с.
  63. В.А., Исаев Л. К., Шайко И. А. Метрология. М.: ФГУП «Стандар-тинформ», 2005.-300с.
  64. В.П. Метрологические характеристики измерительных систем.-М.: Машиностроение, 1979.- 56с.
  65. А.Е. Решение задачи теории электрического каротажа в случае смещения источников поля с оси скважин // Прикладная геофизика, вып. 32.1962.- С.122−131.81 .Купершмидт Я. А. Точность телеизмерений.- М.: Энергия, 1978.- 168с.
  66. М.Г., Вендельштейн Б. Ю., Тузов В. П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1975.- 272с.
  67. М.Г., Дьяконова Т. Ф. Способ статистической обработки и контроля качества промыслово-геофизических данных по месторождениям нефти и газа. Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. — М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1978.- 43с.
  68. Г. С. Методы обработки разнотипных экспериментальных данных. -Новосибирск: Наука, 1981.- 160с.
  69. В. М. Аттестация методик выполнения измерений параметров нефтегазовых залежей//Метрологическая служба СССР.-1983.-Вып. 12.-С. 1621.
  70. В.М. Инструментальные погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007,-Август, М.-ВНИИОЭНГ.-С. 18−22.
  71. В.М. К вопросу определения методических погрешностей измерений удельного электрического сопротивления пластов горных пород.- М. 1983.-7с.-Деп. в ВНИИОЭНГ.-нг В83- № 1052.
  72. Лобанков В. М Методическое погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Сентябрь, М.-ВНИИОЭНГ.-С. 11−15.
  73. Лобанков В. М Метрологический анализ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Геофизика.-2002.-№ 3.-С.73−77.
  74. В.М. Метрологические аспекты повышения эффективности исследований нефтегазовых коллекторов// В кн: Исследование коллекторов сложного строения, техника и методика.- Труды ВНИИнефтепромгеофизики.-Вып. 12.-Уфа.-1982.-С125−132.
  75. В.М. Метрологическое обеспечение скважинных измерений// Геофизика.- 2000.-спец. выпуск.-С.50−55.
  76. В.М. Метрологическое обеспечение ГИС новые перспективы// Сборник тезисов докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности».- Уфа.- 2003.- С. 169−170.
  77. В.М. Метрологические основы метрологической экспертизы и аттестации МВИ параметров пластов// Тезисы докладов второй всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промы-слово-геофизических работ.-У фа.-1989.-С21 -23.
  78. В.М. Моделирование измерений удельного электрического сопротивления пластов горной породы и их методические погрешности// Метрология- 1981.-№ 12.-С.42−46.
  79. Лобанков В. М Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1996.-№ 4.-С.41−43.
  80. В.М. Технология автоматизированной градуировки и калибровки скважинной геофизической аппаратуры// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Ноябрь.-ВНИИОЭНГ.-С.43−47.
  81. В.М., Александров С. С. Основы метрологического обеспечения скважинной геофизической аппаратуры// Методические указания для студентов специальности 0802.02.-Уфа, — УНИ.-1989.-37с.
  82. В.М., Гарейшин З. Г., Подковыров A.B. Метрологическое обеспечение инклинометрии и глубинометрии нефтегазовых скважин// Бурение и нефть.- 2005.-Июль-август.-С.26−27.
  83. В.М., Гарейшин З. Г., Святохин В. Д. и др. Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий// Научн. симпозиум „Высокие технологии в промысловой геофизике“.- Уфа.- 2004.- С.56−57
  84. В.М., Гарейшин З. Г., Святохин В. Д. и др. Оборудование для метрологического обеспечения ГИС и ГТИ// Тезисы докладов научной конференции „Информационные технологии в нефтегазовом сервисе“. -Уфа.- 2006.- С.12−14.
  85. В.М., Калистратов Г. А. Метрологическое обеспечение геофизических средств измерений. Уфа.- 1981.- 64с.
  86. В.М., Хакимов Ф. Ф., Филин Н. И. и др. Установка УПЭК-I для градуировки и поверки аппаратуры электрического каротажа.- Уфа.-1980-Вып. 10, — С. 174−179.- (Тр. ВНИИнефтепромгеофизика).
  87. В.М., Святохин В.Д Система обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Научно-технический вестник „Каротажник“.-2005 .-№ 10−11 .-С. 199−206.
  88. В.М., Святохин В. Д. Эталонные модели пластов и скважин для нефтепромысловой геофизики//Нефтегазовое дело.- Том 5.- № 2.-2007.-УГНТУ.-С.71−76.
  89. В. М., Хакимов Ф. Ф., Филин Н. И. и др. Установка УПЭК-I для градуировки и поверки аппаратуры электрического каротажа// Труды ВНИИнефтепромгеофизики, вып 10.- Уфа.-1980 С.174−179.
  90. В.М., Широков В. Н. Методические указания по метрологическому обеспечению промыслово-геофизической аппаратуры//М.: Изд. МИНГ им. И. М. Губкина.- 1987.- 55с.
  91. .Р., Чечин Г. М., Попов В. В. Численное решение прямой, задачи метода кажущихся сопротивлений для плоскослоистой среды при наблюдениях в скважине/ Изв. АН СССР, сер. Физика земли, 1979.-№ 5.-С.51−56.
  92. Методический материал по применению ГОСТ 8.009−72, ГСИ Нормируемые метрологические характеристики средств измерений. М.: Издательство стандартов, 1975.- 80с.
  93. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин// Блюменцев A.M., Калистратов Г. А., Лобанков В. М., Цирульников В.П.-М.: Недра, 1991.-266с.
  94. Метрологическое обеспечение производства: конспект лекций / Под ред. А. А. Тупиченкова. М.: Изд-во стандартов, 1982.- 248с.
  95. МИ 1062−85 ГСИ. Влагомеры горных пород нейтронные скважинные. Методика поверки.-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.-17с.
  96. МИ 1550−86 ГСИ. Гамма-плотномеры горных пород скважинные. Методика поверки.-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.-16с.
  97. С.А. Управление качеством геофизических исследований скважин.- М.: Недра.-1988.-124с.
  98. Миф Н. П. Вопросы нормирования надежности и метрологических характеристик измерительных устройств// Измерительная техника.-1968.-№ 4.-С.5−8.
  99. Миф Н. П. Оценка погрешности при помощи моделирования на ЭВМ// Измерительная техника.-1969.-№ 4.-С.8−9.
  100. A.C., Рапопорт М. Б. Измерительно-вычислительные комплексы для геофизических иследований. М.: Недра, 1981.- 310с.
  101. МУ 39−09−056−81. Методика расчета метрологических характеристик геофизических измерительных систем.- Уфа.: ВНИИнефтепромгеофизика.-1982.
  102. МУ 39−09−076−83. Параметры, принимаемые в качестве измеряемых величин при промыслово-геофизических исследованиях.- Уфа.: ВНИИнефте-промгеофизика, 1983.
  103. МУ 39−09−077−83. Типовая методика определения методической погрешности измерений параметров пластов горных пород.- Уфа, ВНИИ нефте-промгеофизика, 1983.
  104. МУ 39−09−078−83. Методика определения методической погрешности скважинных измерений удельного электрического сопротивления пластов горных пород методом бокового градиент-зондирования.- Уфа, ВНИИнеф-тепромгеофизика, 1983.
  105. Нейман Е. А. Конструкция моделей пластов заданного удельного электрического сопротивления для моделирования задач электрометрии скважин
  106. Е.А. Палетки для трехэлектродных потенциал-зондов и пластов ограниченной мощности.- Труды МИНХ и ГП, вып. 41, — М.: Гостехиздат, 1963.- С. 128−159.
  107. О.Н., Фомин А. Ф. Основы теории и расчета информационно-измерительных систем.- М.: Машиностроение, 1980.- 280с.
  108. ОСТ 39−083−79 Аппаратура промыслово-геофизическая. Основные параметры и размеры. М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.
  109. ОСТ 39−100−80 Аппаратура промыслово-геофизическая. Общие технические условия. М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1980.
  110. ОСТ 39.150−83. Аппаратура геофизическая скважинная. Нормируемые метрологические характеристики.- М.:Изд. Миннефтепрома СССР.-1983.
  111. ОСТ 39−189−85 Аппаратура геофизическая скважинная для исследования бурящихся скважин. Виды, основные параметры и размеры. Базовые значения показателей качества.- М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1985.
  112. ОСТ 39−100−80 Аппаратура геофизическая скважинная. Общие технические условия. М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1980.
  113. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. A.c. № 827 764 СССР. Устройство для контроля скважинной аппаратуры/ В. М. Лобанков, С.И. Дембиц-кий, В .А. Кашапов// М.-ВНИИГПЭ, БИ№ 17.-1981.
  114. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата/ Дементьев Л. Ф., Шурупов Ю. В., Азаматов В. И. и др.- М.: Недра, 1981.- 380с.
  115. Л.И., Санто К. Л., Чаадаев Е. В. Решение прямой задачи для зондов БКЗ с реальными размерами электродов// Сб.: Прикладная геофизика, вып. 97.- М.: Недра, 1980, С. 209−215.
  116. Палетки бокового каротажного зондирования и методика их применения// Под ред. Л. М. Альпина.- М.: Гостехиздат, 1958.- 44с.
  117. Патент РФ № 2 215 998 Автоматизированная установка для калибровки термометров и манометров/ В. М. Лобанков, З. Г. Гарейшин / Открытия. Изобретения 2003. № 31.
  118. Патент РФ№ 2 231 810 Автоматизированная установка для калибровки приборов гамма-каротажа/ З. Г. Гарейшин, В. М. Лобанков, O.K. В. Д. Святохин, А. А. Поротова. /Бюл. Открытия. Изобретения. 2004. — № 18.
  119. Ф.С., Орлов С. Б. Ошибки оператора при измерении // Измерительная техника.- 1969.- № 2.- С.21−24.
  120. Л.И., Чукин В. Т. Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин.- М.: Недра, 1978.- 293с.
  121. РД 153−39.0−072−01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М.: Минэнерго России.-2001.-271с.
  122. РД 39−4-172−79. Средства измерений для геофизических исследований в скважинах. Метрологические характеристики. Номенклатура и выбор комплекса. Методические указания.- Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1979.-44с.
  123. РД 39−4-940−83 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений плотности горных пород. Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика.-1983.
  124. РД 39−4-941−84 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений водонасыщенной пористости горных пород. Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика.- 1984.
  125. РД 39−147 716−004−88 Аппаратура геофизическая скважинная. Методика расчета характеристик погрешности в реальных условиях эксплуатации. М.: Изд. Миннефтепрома СССР.- 1989.
  126. РДС 39−1-031−80 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений удельного электрического сопротивления.- М.: Изд. Миннефтепрома СССР.-1980.
  127. РДС 39−1-032−80 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений интервального времени распространения акустических волн.-Уфа.-1980.
  128. РДС 39−1-030−80 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений коэффициента затухания акустических волн в диапазоне частот от 3 кГц до 50 кГц.-Уфа.-1980.
  129. РДС 39−1-035−80 Ведомственная поверочная схема для скважинных каверномеров и профилемеров.- Уфа.-1980.
  130. А.И. Электрокаротаж в анизотропной среде с неоднородной зоной проникновения// Изв. АН СССР, Физика Земли.-1971.-№ 6.-С.41−47.
  131. Смит Джон М. Математическое и цифровое моделирование для инженеров и исследователей: Пер. с англ.- М.: Машиностроение, 1980.-27с.
  132. Справочник геофизика. Геофизические методы исследования.- Т. 2.- М.: Гостехиздат, 1961.-760с.
  133. Справочник по специальным функциям с формулами, графиками и таблицами: Пер. с англ.- М.: Наука, 1979.- 832с.
  134. Современное состояние и перспективные направления промыслово-геофизических исследований глубоких скважин/ Обзорная информация.-М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- 40с.
  135. СТ ЕАГО 008−01 Геофизическая аппаратура и оборудование. Методики калибровки и калибровочные схемы, требования к составу, построению исодержанию. Правила утверждения и регистрации.М.-1998.-23с.
  136. СТ ЕАГО 026−01 Аппаратура электрического каротажа микрометодами (БМК и МЗ). Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний.- М.-1996.-29с.
  137. СТ ЕАГО 025−01 Аппаратура электрического каротажа (БК и БКЗ). Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний. М.-1996.-29с.
  138. СТ ЕАГО 028−01Аппаратура акустического каротажа. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний.- М.-1996.-40с.
  139. М.А. Разработка аппаратуры и методики контроля качества цементирования нефтегазовых скважин на основе многоэлементных акустических зондов: Автореф.дисс.канд.техн.наук:25.00.1 О. Уфа: НПФ „Геофизика“. -2005.-23с.
  140. И.А. Поле точечного источника постоянного тока, расположенного в скважине, в среде с бесконечными цилиндрическими коаксиальными поверхностями раздела// Труды Института геологии и геофизики СО АН СССР.- 1970.- Вып. 54.- С. 119−140.
  141. В.В. Математическое моделирование электромагнитных полей в проводящих средах.- М.: Энергия, 1975.- 152 с.
  142. Теория нейтронных методов исследования скважин//С.А. Кантор, Д. А. Кожевников, А. Л. Поляченко, Ю. С. Шимелевич.-М.: Недра, 1985.-224с.
  143. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований.- М.: Гостехиздат, 1963.- 298 с.
  144. ТПр 96−84 Типовая программа и методика проведения государственных приемочных испытаний скважинной геофизической аппаратуры.-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1984.- 19с.
  145. Ю.Т. Достоверность геологоразведочной информации.- М.: Недра.-1988.-120с.
  146. Фок В. А. Теория каротажа.- М.: Гостехиздат, 1933.- 157с.
  147. Е.Ф. Значение и состояние вопроса установления точности определения параметров залежей и точности подсчета запасов нефти и газа// Оценка точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965, С.6−12.
  148. Е.Ф., Барклая О. Г. Методика оценки точности подсчета запасов нефти и геза/Юценка точности определения параметров залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1965.- С.32−53.
  149. Ф.Ф., Лобанков В. М. О работе базовой организации метрологической службы института ВНИИнефтепромгеофизики и задачах на 1980 -1985 г.г.- Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности.-1980.-№ 2.- С.15−17.
  150. P.A., Антонов К. В., Лобанков В. М. Задачи МЦ „Урал-Гео“ при геологическом изучении недр// Научно-технический вестник „Каротаж-ник“. -2003.-№ 3.-С.56−61.
  151. P.A., Антонов К. В., Лобанков В. М., Святохин В. Д. Эталоны единиц геологических параметров// „Новые идеи в науках о Земле“: Материалы VI Международной конференции.-М.-2003.-Т.1.-С.274.
  152. P.A., Антонов К. В., Лобанков В. М., Гарейшин З.Г., Семенович
  153. Я.М. Нормальные условия измерений в машиностроении.-JI.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1981.-224с.
  154. В.П. Методика оценки воспроизводимости и точности результатов геофизических исследований скважин. Автореф.дисс.канд.геол.-минер.наук:25.00.10. М: МИНГ им. И.М. Губкина». -1981.-24с.
  155. В.Н., Лобанков В. М. Теоретические основы метрологии геофизических исследований скважин. Учебное пособие.- М.- РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1996.-118с.
  156. В.Н., Лобанков В. М. Основы метрологии, стандартизации и сертификации в геофизике. Часть 1. Основы метрологии геофизических измерений в скважинах. Учебное пособие.- М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губ-кина.-2004.-104с.
  157. В.Н., Лобанков В. М. Основы метрологии, стандартизации и сертификации в геофизике. Часть 2. Методы обеспечения качества первичной геофизической информации. Учебное пособие, — М.- РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.-2004.-128с.
  158. Экономическая эффективность геофизических методов исследований скважин нефтяных и газовых.- М.: ВНИИОЭНГ, 1972.- 36с.
  159. Crew Merle Е. Multipit a method for calibration of logging system. «Trans. SPWLA 20 Annu. Logg. Symp., Tulsa, Okla, 3−6 June, 1979». Houston, Tex., s.a., 1−15.
  160. Gratacos В., Haggard W., Granger P. Calibration of horizontal sensors in the presence of azimuthal anisotropy, 72nd Ann. Internat. Mtg: soc. of Expl. Geo-phys., p.971−974.
  161. Mathews Mark. Calibration models for fractured igneous rock environments. «Trans. SPWLA 21st Annu. Logg. Symp., Lafayette, La, 8−11 July, 1980». Houston, Tex., s.a., 1−11.
  162. Theys P. Log data acquisition and quality control.-Editions Technip: Paris.-1999.-453p.
  163. Wapls D.W. and Ramly M. A statistical method for correcting log-derived temperatures. Petroleum Geoscience, Vol. 7.- 2001.-p.231−240.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!