Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование технологии электрического каротажа обсаженных скважин

Диссертация: Совершенствование технологии электрического каротажа обсаженных скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Измерения на каждой точке выполнялись не менее двух раз. Результаты каротажа ЭКОС-31−7 в сопоставлении с данными бокового каротажа Шлюмберже ЫТ и ГК приведены на рис. 2.8 (где Rcasing — электрическое сопротивление обсадной колонны, СЯ-каротаж ГК). Существующая методика измерения технологии ЭКОС-31−7 не предусматривает возможность измерения при отсутствии данных по открытому стволу. Такие данные… Читать ещё >

Совершенствование технологии электрического каротажа обсаженных скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Принятые сокращения
  • 1. Обзор известных технологий электрического каротажа обсаженных скважин
    • 1. 1. История и сущность метода электрического каротажа обсаженных скважин
    • 1. 2. Обзор технологий электрического каротажа обсаженных скважин
      • 1. 2. 1. Обзор зарубежных технологий
      • 1. 2. 2. Обзор российских технологий
  • Выводы по главе 1
  • 2. Анализ результатов применения базовой технологии ЭКОС
    • 2. 1. Устройство и принцип работы аппаратуры
    • 2. 2. Анализ методики и результатов стендовых и промысловых испытаний технологии ЭКОС
      • 2. 2. 1. Анализ методики и результатов стендовых испытаний
      • 2. 2. 2. Методика измерения для промысловых испытаний технологии ЭКОС
      • 2. 2. 3. Анализ результатов промысловых испытаний технологии ЭКОС
        • 2. 2. 3. 1. Скважины месторождений Западной Сибири
        • 2. 2. 3. 2. Скважины месторождений Канады
        • 2. 2. 3. 3. Скважина ХХ-Л3279(Дацин, КНР)
  • Выводы по главе 2
  • 3. Исследования по совершенствованию технологии ЭКОС
    • 3. 1. Совершенствование аппаратуры и программного обеспечения
    • 3. 2. Адаптация методики измерения под новые технические возможности аппаратуры
  • Выводы по главе 3
  • 4. Результаты испытаний технологии ЭКОС-31−7М
    • 4. 1. Результаты стендовых испытаний
    • 4. 2. Результаты промысловых испытаний
      • 4. 2. 1. Анализ и интерпретация данных исследования скважины 4-ХХ (провинция Карамай, Китай)
      • 4. 2. 2. Анализ и интерпретация данных исследования скважины СНап-15 XX (провинция Ляохе, Китай)
      • 4. 2. 3. Анализ и интерпретация данных исследования скважины В1−24-ХХ (провинция Дацин, Китай)
  • Выводы по главе 4

Актуальность проблемы.

Электрический каротаж через стальную колонну становится важной составной частью комплекса геофизических методов для исследования обсаженных скважин, проводимого с целью изучения характера насыщения продуктивных пластов и мониторинга разработки месторождений углеводородов (УВ). В настоящее время на рынке промыслово-геофизических услуг сервисными компаниями предлагаются несколько вариантов технологий для каротажа через стальную колонну. Несмотря на различия в способе определения электрического сопротивления пород и конструкции зондов, все они имеют одни и те же граничные условия применения, которые, впрочем, и являются факторами, определяющими необходимость дальнейшего совершенствования технологии электрического каротажа через колонну. Эти ограничения обусловлены высокой температурой в скважине, диаметром обсадных колонн и их техническим состоянием, электрическим сопротивлением разреза и пластовых вод. Многолетний зарубежный и отечественный опыт применения технологии электрокаротажа обсаженных скважин позволяет обобщить, проанализировать и определить возможные направления ее совершенствования с целью расширения области применения и повышения достоверности получаемых результатов. В связи с этим научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, направленные на дальнейшее совершенствование существующей технологии электрического каротажа обсаженных скважин на базе аппаратуры ЭКОС-31−7 (в дальнейшем технология ЭКОС-31−7) с целью повышения точности измерения и достоверности определения характера насыщения коллекторов, а также для мониторинга выработки месторождений УВ и положения контактов между пластовыми флюидами, несомненно, является актуальной научно-технической задачей.

Цель работы.

Совершенствование технологии ЭКОС-31−7 с целью получения информации об удельном электрическом сопротивлении в разрезах с высоким (до 200 Ом-м) сопротивлением горных пород и повышения достоверности определения характера насыщения коллекторов.

Основные задачи исследования.

1. Обобщение и анализ условий и результатов применения технологии ЭКОС-31−7 в различных геолого-технических условиях.

2. Исследование возможности и определение направлений совершенствования технологии ЭКОС-31−7.

3. Обоснование необходимости модернизации:

— конструкции гидропривода скважинного прибора с целью повышения качества контакта измерительных электродов и расширения рабочего диапазона температур;

— телеизмерительной системы (ТИС) и электрических схем скважинного прибора, а также наземной аппаратуры с целью повышения помехоустойчивости, точности измерения и термостойкости.

4. Адаптация методики измерения к новым техническим возможностям усовершенствованной аппаратуры ЭКОС-31−7 с целью сокращения времени измерения и повышения достоверности результатов исследования.

5. Совершенствование программного обеспечения (ПО) технологии ЭКОС-31−7 для оптимизации объема данных и времени измерения удельного электрического сопротивления пород в скважине.

Методы исследования.

Проверка усовершенствованных образцов аппаратуры и методики измерения технологии ЭКОС-31−7М проводилась в поверочной установке, контрольно-поверочных и наблюдательных скважинах. Производственные испытания аппаратуры были выполнены в различных геолого-технических условиях нефтегазовых месторождений России и Китая в рамках договора о сотрудничестве в создании и развитии технологий для мониторинга разработки нефтегазовых месторождений. Результаты оценивались путем сопоставления с данными электрических методов в открытом стволе и с данными каротажа через колонну, полученными аппаратурой ЭКОС-31−7. Научная новизна.

1. На базе новых технических, методических и программных разработок существующий верхний предел измерения (до 100 Ом-м) удельного электрического сопротивления горных пород для электрического каротажа через стальную колонну расширен до 200 Ом-м, что подтверждено результатами стендовых испытаний.

2. На основе реализации комплекса технико-технологических решений усовершенствована технология электрического каротажа обсаженных скважин, обеспечивающая при промысловых исследованиях:

— измерения УЭС с погрешностью не более 4% (против 40%) в диапазоне удельных электрических сопротивлений от 28 до 80 Ом-м;

— среднее время измерения на точке не более 100 сек. (против 210 сек.) во всем диапазоне измеряемых значений УЭС при температуре 128 °C (против 95°С) — V.

— высокую достоверность определения характера насыщения коллекторов, подтвержденную результатами промыслово-геофизических исследований.

Основные защищаемые положения.

1. Комплекс технических и программно-методических решений, обеспечивающих высокую эффективность работы усовершенствованной технологии электрического каротажа обсаженных скважин ЭКОС-31−7М и включающий в себя:

— модернизацию скважинной и наземной аппаратуры;

— адаптацию методики измерения;

— совершенствование программного обеспечения.

2. Усовершенствованная технология ЭКОС-31−7М, позволяющая повысить точность и достоверность определения удельного электрического сопротивления горных пород через стальную колонну в расширенном диапазоне измерения.

Практическая ценность и реализация работы.

•й*.

Диссертационная работа выполнена в период с 2005 по 2010 г.г. в научно-исследовательской геофизической экспедиции ООО «Научно-производственное предприятие геофизической техники «Геофизика» (г. Пятигорск). Автор является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по совершенствованию аппаратуры и методики измерения, и созданию усовершенствованной технологии ЭКОС-31−7М в целом.

К настоящему времени в ООО НПП ГТ «Геофизика» выпущено более 10 комплектов усовершенствованной аппаратуры ЭКОС-31−7М, которые используются в Китае. Производственные испытания и внедрение усовершенствованной технологии ЭКОС-31−7М прошли на предприятиях компаний СЫРС и СШОРЕС (КНР), о чем имеются соответствующие акты о результатах испытаний и отзывы о внедрении.

Отдельные измерения проводились в России в скважинах компаний ОАО «НК ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». С результатами и заключениями по испытаниям усовершенствованной технологии были ознакомлены специалисты ОАО «НК Роснефть», ОАО «ТНК-ВР Холдинг», ОАО «Краснодарнефтегеофизика», ПФ «Ставропольгазгеофизика», ООО «Кубаньгазпром», ООО «Газпромгеофизика» и другие.

Апробация работы.

Результаты исследований по теме диссертации докладывались на ежегодных научно-практических конференциях по геофизической технике и технологиям в рамках нефтяного конгресса «Газ — Нефть» в г. Уфе в 2009;2010г.г., на V Российско-Китайском симпозиуме по геофизическим технологиям в г. Москве в 2008 г.

Результаты работ по исследованию скважин обсуждались на НТС ООО НПП ГТ «Геофизика», ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» в 2005 г., на совещании в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в 2007 г., а также на совещаниях в компаниях CNPC и CINOPEC (ICHP) в 2008 и 2010 г. г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК, — 2 работы. В iпубликациях в соавторстве автору принадлежат постановка задач, экспериментальные, методические и промысловые исследования, описывающие методику измерения и поверки аппаратуры, обработка и геологическая интерпретация их результатов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и основных выводов. Текст изложен на 117 страницах, включая 27 рисунков и 5 таблиц.

Список использованных источников

включает 107 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Проведенный автором анализ результатов определения УЭС, характера насыщения коллекторов и положения контактов между пластовыми флюидами по технологии ЭКОС-31−7 показал удовлетворительный результат в разрезах с сопротивлением до 100 Ом-м при температуре до 95 °C и давлении до 60 МПа, что ограничивает ее применение в условиях с более высокими значениями указанных параметров.

2. На основании аналитических и экспериментальных исследований обоснованы направления совершенствования технологии ЭКОС-31−7, а также возможность создания новой технологии электрического каротажа через стальную колонну с существенно расширенными технико-технологическими возможностями и областью применения.

3. На основе технологических, методических и программных разработок создана переходная модель технологии ЭКОС-31−7М, включающая в себя модернизированный гидропривод скважинного прибора, усовершенствованное программное обеспечение, телеметрическую систему и методику исследований. При этом обеспечивается расширение диапазона измерений удельного электрического сопротивления пород до 200 Ом-м, повышение термостойкости (до 125°С) и точности измерений (погрешность не более 3,6%), подтвержденных стендовыми испытаниями.

4. Промысловыми испытаниями технологии ЭКОС-31−7М подтверждена ее работоспособность, выразившаяся в повышении скорости (в 2 раза), точности измерения (более чем в 4 раза), достоверности определения характера насыщения коллекторов в условиях близости критических значений УЭС для воды и углеводородов и повышении надежности всей аппаратуры в целом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ГИС.

ЭЛЕКТРО МАГНИТНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ.

CK В, А Ж И ННЫИ АКУСТИЧЕСКИЙ ТЕЛЕВИЗОР.

ПСГК-НКТ6.

— ьоковои fcapoi"" |Омм).

I 10 looi.

• УЭС пласта (Омм) 1ЭКОС-31−7].

Рис. 2.6. Комплексная интерпретация данных ЭКОС-31−7 с данными ГИС в открытом и закрытом стволе скважины ХХ64.

Как будет показано ниже, используемый метод сравнения исходных кривых зондов стандартного каротажа, БКЗ, PIK, БК, ВИКИЗ и ЭКОС позволяет однозначно оценить вертикальную разрешающую способность нового метода и его глубинность.

Исследования методом электрического каротажа через обсадную колонну проведены в интервале глубин 1837 — 1870 м продуктивного горизонта АВ2 (рис. 2.7) в точечном режиме с шагом 0,4 м согласно утвержденной программе работ. Контрольные (повторные) измерения в интервалах 1850,4 — 1854,4 м и 1862 — 1868 м. Как видно, кривые повторных измерений имеют хорошую сходимость с основным измерением.

На рис. 2.7 приведено сопоставление данных рп ЭКОС с данными других методов электрического каротажа открытого ствола в логарифмическом масштабе электрического сопротивления. Как видно из рисунка, вертикальная разрешающая способность ЭКОС выше, чем у методов ИК и БК. По значению рп кривая ЭКОС располагается между значениями рп ИК и рп БК. Против пластов малой (менее 1,5 м) толщины значение р&bdquoЭКОС совпадает с минимальными и средними значениями рэ БК, но несколько ниже против тонких пластов высокого сопротивления (например, интервал глубин 1860,5 — 1861,3 м). Значение рп ЭКОС уменьшается до 4 — 5 Ом-м при приближении к кровле нефтенасыщенного коллектора (инт. глубин 1851 — 1854 м) и до 3 — 4 Ом-м — к его подошве (инт. глубин 1861,5 — 1867 м), т. е. до почти полного совпадения со значением величин р ИК (соответственно 5,5−6 Ом-м и 4 Ом-м). Из-за отсутствия других данных ГИС (например, ГК) объяснить это явление однозначно затруднительно. Но если предположить, что значение рп = 4,0 Ом-м отвечает границе ВНЕС, то ее надо провести в пределах горизонта АВ-2 на глубине 1865 м по рпЭКОС, а не на глубине 1866,7 м, как это следует из рэ БК и рк ПЗ. Граница ВНК по ИК в инт. глубин 1864 — 1866 м весьма неопределенна.

По р&bdquoЭКОС как нефтенасыщенные были определены пласты в интервалах глубин: 1838,5 — 1844 м и 1851 — 1867 м, при этом ВНК в нижнем пласте находится на глубине 1865 м.

В определении УЭС по ЭКОС и БК в кровельной и подошвенной частях пласта в интервале 1850 — 1867 м имеются расхождения. Показания ЭКОС подтверждены повторным замером, что подтверждает стабильность работы аппаратуры, а совпадение значений УЭС по ЭКОС и БК в средней части пласта говорит о достоверности результата. Автор полагает, что такое расхождение может быть вызвано расформированием зоны проникновения фильтрата.

ЗДповтХОхж.

Ишповт), Окк.

Г34,Окм.

Кл (осн), Окм.

БК.Омм.

Рис. 2.7. Сопоставление результатов измерения основной и повторной записи ЭКОС-31−7 (Яп) с данными бокового и индукционного каротажа в скважине ХХ43 Ватинская. бурового раствора. Возможно, фильтрационно-емкостные свойства пласта в его кровельной и подошвенной частях и в центральной части отличаются, что сказалось на скорости расформирования. После завершения бурения прошло 3 недели. Возможно и влияние цемента, т.к. согласно [59, 60, 66, 79, 81, 84, 90, 94] сопротивление цемента находится в пределах от 1 до 8 Ом-м, и в низкоомных разрезах возможно его влияние на измеряемые значения. Для уточнения такого влияния необходимо применять методы для оценки качества цементирования, а также иметь информацию о минерализации пластовой воды, которой насыщен цемент в интервале исследования.

Скважина № 21ХХ Западно-Салымская пробурена в 2005 г., неперфорированная. Текущий забой 3200 м, интервал исследования ЭКОС-31−7 2670 — 2600 м. Максимальный угол наклона скважины 43,4° на глубине 1908,8 м. Тип промывочной жидкости КСЬ-Ьппе, плотность 1,02 г/см .

Перед началом работ на скважине данные ГИС по открытому стволу предоставлены не были. Такие данные имелись по соседнему кусту (расстояние до него около 5 км) в плохо читаемом виде. По ним ориентировались в выборе коэффициента зонда.

Измерения на каждой точке выполнялись не менее двух раз. Результаты каротажа ЭКОС-31−7 в сопоставлении с данными бокового каротажа Шлюмберже ЫТ и ГК приведены на рис. 2.8 (где Rcasing — электрическое сопротивление обсадной колонны, СЯ-каротаж ГК). Существующая методика измерения технологии ЭКОС-31−7 не предусматривает возможность измерения при отсутствии данных по открытому стволу. Такие данные необходимы, прежде всего, для правильного определения коэффициента зонда. Однако подобные ситуации возможны и по объективным причинам, и поэтому необходимо доработать методику измерения. В конце измерения, после 8 часов работы, появились сбои в работе гидропривода. Внутренний датчик температуры показывал 97 °C. Это на два градуса превышало верхний предел рабочей температуры. Кроме того, в скважине имел место высокий газовый.

Рис. 2.8. Скважина 21ХХ Западно-Салымская. Сопоставление данных каротажа ЭКОС-31−7(Яесо8) с данными бокового каротажа.

НТ (8сЫитЬе^ег). фактор. Прибор «отработал» 150 точек за 10 ч. При выходе из скважины мышцы и компенсатор были раздуты проникшим в гидросистему газом из скважины.

Показать весь текст

Список литературы

  1. С. М. Применение электрического каротажа через стальную колонну // НТВ «Каротажник».- Тверь: АИС, 2009, — №'179.-С.132−158.
  2. Л.М. Дивергентный каротаж //Прикладная геофизика.-М.: Гостоптехиздат.-1962.-№ 32.-С.76−85
  3. Г. Н. Теория бесселевых функций. // Изд-во иностр. лит.- 1949.4.1 и 2.
  4. М.Г., Мартынов В .Г., Соколов Т. Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб. пособие для ВУЗов.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентра.- 2007.- 327 с.
  5. М.М. «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин»— М.: ГЕРС.-2001.
  6. Э.В., Фоменко В. Г., Пантюхин В. А. Интерпретационные модели для определения водонасыщенности песчанно-глинистых пород по данным ГИС (на примере Западной Сибири) // Разведочная геофизика. Обзор.-М.:ВИЭМС.- 1988. ^
  7. Ю.В., Кузнецов Г. С., Леонтьев В. Н. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений // М.: Недра.- 1986.
  8. Н.И., Климов Ю. С., Лохматов В. М., Дробков В. П. Скважинные испытания наноэлектрического каротажа скважин через обсадную колонну // НТВ «Каротажник"Тверь: АИС.-2009.- № 183.-С.71−80.
  9. Пат. 2 176 802 Россия, МПК в 01У 3/20 Способ электрического каротажа обсаженных скважин / А. С. Кашик, Н. И. Рыхлинский, Р.И.
  10. Кривоносов- Кашик A.C. № 2 001 104 501- заявлено 20.02.2001- опубл. 10.12.2001, Бюл.№ 34.
  11. Квианг Жу, Ари Виаксоно. Правильная интерпретация диаграмм электрического каротажа обсаженных скважин.// Журнал «Петрофизика». -апрель 2005.- № 2.Том 46.- С.96−103.
  12. Пат. 2 172 006 Россия, МПК G 01V 3/24 Способ электрического каротажа обсаженных скважин / Кашик A.C. и др. № 2 000 127 404- заявлено 01.11.2000- опубл. 10.08.2001.
  13. Д.Н., Мустафин A.M., Исянгулов Р. У., Хвостанцев C.B. Оценка насыщенности разреза в обсаженных скважинах по данным электрического каротажа // НТВ «Каротажник». — Тверь: АИС.- 2009. № 178. -С. 30−39.
  14. Р.И., Кашик A.C., Рыхлинский Н. И. Аппаратура для электрического каротажа обсаженных скважин ЭКОС-31−7// Доклад на II Китайско-Российском научном симпозиуме по геофизическим исследованиям скважин.-Уфа, НПФ «Геофизика».- 2002. ^
  15. Пат. 2 200 967 Россия, МПК G 01V 3/20 Способ электрического каротажа обсаженных скважин / А. С. Кашик, Н. И. Рыхлинский, Р.И. Кривоносов- Кашик A.C. № 2 002 114 518/28- заявлено 04.06.2002- опубл. 20.03.2003.
  16. Пат. 2 229 735 Россия, МПК 7 G 01V 3/24 Способ электрического каротажа обсаженных скважин / А. С. Кашик, Н. И. Рыхлинский, Р.И.
  17. Кривоносов- Кашик A.C. № 2 003 111 430/28- заявлено 22.04.2003- опубл. 27.05.2004, Бюл. № 15.
  18. В. А. Электрические и магнитные поля. М.: Госэнергоиздат, 1960.- С. 51−53, 159−160.1. Г1'
  19. Н.В., Литвинов С. Я. К вопросу электрического каротажа обсаженных скважин. // Нефть и газ.- М.: Известия высших учебных заведений.- 1974.-№ 12.- С. 15−18.
  20. Н.В., Литвинов С. Я. Аналитическое решение уравнения, описывающего электрический каротаж обсаженных скважин. // Нефть и газ.-М.: Известия высших учебных заведений.- 1975, — № 4.- С. 3−6.
  21. Н.В. Электрический каротаж обсаженных скважин. // «Ученые записки», cep.IX.- АзИНЕФТЕХИМ.- 1973. № 5.
  22. М.М., Рыхлинский Н. И., Ващенко В.А. Сборник
  23. Геофизические исследования при решении геологических задач в Восточной Сибири». // Недра.- 1970.- вып.4.
  24. А.Е. Прикладная геофизика. // Гостоптехиздат.- 1962.-вып.32.
  25. Д.Т., Шкварок И. Р., Булатов A.B. Электрический каротаж через обсадную колонну. Опыт внедрения технологии в ЗАО ПГО «Тюменьпромгеофизика». Обзор полученных результатов// Доклад. 2007 г.
  26. Пат. 56 026 СССР Метод электрического каротажа в скважине с обсадной колонной / Л. М. Альпин- заявлено ЗОЛ 1.1939.
  27. Грей, Метьюз. Функции Бесселя и их приложения к физике и механике. // Изд-во иностр. лит.- 1953.
  28. Квианг Жу, Ари Виаксоно. Правильная интерпретация диаграмм электрического каротажа обсаженных скважин.// Журнал «Петрофизика». -апрель 2005.- № 2.Том 46.- С.96−103.
  29. Пат. 2 306 582 Россия, МПК G 01V 3/20 Способ и устройство электрического каротажа обсаженной скважины / Р. И. Кривоносов, А.С.Кашик-
  30. Р. И. № 2 005 136 031/28- заявлено 21.11.2005- опубл. 20.09.2007, Бюл. № 26.
  31. А. с. № 333 514 СССР, МКИ 3 G 01v 3/04 Способ дивергентного каротажа скважин /Н.И.Рыхлинский (СССР). № 932 133/26−25- заявлено 07.12.1964- опубл. 21.03.1972, Бюл. № 11.
  32. Технология ЭКОС -31−7 электрического каротажа скважины, обсаженной стальной колонной // Методические рекомендации.- Пятигорск, ООО НПП ГТ «Геофизика».-2006.- С.21−34.
  33. Заявка на выдачу патента на изобретение МПК G 01V 3/24 Способ электрического каротажа обсаженных скважин/Р.И.Кривоносов, С. В. Хвостанцев, А.Д.Мохов- № 2 009 120 731/28- заявлено 01.06.2009.
  34. Adolph В., Stoller С., Brady J., Flaum С., Melcher С., Roscoe В., Vittachi A. and Schnorr D.: «Saturation Monitoring with the RST Reservoir Saturation Tool», Oilfield Review 6, No. 1 (January 1994): 29 39.
  35. Akbar M., Vissapragada В., Alhamdi А. H., Allen D., Herron M., Carnegie A., Dutta D., Diesen J.-R., et al.: «A Snapshot of Carbonate Reservoir Evaluation», Oilfield Review 12, No. 4 (Winter 2000/2001): 20−41.^
  36. Albertin I., Darling H., Mahdavi M., Plasec R., Cedeco I., Hemingway J., Richter P., Markley M., Olesen J.-R., Roscoe B. and Zeng W.: «The Many Facets of Pulsed Neutron Cased-Hole Logging», Oilfield Review 8, No. 2 (Summer 1996): 28 -41.
  37. Askey S., Farag S., Logan J., Martinez A., Wicaksono A. and L. Wiharjo, 2002. Cased Hole Resistivity Measurements Optimize Management of Mature Waterflood in Indonesia, SPWLA 43 rd Annual Logging Symposium. Paper W. June 2−5, 2002.
  38. Aulia K et al. Schlumberger. Oilfield Review. Spring 2001. V. 13, No. 1. P. 1−25. ' *
  39. Beguin P., Benimeli A. Boyd, Dubourg I., Ferreira A., McDougall A., Rouault G. and Van der Wal P., 2000. Recent Progress on Formation Resistivity Measurement Through Casing. SPWLA 41st Annual Logging Symposium. Paper CC. June 4−7, 2000.
  40. Benimeli D. et al. A New Technique for Faster Resistivity Measurement in Cased Holes, 43rd Annual Logging Symposium. Paper Y. June 2−5, 2002.
  41. Benimeli D. Method and Apparatus for Determining the Resistivity of Formation Surrounding a Cased Well. US Patent 6 894 500. May 17, 2005.
  42. Blaskovich F.T.: «Historical Problems with O® Field Rejuvenation», paper SPE 62 518, presented at the SPE/AAPG Western Regional Meeting, Long Beach, California, USA, June 19−23, 2000.
  43. Brondel D., Edwards R., Hayman A., Hill D., Mehta S., Semerad T.: «Corrosion in the Oil Industry», Oilfield Review 6, no. 2 (April 1994): 4 -18.
  44. Crabtree M., Eslinger D., Fletcher P., Miller M., Johnson A., King G.: «Fighting Scale Removal and Prevention», Oilfield Review 11, No. 3 (Autumn 1999): 30−45.
  45. Desbrandes R. and Mengez P. «Method and Apparatus for Measuring Electrical Resistivity in Wells Having Metal Casing», French Patent No. 72 41 218 (2 207 278) (November, 20, 1972).
  46. Fan Y., Deng S., Zhou C. and Liu B., 2001, Experimental study and theoretical analysis of formation resistivity under fresh water flooding, paper EE, in 42nd Annual Logging Symposium Transactions: Society of Professional Well Log Analysts.
  47. Fanini O., Haines H., Hunziker J., Maurer H.-M., Siegfried II. R. and Strack K.-M., 1999. A major technology break-through-cased-hole resistivity tool: In-Depth, vol. 5, p. 15 25.
  48. R.E. «Method and Apparatus for Electric* Well Logging», U.S. Patent No. 2 729 784 (January 3, 1956).
  49. R.E. «Method and Apparatus for Electric Well Logging», U.S. Patent No. 2 891 215 (June 16, 1959).
  50. Gard M. F, Kingman JEE and Klein J.D. «Method and Apparatus for Measuring the Electrical Resistivity of Geologic Formations Through Metal Drill Pipe or Casing», U. S. Patent No. 4 837 518 (June 6, 1989).
  51. Geldmacher I., Jonkers J. A Through-Casing-Resistivity Field Trial in Alberta, Canada. 48th Annual Logging Symposium. Paper Z. June 3−6, 2007.
  52. Gianzero S.C., Chemali R.E., Sinclair P. aiid Su S.M.: «Method and Apparatus for Making Induction Measurements through Casing», U.S. Patent No. 5 038 107 (August 6,1991).
  53. Gyllensten A. and Boyd A., 2001. Cased-hole formation resistivity tool trial. SPE-68 081, SPE Middle East Oil Show held in Bahrain, March 17−20, 2001.
  54. Hamada G. M. Cased-Hole Formation Resistivity (CHFR) Technique Improves Hydrocarbon Saturation Monitoring in Developed Reservoirs, SPE 104 472, SPE Eastern Regional Meeting. Canton, Ohio. 11 — 13 October, 2006.
  55. Hazra S., Bhattacharya S. An Innovative Approach to Evaluate Residual Oil Saturation in Situ Condition. SPE 113 815, SPE/DOE Symposium on improved oil recovery. Tulsa. April 20−23, 2008.
  56. A. A., 1989. Conductivity determination in a formation having a cased well: U.S. Patent 4 796 186.
  57. Kaufman A. The electric field in a borehole with a casing. Geophysics. V. 55. No. l.P. 29−38. 1990.
  58. Kaufman A. A. and Wightman W. E. «A Transmission-Line Model for Electrical Logging Through Casing». Geophysics 58, No. 12 (1993): 1739 1747.
  59. Kaufman A., Karinsky A., Wightman E. Influence of inductive effect on measurements of resistivity through casing. Geophysics, V. 61. No. 1. P. 34 42. 1996.
  60. Klein J.D., Martin P.R., Miller A. E. Cement Resistivity and Implication for Measurement of Formation Resistivity Through Casing. SPE 2545. 1993.
  61. Klein J.D. and Martin P.R.: «The Electrical Resistivity of Cement, Final Report», Gas Research Institute Report, GRI-94/0273 (1994).
  62. Ma S. M. et al. Looking Behind Casing: Evaluation and Application of Cased-Hole Resistivity in Saudi Arabia. SPE 88 467, SPE Asia Pacific Oil and Gas conference and Exhibition. 18−20 October, 2004.
  63. N. B. «Performance of Electrical Logging of the Cased Wells with a Six-Electrode Sonde», Izvestiya Vysshykh Uchebnykh Zavedeniy, Neft I Gaz (News of Higher Academic Institutions, Oil and Gas) No. 7 (1987), 11−15.
  64. Maurer H.M., Hunziker J. Early Results of Through Casing Resistivity Field Tests. 41st Annual Logging Symposium. Paper DD. June 4−7, 2000.
  65. Maurer H. M. and Hunziker J. Early Results of Through Casing Resistivity Field Tests// Petrophysics 41, 2000, No. 3. P. 309 314.
  66. Maurer H.-m., Fanini O. and Strack K.-M.: «GRI Pursues Goal of Commercial Through-Casing Resistivity Measurement», Gas Research Institute Gas Tips 2, No. 2 (1996): 10−13.
  67. May D. H., Caron S. Options and Limitations of Formation Evaluation Through Casing-While-Drilling Operations in South Texas. SPE 95 222, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 9−12 October, 2005.
  68. Murty C. R. K. et al. Analysis Behind Casing: A Window for Improved Reservoir Management of Mature Bahrain Oil Field. SPE 93 582, SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. March 12−15, 2005.
  69. Pardo D., Torres-Verdin C., Demkowitz L. Feasability Study, for 2D Frequency-Dependent Electromagnetic Sensing Through Casing. Geophysics. Vol. 72. May-June, 2007. P. 111 118.
  70. Pardo D., Torres-Verdin C., Parszynski M. Simulation of 3D DC Borehole Resistivity Measurements with a Goal-Oriented hp Finite-Element Method. Part II: Through-Casing Resistivity Measurements. Comput. Geoscience. Vol. 12. P. 83 — 89. 2008.
  71. Pardo D., Torres-Verdin C., Demkowitz L. Simulation of Borehole Resistivity Tools Through Metal Casing at Different Frequencies (FEM).
  72. Prensky S. Recent Advances in Well Logging* and Formation Evaluation. World Oil Magazine. March, 2008. http: www.worldoil.com/Magazine/MAGAZINEDETAILasp?ARTID=3469&MO NT.
  73. Schenkel C. J. and Morrison H. F., 1994. Electrical resistivity measurement through metal casing: Geophysics, vol. 59, no. 7, p. 1072 — 1082.
  74. Schenkel C.J. and Morrison H.F. «Effect of Well Casing on Potential Field Measurements Using Downhole Current Sources», Geophysical Prospecting 38 (1990): 663−686.
  75. C.J. «The Electrical Resistivity Method in Cased Boreholes», University of California, Berkeley, USA, Phodissertation (1991). Published as report LBL-31 139. Lawrence Berkeley National Laboratory. Berkeley, California (1991).
  76. Schlumberger. Oilfield Review. Summer 2003. V. 15. No. 2. P. 1 9.
  77. Schlumberger. CHFR-Plus and CHFR-Slim. www.slb.com/oilfield. February 2007.
  78. Singer B. Sh., Fanini O., Strack K.-M., Tabarovsky L. A., Zhang X., 1995a.
  79. Through-Casing Resistivity: 2-D and 3-D Distortions and Correction Techniques. SPWLA 36th Annual Logging Symposium. Paper TT. June 26−29, 1995.
  80. Singer B. Sh., Fanini O., Strack K.-M., Tabarovsky L. A., Zhang X., 1995b. Measurement of formation resistivity through steel casing: SPE abstracts, p. 999 — 1010.
  81. Singer B. S., Strack K.-M. New Aspects of Through-Casing Resistivity Theory. Geophysics. Vol. 63, No. 1, 1998. P. 52 63.
  82. Staff Report: «Through-Casing Logging Tools Approach Commercialization, «Gas Research Institute GRID, Summer (1998): 19−21.
  83. W. H. «Electrical Logging Method and Apparatus», U.S. Patent No. 2 459 156 (January 18 1949).
  84. Tabarovsky L. A., Cram M. E., Tamarchenko J?. V., Strack K.-M., Zinger B.S., 1994. Through-casing resistivity (TCR): Physics, resolution and 3-D effects.
  85. SPWLA 35th Annual Logging Symposium. Paper TT. June 19−22, 1994.
  86. W. B., 1991. Electronic measurement apparatus movable in a cased borehole and compensation for casing resistance difference: U. S. Patent No. 5 075 626.
  87. Vail W. B. Methods and Apparatus for Measurement of the Resistivity of Geological Formations from within Cased Boreholes, U. S. Patent No. 4 820 989 (April 11,1989).
  88. Vail W. B. Methods and Apparatus for Measurement of Electronic Properties of Geological Formations Through Borehole Casing, U. S. Patent No.4 882 542 (November 21, 1989).
  89. Vail W. B. Ill «Methods and Apparatus for Measurement of Electronic Properties of Geological Formations Through Borehole Casing», U. S. Patent No.5 043 668 (August 27, 1991).
  90. Vail W. B. Ill «Measurement of in-Phase and out-of-Phase Components of Low-Frequency A. C. Magnetic Fields Within Cased Boreholes to Measure Geophysical Properties of Geological Formations», U. S. Patent No. 5 065 100 (November 12, 1991). &
  91. Vail W. B. Ill «Electronic Measurement Apparatus Movable in a Cased Borehole and Compensating for Casing Resistance Differences», U.S. Patent No. 5 075 626 (December 24, 1991).
  92. W. B. «Methods and Apparatus for Induction Logging in Cased Boreholes», U.S. Patent No. 4 748 415 (May 31, 1988).
  93. Vail W. B. and Momii S. T.: «Proof of Feasibility of the Through Casing Resistivity Technology, Final Report», Gas Research Institute Report, GRI-96/033 (1996).
  94. Wu X. and Habashy T. M.: «Influence of the Steel casings on Electromagnetic Signals», Geophysics 59, No. 2 (1994): 378 390.
  95. Zhang X., Singer B. and Shen L. C.: «Quick Look Inversion of Through-Casing Resistivity Measurement, Final Report». Gas Research Institute Report, GRI-96/0001 (1996).
  96. Zhou Qiang, Julander D., Penley L. Experiences with Casedhole Resistivity Logging for reservoir Monitoring. SPWLA 43rd Annual Logging Symposium/ Paper X. June 2−5, 2002. ^
  97. Zhou Qiang, Wicaksono A. Proper Interpretation of Casedhole Resistivitytli1. gs for Better Reservoir Management. SPWLA 45 Annual Logging Symposium. Paper TT. June 6−9, 2004.
  98. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах // РД 153−39.0072−01.- Минэнерго РФ.- М.2001.
  99. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах // Минтопэнерго РФ и МПР РФ.- М.1999.
  100. И.П., Тимофеев В. А. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений // Москва.- Недра.-1992.
  101. В.Н., Лупак Б. Б. Подземная гидравлика // НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика».- Ижевск.- 2001.
  102. А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа // «Грааль».- 2002. г>
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!