RU2016103309A - Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления - Google Patents
Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016103309A RU2016103309A RU2016103309A RU2016103309A RU2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A RU 2016103309 A RU2016103309 A RU 2016103309A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- logging tool
- receiver
- signal
- transmitter
- calibration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 19
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V13/00—Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Pens And Brushes (AREA)
Claims (79)
1. Способ поверхностной калибровки скважинного каротажного прибора, включающий:
расположение излучателя типа петля рядом с приемником каротажного прибора;
расположение приемника с рамочной антенной рядом с передатчиком каротажного прибора, при этом излучатель типа петля отделен от приемника с рамочной антенной;
передачу первого сигнала с применением излучателя типа петля; измерение первого сигнала с применением приемника каротажного прибора;
передачу второго сигнала с применением передатчика каротажного прибора; измерение второго сигнала с применением приемника с рамочной антенной; моделирование третьего и четвертого сигнала;
сравнение измеренного первого сигнала со смоделированным третьим сигналом;
сравнение измеренного второго сигнала со смоделированным четвертым сигналом;
вычисление коэффициентов калибровки для каротажного прибора, основанных на сравнении измеренного первого сигнала и смоделированного третьего сигнала и сравнении измеренного второго сигнала и смоделированного четвертого сигнала; и
калибровку каротажного прибора с использованием коэффициентов калибровки.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки дополнительно включает: вычисление коэффициентов калибровки для приемника каротажного прибора, основанных на сравнении измеренного первого сигнала и смоделированного третьего сигнала; и
вычисление коэффициентов калибровки для передатчика каротажного прибора, основанных на сравнении измеренного второго сигнала и смоделированного четвертого сигнала.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что калибровка каротажного прибора дополнительно включает: размещение каротажного прибора в скважине;
получение пятого сигнала, представляющего характеристику пласта, с применением приемника каротажного прибора; и
калибровку пятого сигнала с использованием коэффициентов калибровки.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что калибровка пятого сигнала дополнительно включает: объединение коэффициентов калибровки передатчика с коэффициентами калибровки приемника; и
использование объединенных коэффициентов калибровки для калибровки пятого сигнала.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что измеренный первый и второй сигналы являются калиброванными.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки для приемника каротажного прибора дополнительно включает: выбор конфигурации генераторной петли, соответствующей по меньшей мере одному из следующего:
положению генераторной петли вдоль каротажного прибора;
углу наклона генераторной петли; или
азимутальному углу генераторной петли, при этом измеренный первый сигнал получен с использованием выбранной конфигурации генераторной петли;
выбор конфигурации приемника, соответствующий по меньшей мере одному из следующего:
коэффициенту усиления приемника;
положению приемника вдоль каротажного прибора;
углу наклона приемника; или
азимутальному углу приемника, при этом третий сигнал смоделирован с использованием выбранной конфигурации приемника; и
определение конфигурации приемника, которая уменьшает до минимума несоответствие между измеренным первым сигналом и смоделированным третьим сигналом, при этом определенная конфигурация приемника представляет собой коэффициенты калибровки для приемника.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки для передатчика каротажного прибора дополнительно включает: выбор конфигурации приемной петли, соответствующей по меньшей мере одному из следующего:
положению приемной петли вдоль каротажного прибора;
углу наклона приемной петли; или
азимутальному углу приемной петли, при этом измеренный второй сигнал получен с использованием выбранной конфигурации приемной петли;
выбор конфигурации передатчика, соответствующей по меньшей мере одному из следующего:
коэффициенту усиления передатчика;
положению передатчика вдоль каротажного прибора;
углу наклона передатчика; или
азимутальному углу передатчика, при этом четвертый сигнал смоделирован с использованием выбранной конфигурации передатчика; и определение конфигурации передатчика, которая уменьшает до минимума несоответствие между измеренным вторым сигналом и смоделированным четвертым сигналом, при этом определенная конфигурация передатчика представляет собой коэффициенты калибровки для передатчика.
8. Способ по п. 6 или 7, дополнительно включающий: размещение каротажного прибора в скважине;
получение пятого сигнала, представляющего фактическую характеристику пласта, с применением приемника каротажного прибора;
моделирование каротажного прибора с использованием смоделированных характеристик пласта и определенных конфигураций передатчика и приемника, которые уменьшают до минимума несоответствия, чтобы посредством этого получить смоделированный шестой сигнал; и
определение смоделированных характеристик пласта, которые уменьшают до минимума несоответствие между пятым сигналом и смоделированным шестым сигналом.
9. Способ по п. 6 или 7, дополнительно включающий: определение предполагаемой конфигурации передатчика для передатчика каротажного прибора, при этом предполагаемая конфигурация передатчика включает по меньшей мере одно из следующего:
коэффициент усиления передатчика;
положение передатчика вдоль каротажного прибора;
угол наклона передатчика; или
азимутальный угол передатчика;
определение предполагаемой конфигурации приемника для приемника каротажного прибора, при этом предполагаемая конфигурация приемника включает по меньшей мере одно из следующего: коэффициент усиления приемника;
положение приемника вдоль каротажного прибора;
угол наклона приемника; или
азимутальный угол приемника;
преобразование предполагаемых конфигураций передатчика и приемника в определенные конфигурации передатчика и приемника, которые уменьшают до минимума несоответствия;
размещение каротажного прибора в скважине;
получение пятого сигнала, представляющего фактическую характеристику пласта, с применением приемника каротажного прибора;
моделирование каротажного прибора с использованием смоделированных характеристик пласта и определенных конфигураций передатчика и приемника, которые уменьшают до минимума несоответствия, чтобы посредством этого получить смоделированный шестой сигнал; и
определение смоделированных характеристик пласта, которые уменьшают до минимума несоответствие между пятым сигналом и смоделированным шестым сигналом.
10. Способ поверхностной калибровки скважинного каротажного прибора, включающий:
размещение излучателя типа петля и приемника с рамочной антенной вдоль каротажного прибора в некотором местоположении на поверхности;
приведение в действие приемника каротажного прибора и передатчика каротажного прибора, каждый из которых образует часть каротажного прибора;
передачу сигналов с применением излучателя типа петля и передатчика каротажного прибора;
измерение переданных сигналов с применением приемника с рамочной антенной и приемника каротажного прибора;
сравнение измеренных сигналов со смоделированными сигналами;
вычисление коэффициентов калибровки для каротажного прибора, основанных на указанном сравнении; и
калибровку каротажного прибора с использованием коэффициентов калибровки.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что вычисление коэффициентов калибровки дополнительно включает:
вычисление коэффициентов калибровки передатчика каротажного прибора, основанных на сравнении; и
вычисление коэффициентов калибровки приемника каротажного прибора, основанных на сравнении.
12. Способ по п. 10, дополнительно включающий: размещение каротажного прибора в скважине;
получение сигнала, представляющего фактическую характеристику пласта, с применением каротажного прибора; и
калибровку полученного сигнала с использованием коэффициентов калибровки.
13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что смоделированные сигналы моделируют с использованием по меньшей мере одного из следующего: конфигурации приемника каротажного прибора или конфигурации передатчика каротажного прибора.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что конфигурации приемника и передатчика каротажного прибора включают по меньшей мере одно из следующего: коэффициент усиления передатчика или приемника;
положение передатчика или приемника вдоль каротажного прибора;
угол наклона передатчика или приемника; или
азимутальный угол передатчика или приемника.
15. Способ по п. 1 или 10, дополнительно включающий: нагрев каротажного прибора; и
вычисление коэффициентов калибровки как функции температуры.
16. Способ по п. 1 или 10, отличающийся тем, что каротажный прибор представляет собой прибор каротажа сопротивления с большой глубиной исследования.
17. Способ по п. 1 или 10, отличающийся тем, что каротажный прибор образует часть каротажного узла для проведения каротажа в процессе бурения или кабельного каротажа.
18. Система, содержащая электронную схему обработки данных для осуществления любого из способов по пп. 1-7 и 10-14.
19. Компьютерный программный продукт, включающий команды, исполнение которых по меньшей мере одним процессором приводит к выполнению указанным процессором любого из способов по пп. 1-7 и 10-14.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2013/059066 WO2015038102A2 (en) | 2013-09-10 | 2013-09-10 | Surface calibration of a wellbore resistivity logging tool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016103309A true RU2016103309A (ru) | 2017-10-16 |
RU2667333C2 RU2667333C2 (ru) | 2018-09-18 |
Family
ID=52666484
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016103309A RU2667333C2 (ru) | 2013-09-10 | 2013-09-10 | Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10359536B2 (ru) |
CN (1) | CN105612432B (ru) |
AU (1) | AU2013400145B2 (ru) |
BR (1) | BR112016002519A2 (ru) |
CA (1) | CA2920169A1 (ru) |
DE (1) | DE112013007420T5 (ru) |
GB (1) | GB2533711A (ru) |
MX (1) | MX357876B (ru) |
MY (1) | MY187206A (ru) |
NO (1) | NO20160142A1 (ru) |
RU (1) | RU2667333C2 (ru) |
SA (1) | SA516370533B1 (ru) |
WO (1) | WO2015038102A2 (ru) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10036827B2 (en) * | 2014-11-18 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Petrophysically-consistent calibration of full-tensor electromagnetic induction tools |
WO2016108840A1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic ranging with azimuthal electromagnetic logging tool |
WO2017078740A1 (en) * | 2015-11-06 | 2017-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole logging systems and methods employing adjustably-spaced modules |
US10955580B2 (en) * | 2016-03-31 | 2021-03-23 | Pulse Directional Technologies Inc. | Tuned probe style propagation resistivity tool |
CA3064876C (en) * | 2017-08-07 | 2021-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Component-based look-up table calibration for modularized resistivity tool |
US11112523B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Calibration of electromagnetic measurement tool |
US11086046B2 (en) * | 2018-04-27 | 2021-08-10 | Maxwell Dynamics, Inc. | System and method for the calibration of azimuthal resistivity logging tools |
US11774633B2 (en) * | 2018-06-05 | 2023-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method to automatically calibrate a downhole tool in an oil-based mud environment |
US10808526B2 (en) * | 2018-10-16 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Transmitter and receiver interface for downhole logging |
WO2021258047A1 (en) * | 2020-06-19 | 2021-12-23 | Schlumberger Technology Corporation | Antenna calibration in an em logging tool |
US11329843B1 (en) * | 2020-08-28 | 2022-05-10 | Earthsystems Technologies, Inc. | Method for multichannel acquisition of geophysical data and system implementation |
US11768315B1 (en) | 2022-04-04 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Directional electromagnetic ratio calibration |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4876511A (en) * | 1988-10-20 | 1989-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing and calibrating an electromagnetic logging tool |
CA2355083C (en) | 1998-12-14 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | High resolution array induction tool |
US7190169B2 (en) * | 1999-12-24 | 2007-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments |
US7769572B2 (en) * | 2001-09-07 | 2010-08-03 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Method of imaging subsurface formations using a virtual source array |
US7414391B2 (en) * | 2002-07-30 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic logging tool calibration system |
US7183771B2 (en) | 2002-09-09 | 2007-02-27 | Ultima Labs, Inc. | Multiple transmitter and receiver well logging device with error calibration system including calibration injection system |
US7027922B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Deep resistivity transient method for MWD applications using asymptotic filtering |
US7027923B2 (en) | 2003-12-12 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining sonde error for an induction or propagation tool with transverse or triaxial arrays |
US7408355B1 (en) * | 2004-05-07 | 2008-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
US7282704B2 (en) * | 2004-05-28 | 2007-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining formation porosity and gas saturation in a gas reservoir |
US7385401B2 (en) * | 2005-07-08 | 2008-06-10 | Baker Hughes Incorporated | High resolution resistivity earth imager |
US7279889B1 (en) * | 2006-03-31 | 2007-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for calibration of well logging tools |
US7915895B2 (en) * | 2007-06-22 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of calibrating an azimuthal inductive cross-coil or tilted coil instrument |
WO2009009409A1 (en) * | 2007-07-10 | 2009-01-15 | Schlumberger Canada Limited | Methods of calibrating a fluid analyzer for use in a wellbore |
US8258790B2 (en) * | 2008-11-20 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Oscillator sensor for determining a property of an earth formation |
US8173954B2 (en) * | 2008-12-30 | 2012-05-08 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Detector for use in well-logging applications |
BR112014020272A8 (pt) | 2012-02-17 | 2017-07-11 | Schlumberger Technology Bv | Método para a calibração de um instrumento de medição electomagnética ao longo do furo, e método para a calibração de um instrumento de medição electromagnética ao longo do furo |
-
2013
- 2013-09-10 GB GB1602028.1A patent/GB2533711A/en not_active Withdrawn
- 2013-09-10 CA CA2920169A patent/CA2920169A1/en not_active Abandoned
- 2013-09-10 AU AU2013400145A patent/AU2013400145B2/en not_active Ceased
- 2013-09-10 RU RU2016103309A patent/RU2667333C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-09-10 MX MX2016001382A patent/MX357876B/es active IP Right Grant
- 2013-09-10 US US14/907,921 patent/US10359536B2/en active Active
- 2013-09-10 MY MYPI2016700371A patent/MY187206A/en unknown
- 2013-09-10 DE DE112013007420.6T patent/DE112013007420T5/de not_active Withdrawn
- 2013-09-10 WO PCT/US2013/059066 patent/WO2015038102A2/en active Application Filing
- 2013-09-10 BR BR112016002519A patent/BR112016002519A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-09-10 CN CN201380078686.XA patent/CN105612432B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2016
- 2016-02-01 NO NO20160142A patent/NO20160142A1/en not_active Application Discontinuation
- 2016-02-03 SA SA516370533A patent/SA516370533B1/ar unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2013400145A1 (en) | 2016-02-18 |
GB2533711A (en) | 2016-06-29 |
US10359536B2 (en) | 2019-07-23 |
SA516370533B1 (ar) | 2019-01-19 |
CN105612432A (zh) | 2016-05-25 |
AU2013400145B2 (en) | 2016-09-08 |
CA2920169A1 (en) | 2015-03-19 |
GB201602028D0 (en) | 2016-03-23 |
DE112013007420T5 (de) | 2016-05-25 |
WO2015038102A2 (en) | 2015-03-19 |
MX2016001382A (es) | 2016-08-03 |
MY187206A (en) | 2021-09-10 |
US20160170068A1 (en) | 2016-06-16 |
BR112016002519A2 (pt) | 2017-08-01 |
MX357876B (es) | 2018-07-27 |
CN105612432B (zh) | 2019-04-26 |
RU2667333C2 (ru) | 2018-09-18 |
WO2015038102A3 (en) | 2015-11-19 |
NO20160142A1 (en) | 2016-02-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2016103309A (ru) | Поверхностная калибровка прибора скважинного каротажа сопротивления | |
RU2015153196A (ru) | Компьютерная программа для калибровки прибора для проведения каротажа сопротивления в скважине | |
RU2015121653A (ru) | Система (варианты) и способ (варианты) для оценки глубокозалегающего пласта | |
RU2663686C2 (ru) | Определение истинного удельного сопротивления пласта | |
AU2013400142B2 (en) | Homogeneous inversion for multi-component induction tools | |
CA2912954C (en) | Detecting bed boundary locations based on measurements from multiple tool depths in a wellbore | |
RU2014106048A (ru) | Способ и инструмент для обнаружения обсадных труб | |
GB2496786A (en) | System and method for estimating directional characteristics based on bedding moment measurements | |
GB2465735A (en) | Method and apparatus for imaging bed boundaries using azimuthal propagation resistivity measurements | |
NO20110023A1 (no) | System og fremgangsmate for generering av seismiske undersokelser med sann dybde | |
AU2012394955A1 (en) | Reducing conductive casing effect in transient cased-hole resistivity logging | |
NO20180609A1 (en) | Methods and systems to analyze bed boundary detection | |
SA519401230B1 (ar) | عزم ثنائي القطب قابل للضبط لقياسات التكوين | |
RU2015119887A (ru) | Способ (варианты) и устройство получения компенсированных сигналов для определения характеристик пласта | |
US11740380B2 (en) | Minimal electronic sensor collars | |
CA2895025C (en) | Sourceless density determination apparatus, methods, and systems | |
CN104088630B (zh) | 随钻方位电阻率测井仪器获取地层边界距离的方法 | |
US10302803B2 (en) | Measurement correction apparatus, methods, and systems | |
GB2526824A (en) | Determination of initial tool orientation | |
CA2992437C (en) | Passive ranging using acoustic energy originating from a target wellbore | |
NO20150643A1 (en) | Method and apparatus for deep transient resistivity measurement while drilling | |
CN107035364B (zh) | 一种井间电磁刻度方法 | |
CN104100261B (zh) | 获取随钻方位电阻率测井仪器距地层边界距离的系统 | |
Shiryaev | RELATIVE DIP ANGLE DETERMINATION ERROR IMPLICATIONS |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200911 |