Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах (стр. 4 )

Большинство видов скважинной аппаратуры имеют индивидуальную линейную или нелинейную ГХ. Требуется ее периодическая градуировка после ремонта и в случае признания ее негодной в процессе калибровки. Кроме того, задача усложняется, если ГХ аппаратуры представлена в виде семейства характеристик или функции двух переменных. Возникает необходимость создания нового поколения интеллектуального калибровочного оборудования, которое могло бы в соответствии с установленными критериями отслеживать коэффициенты ГХ во времени каждого измерительного канала скважинной аппаратуры в течение всего ее жизненного цикла и исключить субъективные факторы. Требуется также унифицированная форма представления метрологической информации по каждому измерительному каналу всех типов аппаратуры в метрологический сервер предприятия, доступной для интерпретационной службы.

Такой комплекс из 10 программно-управляемых установок для калибровки скважинной геофизической аппаратуры был создан под руководством автора. Все установки состоят из унифицированных узлов и блоков, включая блоки микроконтроллеров разного уровня, исполнительные механизмы, первичные преобразователи (датчики) температуры, давления, перемещения, плоских углов, блоки питания. Эти блоки связаны информационно по шине I2C с центром управления – «мастер-контроллером» и работают под его управлением. В состав каждой установки входит технологический компьютер, обеспечивающий общее управление работой установки и связь с метрологическим сервером геофизического предприятия. На сервер передается «Протокол калибровки аппаратуры» и (или) «Сертификат о калибровке аппаратуры» унифицированной формы, в которых отражается степень годности калибруемой аппаратуры.

На этапах градуировки и калибровки аппаратуры могут быть использованы либо одни и те же образцовые средства измерений, либо разные. В связи с этим выделяются две различные технологии метрологического контроля аппаратуры в зависимости от технических особенностей применяемых эталонов.

Технология № 1 предусматривает использование одних и тех же образцовых средств измерений (измерительных приборов, преобразователей или многозначных мер) как на этапе градуировки, так и этапе калибровки. Это наиболее распространенная технология, в основу которой положены следующие методологические подходы:

- всегда выполняется периодическая калибровка с построением новой ГХ независимо от назначения метрологических работ;

- если ГХ аппаратуры отсутствует (при выпуске ее из производства или после ее ремонта), то определяются только коэффициенты вновь построенной функции преобразования и оценки характеристик погрешности, полученные с использованием этих принятых коэффициентов; в этом случае отбраковка аппаратуры по оценкам погрешности происходит чрезвычайно редко;

- если ГХ аппаратуры имеется (аппаратура представлена на очередную калибровку после геофизических работ по истечению межкалибровочного периода), то определяются коэффициенты новой функции преобразования, а оценки характеристик погрешности находят с использованием старой ГХ. Эти оценки сравнивают с нормированными характеристиками погрешности, вычисляется степень годности и принимается одно из трех решений об использовании ГХ.

Технология № 2 предусматривает использование разных образцовых средств измерений (многозначных мер) на этапе градуировки (например, стандартных образцов (СО) пористости и плотности) и этапе калибровки (например, имитаторов пористости или плотности). Это менее распространенная технология. Она применяется для метрологических работ с аппаратурой нейтронного (НК) и плотностного (ГГК) каротажа. В ее основу положены следующие методологические подходы:

- всегда выполняется периодическая калибровка с построением новой ГХ независимо от вида применяемых образцовых средств измерений;

- если ГХ аппаратуры отсутствует (при выпуске ее из производства или после ее ремонта), то определяются коэффициенты вновь построенной функции преобразования с использованием СО пористости (или плотности) и оценки характеристик погрешности, полученные с использованием этих принятых коэффициентов; в этом случае отбраковка аппаратуры по оценкам погрешности почти не происходит; одновременно по полученной ГХ и показаниям аппаратуры определяют значения коэффициента пористости, воспроизводимые двумя или тремя имитаторами пористости (или плотности);

- если ГХ аппаратуры, построенная в СО пористости имеется и аппаратура представлена на очередную калибровку, то определяются оценки характеристик погрешности с использованием представленной ГХ. Эти оценки сравнивают с нормированными характеристиками погрешности, вычисляется степень годности и принимается одно из трех решений об использовании ГХ.

В качестве примера компьютерной реализации технологии № 2 (программы обработки данных при метрологическом контроле аппаратуры стационарного нейтронного каротажа) на рис. 4 приведен вид рабочего окна программы.

Рис. 4. Вид рабочего окна программы обработки данных при градуировке

и калибровке аппаратуры стационарного нейтронного каротажа.

После введения всех исходных данных (типа и номер прибора, фамилии калибровщика, информации о нормальных условиях, выходных сигналов) калибровщику необходимо указать (выбрать) вид метрологических работ (первичная градуировка в СО или периодическая калибровка в ИПП). Выбирается также вид градуировочной характеристики (параболическая или линейная) калибруемого прибора. Автоматически заполняются столбцы таблицы «Результаты обработки» и таблица коэффициентов «А», «В» и «С» градуировочной характеристики А+Вх+Сх2.

Следует заметить, что ГХ аппаратуры НК преимущественно нелинейные. Поэтому в режиме градуировки при выборе линейной аппроксимации ГХ в окне рабочей программы (рис. 4) в столбце «Оценка абс. погрешности» появятся не нулевые значения абсолютной погрешности градуируемой аппаратуры.

Типы серийно выпускаемого калибровочного оборудования, реализующего технологию № 1, и методические особенности градуировки и калибровки измерительных каналов серийной скважинной аппаратуры приведены в табл. 6.

Таблица 6 - Методические особенности градуировки и калибровки скважинной аппаратуры и типы калибровочного оборудования (для технологии № 1)

Измерительный канал	Тип калибровочного оборудования	Методические особенности градуировки и калибровки канала
МЭД естественной гамма-активности пород	УАК-ГК-50 – для автоматизированной калибровки каналов интегрального ГК	Градуировка и калибровка канала интегрального ГК выполняется от источника Ra226 через рассеивающую среду кальцита. Критерий переградуировки и
Плотность горной породы	СО плотности; КИП-ГГК - комплект имитаторов плотности	Градуировка аппаратуры ГГК выполняется в трех СО плотности при температуре (20±3) оС., а калибровка с использованием комплекта имитаторов плотности, «привязанных» к СО. Критерий переградуировки и
Коэффициент пористости горной породы	Комплект СО водонасыщенной пористости кальцитовых и кварцитовых горных пород, пересеченных скважиной. КИП-НК - комплект имитаторов пористости	Градуировка аппаратуры НК выполняется в трех СО водонасыщенной пористости чистых кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм, при температуре (20±2) оС, а калибровка - с использованием комплекта имитаторов пористости, «привязанных» к одному из комплектов СО пористости. Критерий переградуировки и
Толщина стенки труб и плотность вещества в затрубном пространстве	Комплект СО толщины стенки труб и плотности вещества в затрубном пространстве	Градуировка аппаратуры СГДТ и ЦМ выполняется в трех СО толщины стенки труб и трех СО плотности вещества в затрубном пространстве. В итоге получают три ГХ для канала толщиномера и от 9 до 18 характеристик для селективных каналов плотномера. Критерий переградуировки и
Диаметр скважины	УАК-Кав-700 – для автоматизированной калибровки каверномеров	Градуировка и калибровка каверномеров с оценкой и учетом вариации показаний. Критерий переградуировки и
Азимутальный, зенитный и визирный углы	УАК-СИ – для автоматизированной калибровки инклинометров[15, 19]	Градуировка (построение графика поправок) инклинометров по каналу азимута через 30о, а калибровка – через 45о при разных зенитных и визирных углах. Коррекция «0» азимута калибровочной установки с учетом вариации геомагнитного поля. Критерий переградуировки и

продолжение таблицы 6

Температура и давление	УАК-СТМ-100/60 – для автоматизированной калибровки термометров и манометров	Градуировка и калибровка канала манометра при одновременном воспроизведении давления и температуры. ГХ в виде функции двух переменных – зависимости давления от выходного сигнала и температуры. Критерий переградуировки и
Расход жидкости в колонне	УАК-СР-60 – для автоматизированной калибровки расходомеров	Градуировка и калибровка канала расходомера выполняется для разного внутреннего диаметра колонны в нагнетательной и добывающей скважине. Рабочая жидкость – питьевая вода при температуре (20±2) оС. Строят 6 или 8 ГХ. Критерий переградуировки и
Влагосодержание нефти	УАК-СВ-60 – для автоматизированной калибровки влагомеров нефти [15, 21]	Градуировка и калибровка канала влагомера жидкости выполняется с использованием эмульсии из питьевой воды и дизельного топлива при температуре (20±2) оС. Критерий переградуировки и
УЭС жидкости	УАК-ИРез – для автоматизированной калибровки резистивиметров	Градуировка и калибровка канала резистивиметра выполняется с использованием СО УЭС на основе водных растворов хлористого натрия при температуре (20±1) оС.
Плотность жидкости	УАК-ПЖ – для автоматизированной калибровки плотномеров жидкости	Градуировка и калибровка канала плотномера жидкости выполняется с использованием СО плотности жидкости при температуре (20±2) оС. Критерий переградуировки и
Длина геофизического кабеля	УАРК-10 – для автоматизированной разметки геофизического кабеля[12, 15]	Градуировка геофизического кабеля выполняется с использованием УАРК-10 при температуре (20±2) оС, а калибровка – измерением расстояния между 1-ой и 11-ой метками размеченного кабеля поверенной измерительной рулеткой.

На рис. 6 приведены фотографии некоторых программно-управляемых установок для калибровки скважинной аппаратуры по технологии № 1.

Особенностью установки УАК-СИ (рис. 6а) является наличие привода вращения инклинометра по трем осям с дискретностью воспроизведения углов до 0,5 угловой минуты с пределами абсолютной погрешности до ±3 угловых минут. Установки УАК-Кав-700 (рис. 6б) позволяют оценивать вариацию

(люфты) каверномеров-профилемеров. Установки УАК-СР (рис. 6в) имеют систему удаления воздуха из гидравлического канала. Установка УАК-СВ-60

а

б

в

г

Рис.6. Фотогрфии установок для автоматизированной калибровки: а – магнитометрических и гироскопических инклинометров; б – каверномеров; в – расходомеров воды; г – влагомеров нефти.

(рис. 6г) позволяет создавать однородную водонефтяную эмульсию.

Таким образом, разработан и внедрен на геофизических предприятиях России и СНГ комплекс новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, термометров, манометров, расходомеров, влагомеров нефти, резистивиметров и плотномеров жидкости. Это позволило более, чем в два раза повысить показатели точности этой аппаратуры и достоверность ее метрологического контроля за счет исключения источников субъективных погрешностей измерений, применения современных технологий и средств измерений, а также обоснованных критериев оценки достоверности и качества ее калибровки.

В шестой главе дано обоснование и описано функционирование основных элементов реализованной системы метрологического обеспечения измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин в современных условиях Российской Федерации, а так же некоторые особенности метрологической аттестации калибровочного оборудования на геофизических предприятиях.

Организационная структура такой системы МО измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин отражена в табл. 7.

Таблица 7 - Организационная структура такой системы МО измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин

Организация, предприятие	Средства измерений	Задачи и род деятельности организаций и предприятий
Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии России	СИ, заимствованные из государственных поверочных схем	Аттестация Центра обеспечения единства геофизических измерений на техническую компетентность. Поверка общетехнических СИ, применяемых метрологическими службами геофизических предприятий и Центром обеспечения единства геофизических измерений
Центр обеспечения единства геофизических измерений (Центр метрологических исследований)	Специальные эталоны - СО свойств и состава пластов горных пород, зонды-компараторы, поверенные общетехнические СИ	Обеспечение единства скважинных измерений на предприятиях России путем создания и хранения СО свойств и состава пластов горных пород, пересеченных скважиной, аттестации калибровочного оборудования на предприятиях с использованием передвижных метрологических лабораторий, и контроля за соблюдением метрологических правил и норм
Метрологические службы геофизических предприятий	Калибровочное оборудование для геофизической аппаратуры	Обеспечение требуемой точности измерений параметров пластов и скважин путем периодической градуировки и калибровки геофизической аппаратуры.

Российская система обеспечения единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин построена на основе и в составе Российской системы калибровки, что обеспечивает привязку используемых в ней технических средств к государственным эталонам России.

Система МО методов и средств измерений параметров пластов и скважин включает два уровня технических средств. Первый уровень - аппаратурный – для контроля показателей точности средств измерений в условиях однородных сред. Второй уровень - методический – для контроля показателей точности МВИ в условиях принятой типовой модели структуры исследуемой среды на основе физического и математического моделирования.

Метрологическая служба геофизического предприятия (МС ГП) создается для организации и выполнения работ по градуировке и калибровке скважинной и полевой геофизической аппаратуры, аппаратуры для ГТИ, а также для метрологического обеспечения этапов интерпретации геофизических измерений и петрофизических исследований. Она несет ответственность за обеспечение требуемой точности выполняемых измерений параметров пластов и скважин. Ее деятельность осуществляется в соответствии с утвержденными методиками калибровки с использованием калибровочных установок, аттестованных специализированными организациями Российской системы калибровки.

Компьютерная обработка результатов калибровки выполняется калибровщиками многих геофизических предприятий с помощью комплекса унифицированных метрологических обрабатывающих программ, созданных автором в 1991 г. в операционной среде DOS. В 2005 г. эти программы переработаны под WINDOWS, см. рис. 5. Они позволяют формировать и хранить стандартные протоколы и сертификаты о калибровке, выполнять анализ степени годности аппаратуры и выдавать рекомендации калибровщику в соответствии с заранее настроенными критериями.

Все сведения о калибровке геофизической аппаратуры (градуировочные характеристики, графики и таблицы поправок и др.) хранятся на сервере метрологической службы, включенном в локальную компьютерную сеть предприятия. В случае отсутствия локальной компьютерной сети предприятия результаты калибровки аппаратуры могут передаваться интерпретаторам и начальникам партий на любых носителях информации, принятых в обращение на предприятии. Хранение и содержание эталонов геолого-геофизических параметров в Центре метрологических исследований выполняется в соответствии с установленными нормами. Поддерживается нормальный температурный режим эксплуатации эталонов, осуществляется контроль стабильности воспроизводимых параметров во времени.

Центр выполняет ежегодную метрологическую аттестацию калибровочного оборудования по утвержденным методикам на 39-и геофизических предприятиях с использованием двух передвижных метрологических лабораторий.

Отметим некоторые методические особенности метрологической аттестации стандартных образцов, калибровочных установок и имитаторов на геофизических предприятиях. Трубные акустические волноводы, заполненные водой или маслом, контролируются с применением аттестованного центрированного скважинного акустического излучателя и приемника (гидрофона сферического типа) на фиксированных частотах. Сигнал от гидрофона регистрируется при его перемещении на фиксированные расстояния вдоль оси трубы. Периодический контроль стабильности акустических параметров волноводов осуществляется аттестованной четырехэлементной аппаратурой МАК-7. Имитаторы УЭС для аппаратуры контактных методов ЭК аттестуются с учетом начального сопротивления магазинов сопротивлений и подводящих проводов. Методика аттестации имитаторов УЭП для индукционных методов ЭК сводится к проверке соответствия измеренных значений их активного и реактивного сопротивления, емкости, индуктивности и добротности расчетным значениям параметров имитатора. Первичная аттестация СО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, выполняется объемно-весовым методом в процессе его создания на геофизическом предприятии с использованием аттестованной МВИ параметров СО. Контроль стабильности аттестованных значений параметров моделей пластов горных пород периодически проверяются специальным зондом-компаратором, путем их сличения с ГСО. Первичная аттестация СО плотности вещества в затрубном пространстве выполняется объемно-весовым методом. Контроль стабильности аттестованных значений плотности СО и толщины стенки труб периодически проверяются аттестованным СГДТ-НВ.

Инклинометрические установки подвергаются метрологической аттестации по каналу зенитных углов с использованием оптического квадранта КО-10, а по каналу азимутальных проверяется 0о с помощью эталонной ориентир-буссоли. При первичной аттестации установки проверяется однородность магнитного поля в помещении инклинометрической лаборатории.

Калибровочные термостаты для скважинных термометров с встроенным эталонным термометров подвергаются контролю однородности теплового поля в термокамере, а также калибруется эталонный термометр. В установках для калибровки скважинных расходомеров калибровке подвергается эталонный расходомер, а также контролируется ламинарность потока воды в каждой колонне во всем нормированном диапазоне воспроизводимых расходов воды для добывающих и нагнетательных скважин.

Система МО ГИС включает также обучение метрологов-калибровщиков СГА метрологических служб геофизических предприятий на ежегодных курсах. В состав учебных пособий для калибровщиков аппаратуры включены основные результаты научных исследований автора.

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.

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, 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.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

Монографии:

1.  , , Цирульников обеспечение геофизических исследований скважин// М. Недра, 19с.

2.  , Лобанков основы метрологии геофизических исследований скважин. Учебное пособие/ М.- РГУ нефти и газа им. , - 1996.-118с.

3.  , Лобанков метрологии, стандартизации и сертификации в геофизике. Часть 1. Основы метрологии геофизических измерений в скважинах. – Учебное пособие// М.- РГУ нефти и газа им. .-2004.-104с.

4.  , Основы метрологии, стандартизации и сертификации в геофизике. Часть 2. Методы обеспечения качества первичной геофизической информации.- Учебное пособие// М.- РГУ нефти и газа им. .-2004.-128с.

5.  Кривко геофизических исследований скважин. Учебник для вузов// Совместная глава «Метрологическое обеспечение технологии геофизических исследований скважин».- С.290-321/.- М.: Недра. 1991.-384с.

6.  Оценка качества геофизических исследований// Совместная глава «Метрологическое обеспечение ГИС».-С.29-53/- М.: Недра. 1991.-254 с.

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК:

7.  Лобанков погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Сентябрь, М.-ВНИИОЭНГ.-С.11-15.

8.  Лобанков погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Август, М.-ВНИИОЭНГ.-С.18-22.

9.  , Святохин модели пластов и скважин для нефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело.- Том 5.- №С.71-76.

10.  Лобанков автоматизированной градуировки и калибровки скважинной геофизической аппаратуры// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Ноябрь.-ВНИИОЭНГ.-С.43-47.

11.  , , Подковыров обеспечение инклинометрии и глубинометрии нефтегазовых скважин// Бурение и нефть.- 2005.-Июль-август.-С.26-27.

12.  , Святохин обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Научно-технический вестник «Каротажник».-2005.-№10-11.-С.199-206.

13.  , , Лобанков МЦ «Урал-Гео» при геологическом изучении недр// Научно-технический вестник «Каротажник».-2003.-№ 3.-С.56-61.

14.  Лобанков анализ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Геофизика.-2002.-№ 3.-С.73-77.

15.  Лобанков обеспечение скважинных измерений// Геофизика.- 2000.-спец. выпуск.-С.50-55.

16.  Лобанков метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1996.-№ 4.-С.41-43.

17.  Лобанков измерений удельного электрического сопротивления пластов горной породы и их методические погрешности// Метрология, № 12, 1981, С.42–46.

18.  , , Лобанков метрологического обеспечения геофизических средств измерений на предприятиях Миннефтепрома// Измерительная техника, № 8, 1977 - С. 10-14.

19.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 000 Автоматизированная установка для калибровки термометров и манометров/ , // М.-ФИПС, БИ № 31.-2003.

20.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 000 Автоматизированная установка для калибровки приборов гамма-каротажа/ , , // М.-ФИПС, БИ № 18.-2004.

21.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 000 Автоматизированная установка для калибровки инклинометров/ , , ёв, , // М.-ФИПС, БИ № 10.-2005.

22.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 000 Способ калибровки резистивиметров и установка для его реализации/ , , // М.-ФИПС, БИ № 6.-2003.

23.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 000 Способ калибровки влагомеров и установка для его реализации/ , , // М.-ФИПС, БИ № 24.-2006.

24.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 000 Автоматизированная установка для калибровки скважинных расходомеров/ , , // М.-ФИПС, БИ № 35.-2006.

25.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для контроля скважинной аппаратуры/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 17.-1981.

26.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для контроля аппаратуры электрического каротажа/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 21.-1982.

27.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для электромагнитного каротажа скважин/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 29.-1983.

28.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для измерения расхода жидкостей и газов в скважинах/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 36.-1977.

29.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для градуировки и поверки аппаратуры акустического каротажа/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 10.-1981.

30.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Поверочно-калибровочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 46.-1981.

31.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для градуировки скважинных термопреобразователей/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 47.-1982.

32.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для электромагнитного каротажа/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 8.-1983.

33.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Поверочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 18.-1983.

34.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Способ исследования скважины/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 45.-1983.

35.  Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А. С. СССР № 000 Устройство для измерения глубины при каротаже скважины/ , , // М.-ВНИИГПЭ, БИ № 4.-1986.

Нормативные документы:

36.  ГОСТ Инклинометры. Методы испытаний/ , , и др. – всего 13 исполнителей.-М., Изд. «Стандарты».-1982.

37.  ГОСТ 8.447-81 Инклинометры. Методы и средства поверки/ , , и др. – всего 13 исполнителей.-М., Изд. «Стандарты».-1982.

38.  РД 004-88 Аппаратура геофизическая скважинная. Методика расчета характеристик погрешности в реальных условиях эксплуатации/ // М.- Изд. Миннефтепрома СССР.- 1989.-17с.

39.  ТПр 96-84 Типовая программа и методика проведения государственных приемочных испытаний скважинной геофизической аппаратуры/ , , и др. – всего 6 исполнителей.- Уфа.-ВНИИнефте-промгеофизика.-1984.-19с.

40.  РДС Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений удельного электрического сопротивления/ , , .- М.- Изд. Миннефтепрома СССР.-1980.-8с

41.  РДС Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений интервального времени распространения акустических волн/ , , и др. - всего 6 исполнителей.- Уфа.-1980.

42.  РДС Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений коэффициента затухания акустических волн в диапазоне частот от 3 кГц до 50 кГц/ , , и др. - всего 6 исполнителей.- Уфа.-1980.

43.  РДС Ведомственная поверочная схема для скважинных каверномеров и профилемеров/ , .- Уфа.-1980.

44.  СТ ЕАГО 008-01 Геофизическая аппаратура и оборудование. Методики калибровки и калибровочные схемы. Требования к составу, построению и содержанию. Правила утверждения и регистрации/ , , .- М.-1998.

45.  СТ ЕАГО 026-01 Аппаратура электрического каротажа микрометодами (БМК и МЗ). Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний/ , , и др. – всего 9 исполнителей.- М.-1996.

46.  СТ ЕАГО 025-01 Аппаратура электрического каротажа (БК и БКЗ). Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний/ , , и др. – всего 9 исполнителей//.- М.-1996.

47.  СТ ЕАГО 028-01 Аппаратура акустического каротажа. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний/ , , и др. – всего 8 исполнителей.- М.-1996.

48.  РД Средства измерений для геофизических исследований в скважинах. Метрологические характеристики. Номенклатура и выбор комплекса/ , , .- М.- Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.

49.  РД Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений плотности горных пород/ , , // Изд. Миннефтепрома СССР.-1983.

50.  МИ 1062-85 ГСИ. Влагомеры горных пород нейтронные скважинные. Методика поверки/ , , .-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.

51.  МИ 1550-86 ГСИ. Гамма-плотномеры горных пород скважинные. Методика поверки/ , , .- Уфа.- ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.

52.  ОСТ Аппаратура промыслово-геофизическая. Общие технические условия/ , , и др. – всего 10 исполнителей)// М.-Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.

53.  ОСТ Аппаратура геофизическая скважинная для исследования бурящихся скважин. Виды, основные параметры и размеры. Базовые значения показателей качества/ , и др. – всего 16 исполнителей.-М. Изд. Миннефтепрома СССР -1985.

54.  МУ 3 Параметры, принимаемые в качестве измеряемых величин при промыслово-геофизических исследованиях/ .-Уфа.- ВНИИнефгепромгеофизика.-1983.

Другие публикации:

55.  , Широков указания по метрологическому обеспечению промыслово-геофизической аппаратуры// М.: Изд. МИНГ им. .- 1987.- 55с.

56.  , Александров метрологического обеспечения скважинной геофизической аппаратуры. Методические указания для студентов специальности 0802.02// Уфа, изд. УНИ, 1989.-37с.

57.  Лобанков методик выполнения измерений параметров нефтегазовых залежей//Метрологическая служба СССР.-Вып.12.-1983.-С.16-21.

58.  К вопросу определения методических погрешностей измерений удельного электрического сопротивления пластов горных пород// Деп. в ВНИИОЭНГ, № 000 нг В83. М.-1983.-7 с.

59.  Лобанков основы метрологической экспертизы и аттестации МВИ параметров пластов// Тезисы докладов второй всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово-геофизических работ».-Уфа.-1989.-С21-23.

60.  , , Калистратов УПЭК-I для градуировки и поверки аппаратуры электрического каротажа// Труды ВНИИнефтепромгеофизики, вып 10.- Уфа.-1980 - С.174-179.

61.  Лобанков аспекты повышения эффективности исследований нефтегазовых коллекторов// Исследование коллекторов сложного строения, техника и методика.- Уфа, 1982.- С. 125-132.

62.  , , Лобанков использования стандартных образцов при геофизических исследованиях скважин на нефтегазовых месторождениях// Сб. трудов ВНИИЯГГ. Ядерная геофизика при поиске и разведке месторождений нефти и газа. М., 1981.- С. 100-107.

63.  , , Лобанков и перспективы развития метрологического обеспечения аппаратуры нейтронного каротажа// Сб. «Геофизическая аппаратура», вып. 77.- М.-1983.-С.122-128.

64.  , , Котельников обеспечение геофизических средств измерений на стадии эксплуатации// Труды ВНИИнефтепромгеофизики.- Сб. Техника и технология геофизических исследований нефтяных скважин.- Уфа, 1979.- С.78-81.

65.  , , Коровин обеспечение измерений при геологическом изучении недр Башкортостана//: Материалы IV Республиканской геологической конференции «Геология и перспективы расширения сырьевой базы Башкортостана и сопредельных территорий».- Т.2.- Уфа.- 2001. - С.225-226

66.  , , Святохин единиц геологических параметров// «Новые идеи в науках о Земле»: Материалы VI Международной конференции.-М.-2003.-Т.1.-С.274.

67.  Метрологическое обеспечение ГИС – новые перспективы// Сборник тезисов докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности».- Уфа,- 2003, С. 169-170.

68.  , , Морозов калибровочного оборудования для геофизических предприятий// Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике».- Уфа.- 2004.- С.56-57

69.  , , Кильметов -управляемый комплекс метрологического оборудования для контроля геофизической аппаратуры//. В Сб.: vi Конгресс нефтегазопромышленников России, секция «а», Научный симпозиум «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе». - Уфа, - 2005. – С.205-206

70.  , Лобанков обеспечение контроля качества цементирования скважин// Сборник научных трудов международной научно-практической конференции «Повышение качества строительства скважин».- Изд. Научно-техн. литературы «Монография», Уфа,-2005, С. 272-275.

71.  , , Гайнуллин для метрологического обеспечения ГИС и ГТИ/ // Тезисы докладов научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе».- Уфа.- 2006.- С.12-14.

72.  Лобанков измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин – метрологические аспекты// Новая техника и технологии для геофизических исследований.- Тезисы докладов научной конференции.- Секция D VII Конгресса нефтегазопромышленников России.-Уфа.-2007.-С.55-58.

73.  О стандартизации метрологических правил и норм в области ГИС и ГТИ// Нефтегазовый сервис – ключ к рациональному использованию энергоресурсов.- Материалы научно-практической конференции в рамках международного форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС-2007», 14-15 ноября 2007 г., г. Уфа.