• Xưởng sửa chữa và chuẩn chỉnh máy địa vật lý

    Xưởng có nhiệm vụ chính là bảo dưỡng, sửa chữa và hiệu chỉnh các máy móc thiết bị điện tử phục vụ cho các đơn vị trong Xí nghiệp địa vật lý giếng khoan. Ngoài ra xưởng còn nghiên cứu đưa vào ứng dụng và phát triển công nghệ tin học trong công tác địa vật lý

  • Trung tâm Phân tích và Xử lý số liệu

    Có nhiệm vụ đánh giá chất lượng tài liệu do Xí nghiệp Địa vật lý thực hiện.

  • Đội công nghệ cao

    Khảo sát địa vật lý tổng hợp trong giếng đang khoan. Đo địa vật lý tổng hợp, bắn mìn.

  • Đội Kiểm tra công nghệ khai thác

    Có nhiệm vụ là đo khảo sát và kiểm tra công nghệ khai thác trong các giếng khai thác và bơm ép.

  • Đội Carota khí

    Đội Carôta khí có nhiệm vụ chính là khảo sát carota khí, cung cấp kịp thời các số liệu để xác minh trữ lượng, tình trạng các giếng khoan.

  • Đội thử vỉa

    Đội có nhiệm vụ thử vỉa ở các giếng khoan nhằm định hướng cho công tác khoan, xác định tình trạng và đo vỉa, cung cấp thông tin để xác định trữ lượng công nghiệp của giếng

L&TD

LOGGING & TESTING DIVISION

XÍ NGHIỆP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN - BẠN ĐỒNG HÀNH CỦA CÁC NHÀ DẦU KHÍ

Electrical Micro-Imager

EMI – COST-EFFECTIVE TECHNOLOGY FOR FORMATION AND RESEVOIR EVALUATION

Tool specification

Maximum Temperature
350°F

177°C

Maximum Pressure
20,000 psi 
137 900 kPa
Measurement Range
0.2 - 5000 ohm m
Resistivity Imager
30 in.

762 mm

Dipmeter Processing
0.9 in
23 mm
Resolution
0.2 in.
5.08 mm
Maximum Hole Size
21.00 in
533 mm
Minimum Hole Size
6.25 in.
159 mm
    Number of Buttons
150
   Number of Pads
6 (fully independent)
              In today’s economically-sensitive energy world, thorough and cost-effective reservoir evaluation is more important than ever before. Halliburton’s Electrical Micro Imaging (EMI™) service is a new process designed to meet these needs by producing core-like electrical micro-conductivity images of the formation sequence encountered in the wellbore.

Based on the Award-Winning Six-Arm Dipmeter (SED ™) Technology. The mechanically proven architecture of the EMI is based on six articulating pads, each mounted on an independent arm, allowing improved electrode-to-formation contact. Quality formation images are achieved using 150 pad-mounted sensors distributed 25 on each of the six pads. This results in a measurement resolution of 0.2 inches. Conventional dipmeter information is recorded in addition to the image data.

Operating Principles The EMI tool provides an image of the borehole wall by measuring and mapping formation micro-conductivity with the pad-mounted button electrodes. Current is emitted from the lower section of the tool into the formation. Part of this current (survey current) flows from the pad-mounted buttons, but the rest (focusing current) is used for focusing and maintaining high-resolution measurement. The current of each button is recorded as a curve, sampled at 0.1 inch (0.25 centimeters), or 120 samples per foot. The curves reflect the relative micro-conductivity variations within the formation. These current variations are converted to synthetic color or gray-scaled images. Light colors represent low micro-conductivity, while dark colors reflect high micro-conductivity zones.

Centralization above and below the EMI mandrel optimizes the distribution of the six pads across the circumference of the borehole, especially in horizontal and highly deviated wells.

A full navigation package, consisting of three orthogonal fluxgate accelerometers and three orthogonal magnetometers, is included in the EMI tool to provide accurate information on tool position, motion, direction, and orientation within the borehole. The enormous amount of data acquired while logging is transmitted digitally to the surface unit via Halliburton’s proven Digital Interactive Telemetry System (DITS).

IMAGING – THE KEY TO BETTER ANALISYS

Real-time images are produced at the wellsite. Detailed post-acquisition analysis of the image data is made with high-performance InterView ™ analysis software. Image analysis and enhancement techniques are available for precise identification of formation reservoir characteristics, including the following.

 
  • Detailed stratigraphic and sedimentological analysis. Identification and Characterization of Sedimentary Features
  • Thin bed delineation
  • Fracture analysis
  • Fault Identification and Orientation
  • Identification and Orientation of Secondary Porosity

Comparison of EMI image and fullbore core, showing abrupt fault with no associated drag.

Thin bed response of the EMI tool in a laminated sand/shale sequence.

Nhóm Marketing

Video

Quản lý online

Liên kết nội bộ

Giá dầu