авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 |

Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

Лобанков Валерий Михайлович Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах Специальность 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа – 2008 2

Работа выполнена в ОАО Научно-производственная фирма «Геофизика».

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Валиуллин Рим Абдуллович доктор технических наук, профессор Корженевский Арнольд Геннадьевич доктор технических наук Деркач Анатолий Степанович Ведущая организация - ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» Предполагаемая защита состоится 20 июня 2008 года в _ часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук при От крытом Акционерном Обществе «Научно-производственная фирма «Геофизи ка» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта,

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Нефть и газ – главные энергетические и сырье вые ресурсы России. Специалистам нефтяных компаний приходится оценивать запасы разведанного месторождения и экономическую целесообразность его разработки. На этапе разработки мес торождения приходится позаботиться о ра циональном (наиболее полном и экономичном) извлечении нефти и газа из раз веданных нефтегазовых пластов. Создаются математические модели нефтегазо вых залежей и процесса добычи углеводородного сырья. Основой для принятия обоснованных решений многих задач нефтегазового комплекса является каче ственная (достоверная) информация о параметрах пластов и скважин, получен ная преимущественно геофизическими методами.

Результаты геофизических исследований в скважинах (ГИС) используются при поисках, разведке и контроле разработки нефтегазовых месторождений, а также при решении множества других геологических и технических задач. Для нефтегазовых компаний является актуальным иметь возможность безошибоч ного управления процессом добычи нефти и газа на основе компьютерного мо делирования мес торождения, а также сокращения экономических потерь при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Важно сокраще ние количества пропусков продуктивных пластов, а также исключение случаев их преждевременной обводненности.

При проведении ГИС специалисты решают два класса задач – измеритель ные (определение параметров) и классификационные (разделение объектов на классы). Как правило, решение классификационных задач с показателями дос товернос ти базируется на предварительном решении ряда измерительных задач с показателями точнос ти.

В новых экономических условиях требуется дальнейшее совершенствова ние и развитие всей системы метрологического обеспечения (МО) ГИС с уче том требований законов России «О недрах», «О техническом регулировании» и «Об обеспечении единс тва измерений». В соответс твии с требованиями между народной организации по с тандартизации (ИСО) и международной организа ции законодательной метрологии (МОЗМ) при выполнении любых измерений необходимо указывать прослеживаемость происхождения единицы физической величины. Кроме того, сертификация геофизической аппаратуры также невоз можна без научно-обоснованных методов и средств ее метрологического обес печения.

Цель работы. Обеспечение единства и требуемой точнос ти измерений па раметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Основные задачи диссертационной работы 1. Исследование нового класса метрологических задач, связанных с изме рениями параметров неоднородных горных пород, пересеченных скважиной.

2. Обоснование и разработка способа определения методической состав ляющей погрешности измерений параметров плас тов и скважины, обусловлен ной неадекватнос тью типовой и реальной структуры исследуемой среды, с це лью определения границ применимости методик выполнения измерений (МВИ) этих параметров в процессе их метрологической аттестации.

3. Исследования инс трументальной составляющей погрешнос ти скважин ных измерений в реальных условиях применения геофизической аппаратуры.

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

5. Совершенствование комплекса методик градуировки и калибровки ин дивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры (СГА) с оценкой показателей достовернос ти и качества калибровки для принятия обос нованного решения о необходимости ее переградуирования в случае изменения параметров ее функции преобразования во времени.

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



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

Методы исследования. Поставленные задачи решались с применением знаний в облас ти метрологического анализа методов и средств измерений па раметров пластов горных пород, пересеченных скважиной, системного подхо да, макетирования и разработок технических, методических и программных средств. На этапах построения семейства градуировочных характеристик сква жинной геофизической аппаратуры использовались методы функционального и статистического анализа. При экспериментальных исследованиях эталонных моделей плас тов и скважин и калибровочных установок применены методы статистической обработки результатов измерений. Исследования методических составляющих погрешнос ти измерений параметров пластов выполнены мето дами математического моделирования.

Научная новизна 1. Впервые выделен класс метрологических задач, связанных с измерениями параметров структурных зон неоднородных сред применительно к нефтегазо вым пластам и скважинам. Выполнено обоснование и уточнено определение понятия “кажущееся значение измеряемого параметра” при измерении пара метров структурных зон неоднородных сред, зависящее от взаимного располо жения чувствительных элементов (источников и приемников физического по ля) зонда относительно структурных зон среды (границ плас тов и скважины).

2. Впервые обоснован и разработан способ определения методической со ставляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обуслов ленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды.

Выполнена классификация ис точников методической составляющей погрешно сти измерений параметров пластов и скважины методами ГИС.

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

4. Впервые обоснован и применен показатель достовернос ти калибровки скважинной геофизической аппаратуры, названный «степенью годнос ти». По лучена формула для вычисления с тепени годности аппаратуры в процессе её калибровки. На основе вычисляемой с тепени годности аппаратуры ус тановле ны критерии для принятия решения о необходимос ти её переградуирования по результатам калибровки.

5. Впервые обоснована и разработана технология метрологического контро ля индивидуально-градуируемой аппаратуры нейтронного и плотнос тного гам ма-гамма-каротажа в условиях геофизического предприятия, основанная на ис пользовании эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважи ной, для ее периодической градуировки и контроля стабильности ее градуиро вочной характерис тики с использованием имитаторов порис тости и плотности.

6. Созданы новые стандартные образцы (СО) водонасыщенной, нефтена сыщенной и газонасыщенной порис тости и плотности песчаных (кварцитовых), кальцитовых и доломитовых пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра, повышенной точности;

СО удельного электрического сопро тивления и относительной диэлектрической проницаемости в виде цилиндри ческих емкостей, заполненных водным рас твором хлористого натрия;

плотно сти вещества в затрубном прос транс тве и толщины стенки труб для аппаратуры СГДТ и ЦМ, а также эталонные модели обсаженных скважин, воспроизводя щие параметры бездефектного цементирования и типовых дефектов цементи рования скважин «канал» и «зазор».

Основные защищаемые положения 1. Научно-методические основы системы метрологического обеспечения технологий ГИС при разработке нефтегазовых месторождений, контроле тех нического состояния скважин и новая технология применения с тандартных об разцов пористости и плотнос ти горных пород, пересеченных скважиной, непо средственно на геофизических предприятиях, что позволяет обеспечить задан ные показатели точнос ти основных измеряемых параметров нефтегазовых пла стов и скважин.

2. Способ определения методических составляющих погрешности измере ний параметров пластов и скважины, обусловленных неадекватностью приня той типовой и реальной с труктуры среды, позволяющий методами математиче ского моделирования кажущихся значений параметров неоднородной среды ус танавливать границы применимости МВИ этих параметров в процессе их мет рологической аттестации.

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

4. Автоматизированная технология метрологических исследований сква жинной геофизической аппаратуры на основе комплекса новых программно управляемых эталонных установок с анализом показателей дос товерности и ка чества процесса калибровки для принятия обоснованного решения о годности или необходимос ти переградуирования или необходимости отбраковки инди видуально-градуируемой геофизической аппаратуры.

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

Практическая ценность и реализация работы. В результате проведен ных исследований разработан и внедрен научно-обоснованный комплекс мето дик, технических средств и нормативной документации для обеспечения един ства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Нормативные документы (Стандарты СЭВ, ГОСТы, ОСТы, РД, МУ, ТПр), определяющие методические, технические и организационные основы метро логического обеспечения ГИС, были введены в действие постановлениями ис полкома СЭВ, Госстандарта СССР, приказами Миннефтепрома СССР и Мингео СССР. Стандартизация в области метрологического обеспечения ГИС позволи ла повысить точность измерений параметров пластов и скважины.

Стандартные образцы свойств и состава горных пород в виде эталонных моделей пластов (монолитных блоков горных пород, насыпных моделей для АК, НК, ГГК и электролитических моделей для ЭК) были внесены в Государст венный реестр с тандартных образцов состава и свойств веществ и материалов СССР и России. Эти СО были использованы в практике научных и производст венных геофизических организаций России, Белоруссии и Узбекистана.

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

Результаты исследований положены в основу пяти учебных пособий для студентов геофизических специальнос тей на кафедре ГИС Российского госу дарственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина и на кафедре гео физики Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Начиная с 1979 г., результаты исследований использовались при обучении ве домственных поверителей скважинной геофизической аппаратуры при ВНИИ нефтепромгеофизике. На базе выполненных исследований в 2005 г. автором обновлены учебные пособия для курсов калибровщиков скважинной геофизи ческой аппаратуры при Учебном центре ОАО НПФ «Геофизика» и ГУП ЦМИ «Урал-Гео».

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

Калибровочные установки пос тавлены в ОАО НПП «ВНИИГИС», ОАО НПФ «Геофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть Ноябрьск-нефтегазгеофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Самара нефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнеф тегеофизика», трес ту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» и дру гим предприятиям.

Апробация работы Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на: Международном симпозиуме СЭВ «ГИС в сверхглубоких скважинах» (г. Солнок, Венгрия, 1985 г.);

Первой и Второй Всесоюзной науч но-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово геофизических работ» (г. Уфа, 1987 и 1989 годы);

Семинаре компании Шлюм берже «Метрологическое обеспечение ГИС» (г. Париж, Франция, 1992 г.);

Ме ждународной научно-практической конференции «Метрология геофизических исследований» (г. Уфа, 2000 г.);

Первом, втором, третьем и четвертом Между народном Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (г.

Уфа в 2000 - 2004 г. г., Шанхай в 2002 г., г. Санья в 2006 г.);

Шестой Междуна родной конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001 г.);

Шестой международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, г.);

Международном научном симпозиуме «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленнос ти» (г. Уфа, с 2001 по 2007 годы);

V съезде геологов России (г. Москва, 2003 г.). Они рассмотрены на научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО НПП «ВНИИГИС», НПЦ «Тверьгео физика», ВНИИМС, Тресте «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофи зика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз геофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», ОАО «Тюменьпромгеофизика», на предприятии «Севергазгеофизика» ОАО «Газпромгеофизика».

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

Структура и объём работы Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит страниц текста. В основу диссертации положены исследования и работы, вы полненные начиная с 1973 года лично автором или под его руководством в ОАО НПФ «Геофизика» (до 1992 г. - ВНИИнефтепромгеофизика) при под держке И.Г. Жувагина и В.В. Лаптева.

В диссертации представлены выполненные лично автором следующие ра боты: уточненное определение понятия “Кажущееся значение измеряемого па раметра” при измерении параметров структурных зон неоднородных сред;

спо соб определения методических составляющих погрешности измерений пара метров структурных зон неоднородных сред;

классификация источников мето дической составляющей погрешнос ти измерений параметров плас тов и сква жины;

методика расчета границ инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по ее нормированным метро логическим характерис тикам;

методика определения показателя дос товерности калибровки скважинной геофизической аппаратуры;

формула для вычисления степени годнос ти аппаратуры в каждой точке ее метрологического контроля;

обоснованные критерии для принятия решения о необходимости переградуиро вания индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры;

эталонная электролитическая модель однородного пласта в виде цилиндриче ского диэлектрического бассейна;

методическая и организационно-техническая реализация общей системы обеспечения единс тва скважинных измерений на основе трехступенчатых калибровочных схем.

Автор признателен Ю.А. Гулину, А.М. Блюменцеу, Б.Ю. Вендельштейну, М.Г. Латышовой, В.Н. Широкову, Д.А. Кожевникову, В.П. Цирульникову, З.З.

Ханипову за обсуждение научных проблем по теме диссертации.

Автор благодарен коллегам по работе Калис тратову Г.А., Котельникову Л.Н., Звереву Г.Н., Дембицкому С.И., Гумилевскому Ю.В., Мечетину В.Ф., Семенову Е. В., Труфанову В.В., Насибуллину И. А., Коровину В.М., Булгакову А. А., Ахметсафину Р.Д., Сулейманову М.А., Иванову В.Я., Покровскому Ю.Л., Ханнанову Р.К., Поспелову В.А., Евдокимову В.И., Харину А.Н., Филину Н. И., Кокшарову Ю.В., Григорьеву Н.Е., Манзурову В.И., Семеновичу В. А., Гарей шину З.Г., Святохину В.Д., Подковырову А.В., Гайнуллину Д.Р. и другим спе циалистам за совместные исследования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность проблемы, сформулированы цель ис следования, задачи и научная новизна исследований, защищаемые положения и практическая ценнос ть работы.

В первой главе представлен обзор особенностей скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов, скважинной геофизической аппаратуры и современного состояния МО ГИС. Показано, что неоднородность среды явля ется главной особенностью скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов. Неоднородность порождает и определяет новый класс метрологиче ских задач, связанных с определением методических и инструментальных по грешностей измерений параметров структурных зон неоднородных сред.

К основным понятиям метрологии относится понятие «физическая вели чина» и «измеряемый параметр». Если физическая величина отражает свойство вещества предмета, то по умолчанию предполагается, что количес твенное со держание этого свойства в каждом элементарном объеме предмета одинаково.





Теоретические основы измерений физических величин и параметров однород ных объектов хорошо разработаны в общей метрологии.

Однако объекты ГИС – пласты горных пород, пересеченные скважиной, не являются однородными по объему. Скважина после спуска колонны и цементи рования также становится неоднородной. Многокомпонентный поток газожид костной смеси в колонне также неоднороден. Измерения параметров пластов и скважины сопряжены с большими техническими проблемами, а вопросы тео рии их метрологического обеспечения были не достаточно разработаны.

Первая попытка решения таких задач была предпринята автором в 1980 1984 г.г. в процессе работы над кандидатской диссертацией «Метрологические исследования измерений удельного электрического сопротивления структур ных зон неоднородных сред (на примере геофизических исследований сква жин)».

Другой особенностью скважинных измерений является то, что структура неоднородной среды заранее неизвестна и уточняется после выполнения изме рений зондами различной конс трукции на основе раз ных физических полей с использованием разных принципов измерений. Поэтому границы погрешности выполненных скважинных измерений могут быть оценены только после вы полнения всех запланированных измерений с учетом ограничений применимо сти каждой МВИ. В ряде случаев измерения параметров пластов выполнить с гарантированной точностью принципиально невозможно.

Эти две особеннос ти определяют сложность обоснования и создания сис темы метрологического обеспечения измерений параметров нефтегазовых пла стов геофизическими методами. Создаваемые методические разработки и тех нические средства должны позволять обоснованно вычислять границы возмож ных погрешностей выполненных измерений параметров пластов и скважин. В связи с этим требуется рассмотреть следующие вопросы: формулирование оп ределения измеряемого параметра модели пласта и скважины для каждого вы бранного метода и средства измерений;

анализ источников методической по грешности измерений и ее количественная оценка;

анализ адекватнос ти приня той типовой модели структуры плас та и скважины реальному исследуемому пласту и скважине. Важны также выбор исходных эталонов единиц измеряемо го параметра плас та и скважины, обоснование нормальных условий их воспро изведения и разработка системы передачи единиц измеряемых параметров пла стов и скважин. Необходимы также количественный анализ всех существенных источников инструментальной погрешнос ти и создание технических средств контроля нормированных метрологических характеристик (НМХ) аппаратуры с оценкой качес тва ее калибровки.

Задачи определения показателей точности измерений параметров пластов и скважины возникали всегда по мере появления новых геофизических методов и скважинной измерительной аппаратуры. Эти проблемы рассматриваются в двух аспектах: 1) проблема методов и средств контроля НМХ;

2) проблема оп ределения (расчета) доверительных границ погрешности выполненных измере ний параметров пластов горных пород и скважин (погрешности МВИ).

Первоначально геофизиками решалась только первая проблема. На первых геофизических предприятиях не было специального лабораторного калибро вочного оборудования для скважинной аппаратуры, поэтому использовались скважины специальной конструкции. В начале шестидесятых прошлого века В. В. Ларионов впервые применил контрольные («эталонные», «контрольно поверочные») скважины для целей стандартизации аппаратуры РК. Стандарти зация методов ГИС на основе контрольных скважин получило дальнейшее раз витие в восьмидесятые годы в кандидатской диссертации В. П. Цирульникова и в докторских диссертациях С.И. Дембицкого и Г.А. Калис тратова. Однако сла бым местом «контрольных» скважин оставались неопределенные систематиче ские погрешности воспроизводимых параметров пластов. Нужны были аттесто ванные эталонные модели плас тов и калибровочные установки.

В СССР первые 6 моделей пластов горных пород для целей градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) были созданы в 1963 г. в НИИГГ (г.

Саратов) под руководством В. П. Иванкина. Карбонатные модели имели коэф фициент пористос ти (Кп) равный 0,5%, 4%, 16% и 37%, а песчаные – 16% и 37%. Коэффициент порис тости Кп = 4% был получен в результате сверления мраморного блока в трех плоскостях [18]. Затем работы были продолжены Ю.А. Гулиным и А.В. Золотовым в г. Октябрьский Республики Башкортос тан.

Модели были изготовлены из мраморных блоков, мраморной крошки и кварце вого песка с научной целью для обоснования параметров зондов стационарного НК.

В 1977 г. были созданы ведомс твенные метрологические службы геофизи ческой подотрасли в Мингео, Миннефтепроме и Мингазпроме СССР. Это со бытие послужило началом нового этапа создания эталонных моделей пластов для НК и других технических средств метрологического контроля скважинной аппаратуры. Одновременно в 1979 г. были начаты работы по их созданию во ВНИИЯГГе под руководством А.М. Блюменцева и во ВНИИнефтепромгеофи зике под руководством автора. В 1981 г. вновь созданные раменские и уфим ские модели пластов в виде государственных стандартных образцов (ГСО) по ристости кальцитовых пород вместе с ранее пос троенными октябрьскими мо делями были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов. В 1991 г. эти СО из Госреестра были исклю чены в связи с истекшим сроком службы.

В 1982 г. во ВНИИнефтепромгеофизике под руководством автора был соз дан первый в СССР СО пористости доломитовых пород, пересеченных скважи ной диаметром 216 мм (воспроизводимое значение Кп=(39,0±0,3)%) [8].

В то же время производственные геофизические предприятия не имели до рогостоящих СО пористости горных пород в виде моделей пластов. Решению проблемы применения имитаторов пористого пласта (ИПП) для калибровки ка нала НГК аппаратуры ДРСТ-3-90 в производственных условиях были посвяще ны исследования Ханипова З.З. Однако, применение имитаторов ИПП имело одно существенное ограничение – калибруемая однотипная аппаратура должна была иметь одну и ту же градуировочную характеристику для всей совокупно сти однотипных приборов. Такое возможно только при условии высокой стан дартности параметров зондов НК, что на практике трудно осуществимо из-за широких допусков на параметры детекторов и их низкой стабильности.

Решению проблемы метрологического обеспечения радиоактивного и аку стического каротажа нефтегазовых скважин была посвящена докторская дис сертация А.М. Блюменцева (1992 г.). В этой работе были определены исходные научно-методические положения для формирования системы метрологического обеспечения акустических и радиоактивных методов каротажа. Им разработаны основные компоненты метрологического обеспечения аппаратуры акустическо го каротажа (АК), интегрального гамма-каротажа (ГК), спектрометрического гамма-каротажа (ГК-С), стационарного нейтронного каротажа (НК), импульс ного нейтронного каротажа (ИННК), плотнос тного гамма-гамма-каротажа (ГГК-П), ядерно-магнитного каротажа (ЯМК).

Для контроля аппаратуры АК был предложен опытный образец установки УПБ-АК (А.М. Блюменцев, Д.В. Белоконь) с эталонным гидрофоном и смен ными акустическими волноводами. Полевой акустический калибратор «ПАУК» (Д.В. Белоконь, А.Ф. Девятов) практического применения в производственных условиях не нашел. Широкое распространение на предприятиях Миннефтепро ма СССР получили установки УПАК-1 и УПАК-2, созданные П. А. Прямовым и М.А. Сулеймановым. УПАК-2 содержала внешний перемещаемый акустиче ский преобразователь за стальной трубой для настройки на идентичность одно именных акустических преобразователей скважинной аппаратуры под давлени ем до 10 МПа.

В методе ГГК-П в качестве измеряемого параметра бала принята объемная плотность горных пород. Для градуировки такой аппаратуры Гулиным Ю.А. и Хаматдиновым Р.Т. был разработан и серийно выпускается комплект имитато ров плотности (МОБ – метрологические образцы базовые). МОБ были выпол нены в виде полупластов размером 0,3х0,3х0,8 м из магния и сплавов алюми ния. Существенным недос татком являлось конструктивное исполнение МОБ в виде полупласта, когда вторую половину полупласта и скважину заменяет воз дух. При измерениях в скважинах зонд ГГК-П находится в буровом растворе.

Для зондов диаметром менее 90 мм процесс градуировки приводил к сущест венному завышению результатов измерений плотности плас тов горных пород.

Например, показания аппаратуры МАРК-1 диаметром 73 мм на МОБ из-за от сутствия среды, рассеивающей гамма-кванты со стороны свинцовой экраниров ки, уменьшались до 13%.

Для спектрометрического ГК во ВНИИЯГГе (г. Раменское) под руково дством Блюменцева А. М. были разработаны эталоны содержания (концентра ции) ес тественных радиоактивных элементов урана, тория и калия, а также имитаторы концентрации радиоактивных элементов в виде цилиндров малого диаметра.

Система МО аппаратуры электрического каротажа, включая нормируемые метрологические характеристики, ведомственную поверочную схему, повероч ное оборудование, была подробно рассмотрена в докторской диссертации Ка листратова Г.А. (1993 г.). Однако вопросы неоднороднос ти пластов, определе ния и анализа методических погрешностей скважинных измерений их парамет ров, методы расчета границ погрешности измерений параметров плас тов, во просы качества калибровки, критерии переградуирования аппаратуры в этой работе не рассматривались. В 1986 г. во ВНИИнефтепромгеофизике впервые в СССР под руководством автора был создан СО удельного электрического со противления и относительной диэлектрической проницаемос ти (электролити ческой модели пласта) в виде диэлектрического цилиндрического бассейна диаметром 8 м и глубиной 6 м, заполненный раствором хлористого натрия. Для контактных методов электрометрии использовался стальной цилиндрический резервуар объемом 400 м водного раствора хлористого натрия.

Анализ зарубежного опыта создания моделей пластов, пересеченных скважиной, показал, что иностранные геофизические компании применяют преимущественно монолитные блоки ес тественных горных пород. В шестиде сятые и семидесятые годы в Американском нефтяном инс титуте (г.Хьюстон, США) были созданы модели пористого пласта монолитного типа на основе блоков известняка (1,9%, 19,0% и 26,0%), а также насыпного типа (39,7±0,5%, 42,5±0,5%). Доломитовые модели монолитного и насыпного типа воспроизво дят следующие значения коэффициента водонасыщенной порис тости: 0 +0,5%;

11±1,0%;

23,9±0,75%;

43±0,5%. Песчаные модели монолитного и насыпного типа воспроизводят следующие значения коэффициента водонасыщенной по ристости: 0 +0,5%;

14,1±0,5%;

18,4±0,75%;

35,5±0,5%;

35,9±0,5%.

В научном центре Компании «Шлюмберже» имеется эталонная модель до бывающей скважины, воспроизводящей параметры потока «вода-нефть-газ» при разных углах ее наклона и позволяющая градуировать скважинные расхо домеры для разных условий измерений. Несколько таких же моделей созданы в Китае. Известный метролог Компании «Шлюмберже» Филипп Тейс (Philippe Theys) внес немалый вклад в метрологию ГИС, обобщив достижения компании в своей книге «Log data ecquisition and quality control» (Париж, 1999 г.). Основ ное отличие западной системы МО ГИС в том, что она позволяет контролиро вать стандартность аппаратуры и стабильность ее градуировочной характери стики с помощью простейших полевых калибровочных устройс тв. Первичная же градуировка аппаратуры (при выпуске и после ремонта) выполняется либо в научных центрах Компании, либо на предприятии-изготовителе, либо с исполь зованием первичных эталонов (моделей пластов) Американского нефтяного ин ститута. Однако Ф. Тейс описывает стандартные классические подходы к мет рологическому обеспечению высоконадежной стандартной скважинной аппа ратуры, заимствованные из общей метрологии для однородных сред. Реализо вать копию западной системы МО ГИС в России не представляется возможным по причине использования индивидуально градуируемой скважинной аппара туры пониженной надежнос ти, техническое обслуживание и ремонт которой выполняются непосредственно в сервисных геофизических компаниях.

Из рассмотренного обзора видно, что система метрологического обеспече ния ГИС в СССР строилась в разных ведомствах разными специалис тами для разных методов ГИС с разными методологическими подходами, что не способ ствовало задачам обеспечения единства и требуемой точнос ти измерений и ее появлению в более полном обобщенном виде. Обычно исследователи ограни чивались контролем характеристик основной погрешности отдельных видов аппаратуры в нормальных условиях, теоретически строили калибровочные схемы, но отсутствовала служба для их практической реализации. Основные элементы системы МО создавались преимущественно для аппаратуры, приме няемой в открытом стволе нефтегазовых скважин (А.М. Блюменцев, Г.А. Кали стратов). В итоге была налажена отбраковка только отдельных видов аппарату ры в условиях аппаратного цеха геофизического предприятия, но оценку реаль ных границ погрешнос тей измерений параметров пластов и скважин выполнить по-прежнему не представлялось возможным.

Требовалось дальнейшее совершенствование и развитие метрологического обеспечения измерений в открытом стволе скважин с обеспечением возможно сти коррекции дополнительных погрешнос тей и с выходом на анализ методи ческих погрешностей измерений. Возникла необходимость создания и развития системы МО ГИС в области контроля технического состояния скважин и кон троля разработки нефтегазовых месторождений. Требовалось рассмотреть во просы расчета границ инструментальных погрешнос тей скважинной аппарату ры в реальных условиях ее применения. Оставались не решенными вопросы ка либровки индивидуально градуируемой скважинной аппаратуры. Назрела не обходимость создания методики контроля дос товерности калибровочных работ непосредственно в процессе их выполнения, так как погрешности некоторых калибровочных устройств зачастую ос тавались соизмеримыми с нормирован ной погрешностью калибруемой аппаратуры. Современный геофизический сер вис испытывал нужду в автоматизации калибровочных работ с компьютерным анализом степени годности калибруемой аппаратуры.

Кроме того, в 1993 г. был принят Закон РФ «Об обеспечении единс тва из мерений» № 4718-1, содержание которого существенно отличается от анало гичного Закона СССР. Была создана Российская система калибровки. Потребо вался пересмотр нормативной и технической базы МО ГИС применительно к новым экономическим условиям с учетом современных достижений науки и техники.

На основании выполненного анализа состояния МО ГИС автором сформу лированы задачи, указанные в общей характерис тике работы.

Во второй главе рассмотрены источники методической погрешности из мерений параметров пластов, показана универсальнос ть метода бокового зон дирования, описан способ определения методических погрешностей измерений параметров пластов и скважин при анализе ограничений применимос ти МВИ в процессе ее метрологической аттестации.

МВИ параметров структурных зон неоднородных сред строится для типо вой структуры среды (при ГИС – это двухслойная или трехслойная коаксиаль но-цилиндрическая среда, с вмещающими пластами или без них и т.д.). Модель (схема конструкции) типовой структуры среды – это упрощенное описание структуры реальной среды, являющееся неотъемлемой час тью любой МВИ та кого класса объектов измерений. Датчик (зонд, первичный преобразователь) аппаратуры, находясь в скважине, может располагаться относительно границ пластов по-разному. В поле датчика будут находиться несколько структурных зон. Их влияние необходимо знать и определенным образом учитывать.

Измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов гор ных пород аппаратурой электрического каротажа с обычными градиент зондами основаны на «методе кажущихся сопротивлений». Измеряемый пара метр на входе аппаратуры называют «кажущимся удельным сопротивлением горной породы». В ГОСТ 22609-77 «Геофизические исследования в скважинах.

Термины, определения и буквенные обозначения» этому термину дано сле дующее определение: «Значение удельного электрического сопротивления, рассчитанное по результатам измерения электрическими каротажными зондами по формуле, соответствующей однородной среде». Из данного определения следует, что речь идет лишь о расчетном значении УЭС в однородной среде. В нем отсутствуют главные признаки, от которых зависит числовое кажущееся значение УЭС. Оно зависит как от параметров однородных структурных зон (пластов, скважины) неоднородной горной породы, так и от расположения ис точников и приемников поля относительно границ структурных зон.

Поскольку сама физическая величина как объективная реальность не мо жет быть кажущейся, то «кажущимся» следует называть лишь ее числовое зна чение на входе аппаратуры при измерениях этой величины в неоднородных средах при условии, что градуировка аппаратуры выполнена в бесконечной од нородной среде. Например, кажущееся значение удельного электрического со противления горной породы.

Исходя из сказанного, сформулируем новое определение понятия «кажу щееся значение параметра неоднородной среды». Это - значение, полученное путем прямых измерений или расчетным путем при фиксированном располо жении источников и (или) приемников поля относительно структурных зон не однородной среды, в предположении, что искусственное поле создается (или естественное поле существует) и его параметры измеряются в бесконечной од нородной среде.

Из данного определения следует, что кажущееся значение параметра буде т разным в зависимости от расстояния между источником и приемником поля в скважине. Поэтому, можно говорить об универсальности метода разноглубин ного (бокового) зондирования при измерениях параметров пластов и скважин.

Таким образом, неоднородность среды является одним из источников ме тодической погрешности скважинных измерений, проявляющейся при условии применения «идеальной» аппаратуры «идеальным» оператором. Классифика ция источников возникновения методической составляющей погрешности из мерений параметров плас тов и скважины приведена в табл. 1.

Методические погрешности носят, как правило, систематический характер.

Таблица 1 - Классификация источников методической погрешности измерений Классификацион- Источники возникновения ный признак мето- методической погрешности дической погреш ности 1. Неадекватность • Влияние свойств и линейных размеров структурных принятой в МВИ зон среды, неучтенных в МВИ типовой и реальной • Несоответствие взаимного расположения зон типовой структуры иссле- структуры среды, принятой в типовой МВИ, их реаль дуемой среды, на- ному расположению при выполнении измерений ходящейся в поле • Несоответствие реального (принятого) и идеального зонда (требуемого) алгоритмов «осреднения» параметров в пределах одной неоднородной зоны или нескольких однородных (или неоднородных) зон, а также на гра ницах между ними • Не учитываемая анизотропия свойств структурных зон 2. Взаимное распо- • Несоответствие взаимного расположения источников ложение элементов и приемников поля относительно структурных зон зонда и среды среды при математическом или физическом модели ровании (в МВИ) и при выполнении реальных измере ний 3. Неточность вы- • Применение упрощенных алгоритмов вычислений числительных про- • Ограниченнос ть числа разрядов технических средств и цедур программ вычислений Их оценка и анализ необходимы на этапе пос троения и метрологической аттестации МВИ с целью установления ограничений применимости этой мето дики.

Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины основан на математическом или физическом моделировании измерительного процесса (рис. 1).

За оценку методической погрешности принимается разность между изме ренным значением параметра, полученным по МВИ без учета влияющего фак тора, и измеренным (эталонным) значением параметра, полученным по МВИ с учетом влияющего фактора, при условии, что моделируемые кажущиеся значе ния параметра в обоих случаях (по обоим МВИ) равны.

Метрологическая аттес тация методик выполнения измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин сводится к установлению ограничений их применимости по параметрам влияющих факторов, при которых измеряемые параметры могут быть определены с гарантированной точнос тью. При этом проверяется правильность вычисления доверительных границ погрешнос ти Последовательность Эталонное измеренных значений Значение параметра значение искомого искомого параметра i- го влияющего параметра пласта ил и Wизм фактора скважины Wэт Модель Wк" Модель Wк' по М ВИ, не учитывающей по М ВИ, учитывающей влияние i- го фактора влияние i- го фактора П ОИС К значения параметра Wизм, Wк" = Wк' при котором ОЦЕНКА МЕТО ДИЧЕСКО Й ПО ГРЕШНОСТИ, обусловленной влиянием i- го фактора ~ мi = Wизм Wэт Рис. 1. Схема процесса оценки методических составляющих погрешности измерений параметров плас тов и скважины запланированных прямых и других косвенных измерений и удовлетворения требований по ограничению применимос ти МВИ.

Неоднородность среды также порождает необходимость введения новых метрологических характеристик скважинной аппаратуры, отражающих глубин ность и разрешающую способность зондов. Эти характеристики также необхо димы при установлении ограничений применимости МВИ.

Что касается системы МО МВИ параметров пластов и скважины, приме няемых на этапе интерпретации результатов прямых скважинных измерений, то следует рассмотреть три основных случая их построения.

В первом случае МВИ базируются на петрофизических связях, поэтому их аттестация возможна только при полном функционировании Системы МО ГИС, включая аттес тацию петрофизических лабораторий. Во втором случае МВИ не включает петрофизические связи, но базируется на косвенных измере ниях параметров плас тов и скважины, что позволяет оценивать границы воз можных погрешностей аналитическим путем при условии, что контролируются все источники инструментальной погрешности измерений. Если МВИ основана на прямых измерениях параметров пластов и скважины, то ее аттестация не вы зывает затруднений и может быть выполнена при условии, если все нормиро ванные характерис тики основной и дополнительной погрешнос ти периодиче ски контролируются. Однако, как было сказано выше, это условие для боль шинства видов скважинных измерений не выполняется.

Окончательным итогом геологической интерпретации, в целом, является определение геологических параметров, представляющих собой числовые оценки вещественного состава, структуры и элементов залегания плас та.

Таким образом, новый класс метрологических задач при измерениях пара метров неоднородных пластов и скважин требует новых подходов для их реше ния. Потребовалось уточнение определения понятия «кажущееся значение па раметра неоднородной среды» и разработка способа определения методических погрешностей измерений применительно к скважинным измерениям парамет ров пластов и скважин. Установлено, что при аттес тации МВИ параметров пла стов и скважин определяются границы ее применимости по влияющим факто рам, вызывающим методические погрешности измерений, а также оценивается правильность методики вычисления доверительных границ не исключенной инструментальной погрешности скважинных измерений.

В третьей главе рассмотрены источники инс трументальной погрешности измерений параметров пластов, уточнены комплексы нормируемых метрологи ческих характеристик скважинной геофизической аппаратуры, описана методи ка расчета погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным метрологическим характеристикам ее составных частей.

Инструментальные погрешности скважинных измерений обусловлены не идеальностью средств измерений. Не идеальность скважинной аппаратуры про является в отличии реальной функции преобразования от номинальной (припи санной) функции. Различают характеристики основной и дополнительной по грешностей. Характеристики первой оцениваются в нормальных условиях, ха рактеристики второй – в рабочих. Характерис тики основной погрешнос ти ап паратуры отражают наличие систематической и случайной составляющих по грешности, вариации (люфтов) и нестабильнос ти во времени. Характеристики дополнительной погрешнос ти отражают реакцию аппаратуры на воздейс твие влияющих факторов, значения которых отличаются от нормальных.

Другим источником инструментальной погрешнос ти является не идеаль ность эталонов единиц физических величин, эталонных средств измерений и системы передачи единиц рабочим средствам измерений.

Выделим некоторые не учитываемые факторы, влияющие на инструмен тальную составляющую погрешности измерений параметров пластов и скважи ны для наиболее распространенных методов ГИС (табл. 2).

Таблица 2 - Источники инс трументальной погрешнос ти измерений Вид измерений или изме- Источники инс трументальной погрешности ряемый параметр Измерения скважинной Не вводится коррекция на удлинения кабеля под дейст глубины залегания объек- вием температуры, трения его о стенки скважины, вы тов с помощью размеченно- талкивающей силы промывочной жидкости, раскручи го геофизического кабеля вания кабеля при его свободном подвесе в скважине. Не оцениваются константы удлинения и их погрешности индивидуально для каждого типа кабеля.

Инклинометрические изме- Низкая разрешающая способность ориентир-буссоли 0,25о, применяемой при аттестации инклинометриче рения азимутальных углов плоскости наклона скважи- ских установок;

не учитываемые суточные изменения ны нуля азимута естественного магнитного поля Земли от 0,5 до 2,0о.

Измерения параметров по- Не контролируемая вариация выходного сигнала, обу перечного сечения скважи- словленная люфтами механических систем каверноме ны (средний диаметр сква- ра-профилемера. Ограниченное число измерительных жины) рычагов.

Измерения удельного элек- Отличие реальной функции преобразования от расчет трического сопротивления ной функции с номинальным значением коэффициента зондами БКЗ и БК зонда;

периодический контроль (калибровка) электрон но-преобразовательного тракта без учета реальных па раметров зонда.

Измерения удельной элек- Отличие реальной функции преобразования от расчет трическй проводимости ной функции с номинальными параметрами зонда;

пе зондами ИК риодический контроль аппаратуры с использованием имитатора удельной электрической проводимости (тест-кольца) с расчетными параметрами. Отсутствие периодического контроля погрешности имитатора с ис пользованием электролитического эталона удельной электрической проводимости и эталонного зонда.

Измерения акустических Отсутствие периодического контроля температурной параметров пластов, це- погрешности аппаратуры.

ментного кольца и колонны Измерения коэффициента Существенная нестандартность (разброс) параметров пористости пластов мето- зондов НК, применение имитаторов коэффициента по дами нейтронного каротажа ристости для калибровки нестандартных зондов НК. Не (НК) вводится коррекция за влияние минералогического со става, содержания хлора в пласте и скважине, диаметра скважины, изменения коэффициента нефтенасыщенно сти, температуры в скважине.

продолжение таблицы Измерения плотности и эф- Разброс параметров зондов ГГК, применение имитато фективного атомного номе- ров плотности для калибровки нестандартных зондов ра пластов методами гамма- ГГК. Слабая экранировка от среды в скважине у прибо гамма-каротажа (ГГК) ров ГГК диаметром 73 мм и менее, что приводит к воз никновению систематических погрешностей при ка либровке в воздухе с использованием имитаторов плот ности в виде полупластов.

Измерения параметров ес- Отличие энергетического спектра гамма квантов при тественного гамма- измерениях в скважинах и при градуировке зонда инте излучения пластов метода- грального ГК в единицах мощности экспозиционной ми интегрального гамма- дозы гамма-излучения (МЭД) или в единицах ураново каротажа (ГК) го эквивалента, так как зонд ГК является обычным счетчиком гамма-квантов в широком спектре их энер гий. Отсутствие периодического контроля температур ной погрешности аппаратуры.

Измерения параметров ес- Отсутствие периодического контроля температурной тественного гамма-излуче- погрешности аппаратуры СГК.

ния пластов методами спек трометрического СГК Измерения толщины стенки Не учитываемое влияние плотности вещества в затруб обсадных труб и плотности ном пространстве на канал толщиномера обсадных ко вещества в затрубном про- лонн аппаратуры СГДТ-НВ, СГДТ-100, СГДТ-СТ.

странстве Измерения температуры Динамические погрешности, обусловленные инерцион ными свойствами датчиков температуры Измерения влагосодержа- Отличие структуры потока при измерениях в скважи ния нефти нах (локализованные вода в нефти или нефть в воде) и при градуировке скважинного влагомера нефти (одно родная эмульсия).

Измерения расхода и деби- Отличие состава потока при измерениях в скважинах та в скважинах (вода, нефть, газ) и при градуировке расходомера (во да), за исключением случаев измерений при закачке пресной воды. Отсутствие периодического контроля температурной погрешности расходомеров.

Измерения УЭС и плотно- Отсутствие периодического контроля температурной сти жидкости в скважинах погрешности скважинных резистивиметров и гамма гамма плотномеров жидкости.

Видно, что источников инструментальной составляющей погрешнос ти сква жинных измерений много Необходимы их анализ, нормирование и контроль.

Нормируемые метрологические характерис тики (НМХ) – это основные по казатели качества аппаратуры. Главные из них – характерис тики погрешности.

Характеристики основной погрешности и характерис тики влияния устанавли ваются отдельно для скважинной и наземной частей аппаратуры. В комплекс НМХ для каждого измерительного канала геофизической аппаратуры рекомен дуеся включать следующие характеристики:

(ор)с - пределы допускаемой основной относительной погрешности сква жинной части аппаратуры (скважинного преобразователя);

(ор)н - пределы допускаемой основной относительной погрешности назем ного преобразователя (наземной панели);

р (Т) - граничная функция влияния температуры скважинной среды на по грешность скважинного преобразователя (зонда) аппаратуры;

(рт)н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного пре образователя в интервале температур от +10 до +45 °С;

(pu)c - наибольшие допускаемые изменения погрешности скважинного преобразователя при изменении напряжения (или тока) питания в установлен ных пределах;

(pu)н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного пре образователя при изменении напряжения питания сети переменного тока в ин тервале от 200 до 240 В;

рreg - пределы основной относительной погрешнос ти каротажного регист ратора, содержащего аналого-цифровой преобразователь (АЦП) в измеритель ном канале.

Если случайная составляющая погрешнос ти канала существенна, то вместо характеристик основной погрешности могут быть нормированы характерис ти ки составляющих основной относительной погрешности (оsр – предел допус каемой систематической составляющей основной относительной погрешности и р [о ] - предел допускаемого среднего квадратического отклонения случай ной составляющей основной относительной погрешности).

Формула для определения доверительных границ относительной погреш ности скважинной аппаратуры в реальных условиях ее эксплуатации имеет сле дующий вид:

m ~ = ± ( ор ) с + ( ор )н + р2 (Т с ) + ( рТ )н + ( рi ) с + ( рu )н + рreg + допi, (1) 2 2 2 2 2 2 i = где =1,1 при доверительной вероятнос ти Р = 0,95 (по ГОСТ 8.207-76) ;

(ор)с, (ор )н, р (Т с), (рт)н, (рu )с, (рu)н, рreg – нормированные значения характе ристик относительной погрешности скважинной и наземной частей аппарату ры, допi - нормированное или оцененное значение дополнительной относитель ной погрешнос ти, обусловленной i– м из m существенно влияющих факторов.

Полученные доверительные границы погрешности аппаратуры использу ются для представления результатов измеренных значений параметра в виде доверительного интервала для ис тинного значения измеряемого параметра по формулам:

~ ~ Wист = Wизм (1 ± ) или Wист = Wизм ± [W ]. (2) Предварительные расчетные оценки доверительных границ абсолютной инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин для фиксированных скважинных условий показаны в табл. 3.

Таблица 3 - Расчетные оценки доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин Измеряемый параметр, аппа- Доверительные ратура, единица границы абсолют- Скважинные условия измерений ной погрешности Угол наклона скважины менее 30о Интервальное время распро, температура 90 о С.

странения ультразвука, ±(1+0,05t) МАК-2, мкс/м Угол наклона скважины менее 30о Коэффициент зату хания ±(2+0,1), температура 90 о С.

ультразвука, МАК-2, дБ/м Температура 90 о С.

УЭС зондом БК, К1-723 ±(1+0,13) Температура 90 о С.

УЭС зондом БКЗ, Омм ±(1+0,08) МЭД естественной гамма- ±(0,2+0,18МЭД) Энергия осечки 60 кЭВ, темпера тура 90 о С.

активности пород Плотность горной породы, ±(20+0,025) Диаметр скважины 216 мм, тем МАРК-1, кг/м 3 пература 90 о С.

Коэффициент водонасыщен- ±(0,4+0,05W) Чистый кальцит, Диаметр сква ной пористости горной по- жины 216 мм, нулевое хлоросо роды, СРК-73, % держание в пласте и скважине, температура 90 о С.

Толщина стенки труб, СГДТ- ±0,8 Использование типовой функции НВ, мм преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, темпе ратура 90 о С.

Плотность вещества в за- Использование типовой функции трубном пространстве, ±180 преобразования для колонны СГДТ-НВ, кг/м 3 диаметром 146 и 168 мм, темпе ратура 90 о С.

Угол наклона скважины менее 30о Диаметр скважины (среднее ±, температура 110 о С.

значение), К2-732, мм При зенитном угле более 3о, тем Азимутальный, зенитный и ±1,0;

±0,5;

±1, пература 90 о С.

визирный углы, ИОН-1, град Температура и давление, ±1,2 Газосодержание в жидкости равно АГАТ-К-9, о С 0, температура 90 о С.

Расход жидкости в колонне, ±(0,4+0,05Q) Внутренний диаметр колонны ГРАНАТ, м3/ч мм, вода, температура 90 о С.

Температура 90 о С.

УЭС жидкости, РИС-42 ±(0,2+0,06) продолжение таблицы Влагосодержание нефти, ±(0,5+0,06W) Газосодержание в жидкости равно нулю, температура 90 о С.

АГАТ-К-9, % Плотность жидкости, ПЛ-1, ±10 Содержание газа в жидкости рав кг/м 3 но нулю, температура 90 о С.

Таким образом, метрологической основой повышения точнос ти измерений параметров пластов и скважины является выявление и исключение системати ческих составляющих основной и дополнительных погрешнос тей аппаратуры.

Доверительные границы погрешнос ти выполненных измерений параметров пластов и скважин после введения всех известных поправок могут быть вычис лены при наличии комплекса НМХ аппаратуры и измеренных значений влия ющих факторов при условии выполнения ограничений применимости МВИ.

В четвертой главе дано обоснование основных требований к эталонам единиц параметров нефтегазовых пластов и скважин, представлены их конст руктивные особеннос ти и методика их метрологических исследований, описана структура уточненных калибровочных схем для скважинной аппаратуры.

При создании эталонов единиц параметров нефтегазовых пластов и сква жин необходимо решить две главные проблемы – какие параметры для этих эталонов выбрать в качестве нормальных условий измерений и как обеспечить возможность размещения в них зондов скважинной аппаратуры для передачи размера единицы. В большинс тве случаев для размещения зондов в эталонах параметров пластов горных пород необходимо наличие скважины. Тогда, по мимо температуры, основными параметрами, отражающим нормальные усло вия измерений, являются параметры скважины, если их изменения вызывают заметные изменения показаний скважинной геофизической аппаратуры.

Обычно в качестве геофизических эталонов параметров пластов принима ют стандартные образцы (СО) состава и свойств горных пород, пересеченных скважиной. Наличие скважины дает основание считать среду, находящуюся в поле зонда, неоднородной, а показание аппаратуры в СО – кажущимся значени ем параметра. Однако, если геометрические размеры скважины и свойства ве щества в ней неизменны, то изменения показаний аппаратуры зависят только от свойств однородного пласта. Если в качестве измеряемого параметра принять изменяющийся параметр этого пласта и построить градуировочную характери стику в виде зависимости выходного сигнала от параметра пласта, то нет осно ваний измеренное значение параметра считать «кажущимся» для заданных па раметров скважины при выбранных нормальных условиях измерений.

Поэтому допускается создавать ряд эталонов параметра плас та для разных значений параметров, отражающих нормальные условия измерений. В этом случае для одного зонда аппаратуры с помощью имеющегося ряда эталонов строится семейство градуировочных характерис тик, каждая их которых выби рается применительно к соответствующим условиям скважинных измерений.

При этом единство измерений не нарушается, поскольку параметры плас та и скважины каждого эталона определяются с использованием средств измерений, заимствованных из государственных поверочных схем, по единым аттес тован ным методикам выполнения измерений его аттестуемых характерис тик.

Исключение составляют эталоны единиц для аппаратуры электрического каротажа, выполненные в виде электролитической модели пласта, воспроизво дящей электрические параметры бесконечной однородной среды.

В качестве эталона единицы удельного электрического сопротивления УЭС (удельной электрической проводимости - УЭП) и относительной диэлек трической проницаемости используется СО в виде диэлектрического бассейна диаметром 8 м и глубиной 6 м, заполненного водным раствором хлористого на трия. Этот эталон воспроизводит УЭП «бесконечной» однородной среды (без скважины) для аппаратуры индукционного каротажа всех типов. Он также вос производит УЭС для коротких градиент-зондов, включая А2М0,5N и для зон дов бокового каротажа с фокусировкой тока. Пределы относительной погреш ности эталона УЭП, включая погрешности, обусловленные ограниченными размерами бассейна, не превышают ±1% (расчеты параметров СО УЭП выпол нены совместно с В.Г. Бурковым).

В качестве эталона единиц акустических параметров пластов используют ся трубные акустические волноводы из стали, стеклопластика, асбоцемента и винипласта, воспроизводящие скорость (интервальное время) и коэффициент затухания продольных акустических волн. Внутренний диаметр труб может меняться в диапазоне от 150 мм до 215 мм.

В качестве эталонов единиц коэффициента порис тости и плотнос ти карбо натных пластов горных пород, начиная с 1981 г., используется ряд стандартных образцов состава и свойств горных пород, пересеченных скважиной диаметром о 196 мм с хлоросодержанием в пласте и скважине 0 г/л при температуре 20±2 С.

При непосредственном участии автора создан новый расширенный ком плекс эталонных моделей пластов для построения семейства градуировочных характеристик аппаратуры НГК, ННКт и ННКнт. Аттес тованные значения ко эффициента пористос ти и плотности и основные технические характеристики государственных СО (ГСО) и СО предприятия (СОП) приведены в табл. 4.

Таблица 4 - Аттестованные значения коэффициента порис тости и плотности и основные технические характеристики ГСО 8784-2006 и СОП Тип СО, состав скелета и порового про- Коэффициент Плотность, Диаметр кг/м странства пористости, % скважины, мм ГСО-ПВ-16,6%-2376-120-155-216-295 120±1;

155±1;

Песчаник двухфракционный водонасы- 16,6±0,2 2376±6 216±1;

295±1;

щенный ГСО-ПВ-32,5%-2118-120-155-216-295 120±1;

155±1;

32,5±0,2 2118± Песчаник однофракционный водона- 216±1;

295±1;

сыщенный ГСО-ПВМ 150-16,0%-2395-216 Песча ник двухфракционный водонасыщен- 16,0±0,2 - 216± ный с минерализацией 150 г/л ГСО-ПВМ 150-32,7%-2139-216 Песча ник однофракционный водонасыщен- 32,7±0,2 - 216± ный с минерализацией 150 г/л ГСО-ПГ-17,0%-2200-216 Песчаник 17,0±0,2 2200±8 216± двухфракционный газонасыщенный ГСО-ПГ 34,5%-1745-216 Песчаник од- 1745± 34,5±0,2 216± нофракционный газонасыщенный ГСО-КВ-0,8%-2696-124 Кальцит водо- 0,8±0,2 2696±5 124± насыщенный (мраморный блок) ГСО-КВ-0,8%-2696-156 Кальцит водо- 0,8±0,2 2696±5 156± насыщенный (мраморный блок) СОП-КВ-1,0%-2692-196 Кальцит водо насыщенный (мраморный блок, габа- 1,0±0,3 2692±5 198±1;

ритные размеры 0,95х0,96-х2,32 м) ГСО-КВ-0,8%-2696-216 Кальцит водо- 0,8±0,2 2696±5 216± насыщенный (мраморный блок) СОП-КВ-14,1%-2460-196 Кальцит во 14,1±0,3 2460±10 216± донасыщенный (блок известняка, габа ритные размеры 0,99х0,99х1,5 м) ГСО-КВ-15,9%-2437-124-156-216 Каль- 124±1;

156±1;

цит двухфракционный водонасыщен- 15,9±0,2 2437±6 216± ный СОП-КВ-20,2%-196 Кальцит водона- 20,2±0,3 - 196±1;

сыщенный двухфракционный ГСО-КВ-35,2%-2107-124-156-216 Каль- 124±1;

156±1;

цит однофракционный водонасыщен- 35,2±0,2 2107±5 216± ный СОП-КВ-38,3%-196 Кальцит водона- 38,3±0,3 - 196±1;

сыщенный однофракционный Они внесены в Государственный реестр стандартных образцов в виде СО пористос ти и плотности карбонатных и песчаных горных пород, пересеченных скважиной. На рис. 2 показаны фотографии общего вида участка эталонов по ристости и плотнос ти горных пород, пересеченных скважиной, и вставок в них.

Вс тавки предназначены для пос троения градуировочных характерис тик аппаратуры НК при измерениях через обсадную колонну. Они также могут быть использованы для оценки влияния плотнос ти горных пород на показания а б Рис. 2. Фотографии общего вида участка эталонов порис тости и плотнос ти гор ных пород, пересеченных скважиной (а) и вставок в скважины (б), моделирую щих зацементированные обсадные колонны для аппаратуры НК И СГДТ.

канала интегрального плотномера для аппаратуры СГДТ-НВ при определении плотности цемента в заколонном пространстве.

Анализ семейства градуировочных характеристик, построенных для аппа ратуры НК с использованием данного комплекса СО, показывает, что при оди наковом относительном выходном сигнале измеренные значения Кп могут от личаться до 10% в абсолютных единицах коэффициента пористости. Например, измерения аппаратурой СРК-73 в чистых песчаниках с градуировочной харак теристикой, построенной для чистых известняков, приводит к занижению ре зультата измерений Кп на 5% в абсолютных единицах. Хлоросодержание 25 г/л в чистом песчанике приводит к завышению результата измерений Кп на 3% при пользовании ГХ для чистого песчаника с пресной водой, а при 150 г/л это за вышение составляет 7% в абсолютных единицах.

Развитие системы метрологического обеспечения аппаратуры СГДТ-3 и СГДТ-НВ происходило поэтапно. Первые простейшие «поверочные» установки УПТ П-1 и УПТ П-2 были построены в 1975 г на основе необработанных обсад ных колонн. Они воспроизводили три значения плотности стеклянными шари ками и водой (1000±2;

1550±50;

1950±50 кг/м ) за колоннами диаметром 146 и 168 мм толщиной стенок 8,0±0,6 мм и по три значения толщины стенки колонн.

Недос татком этих установок была высокая неоднородность плотности за счет неравномерной упаковки шариков у стенки колонны и существенная не равномерность толщины колонны по периметру и по ее длине.

Новый комплекс эталонов, воспроизводящих параметры обсаженных скважин должен был обеспечивать выполнение следующих требований. Во первых, необходимо воспроизведение трех значений толщины стенки колонны при разных значениях плотности вещества за колонной и три значения плотно сти вещества в затрубном прос транс тве при трех значениях толщины стенки колонны. Выполнение этого требования позволяет построить минимально не обходимое семейство градуировочных характерис тик с коррекцией канала ин тегрального плотномера по толщине стенки колонны. Во вторых, должна обес печиваться возможность коррекции каналов интегрального и селективного плотномера за влияние плотнос ти плас тов горной породы при разных значени ях эксцентриситета колонны.

Новые эталоны единиц толщины стенки труб и плотности вещества в за трубном пространстве для градуировки аппаратуры СГДТ и ЦМ созданы в виде стандартных образцов плотнос ти вещества (бесконечной однородной среды плотностью 1000, 1650 и 2050 кг/м ), в которой расположены стальные трубы разного диаметра и толщины стенки. Диаметр труб выбирался из ряда 114, 127, 146, 168, 178, 219, 245, 324 и 430 мм толщиной стенок 5-6, 7-8 и 9-11 мм. Таким образом, градуировка этой аппаратуры осуществляется по результатам измере ний, выполненных в девяти точках контроля в сочетании трех толщин и трех плотностей для каждого диаметра колонны. Градуировочная характеристика канала интегрального плотномера строится в виде нелинейной функции двух переменных – зависимость плотности от выходного сигнала плотномера и тол щины стенки колонны, измеренной каналом толщиномера.

Для оценки влияния плотности пласта горной породы на показания аппа ратуры СГДТ-НВ созданы модели обсаженных скважин МОС-1 (с портланд цементом) и МОС-2 (с гельцементом) - эталоны единиц параметров структуры «пласт-цемент-колонна» при бездефектном цементировании колонны 146 мм в скважине диаметром 216 мм с эксцентриситетом равным нулю. Модели обса женной скважины МОС-3 и МОС-4 предназначены для воспроизведения пара метров цементирования колонны диаметром 146 мм в скважине диаметром мм с эксцентриситетом равным нулю при наличии типового дефекта «канал» с о углом раскрытия 60. Конструктивно эти четыре модели выполнены в виде па раллелепипеда из бетона плотнос тью 2100 кг/м3 высотой 4,0 м и поперечным сечением площадью около 1 м. Толщина стенки колонны 8,0±0,5 мм. Водоце ментное отношение портланд и гельцемента равно 0,5, неоднородность плотно сти цемента ± 0.2 %. Модель МОС-5 отличается от модели МОС-1 тем, что пласт горной породы выполнен на основе мраморного блока плотностью кг/м3. Модели МОС-1 - МОС-5 пригодны также для изучения влияния плотно о сти цемента, плотности породы и канала с углом раскрытия 60 на показания аппаратуры акустического контроля качества цементирования скважин.

Кроме того, для аппаратуры СГДТ-НВ и СГДТ-100 были созданы две мо дели обсаженной скважины МОС-6 (в мраморном блоке) и МОС-7 (насыпная) специальные эталоны единиц параметров структуры «пласт-цемент-колонна» с типовым дефектом цементировании «канал» с углом раскрытия 0, 45 и 90 за колонной диаметром 146 мм и 168 мм для тампонажных материалов плотно 3 стью 1550 кг/м и 1850 кг/м. В скважины диаметром 216 мм обеих моделей вставляются сменные зацементированные портланд- и гельцементом колонны диаметром 146 мм и 168 мм толщиной стенки 8 мм.

Эталон единицы микрозазора между колонной диаметром 146 мм (толщи на стенки 8 мм) и пртланд-цементом выполнен в виде модели обсаженной скважины МОС-8 с типовым дефектом цементировании скважин «микрозазор».

Эталон воспроизводит зазор от 0 до 50 мкм для аппаратуры акустического кон троля цементирования скважин. В основу работы этого эталона положено из менение диаметра колонны при создании давления внутри колонны.

Созданный под руководством автора комплекс моделей обсаженных сква жин МОС-1 - МОС-8 был использован при разработке методик гамма-акусти ческого контроля качества цементирования скважин, а также М.А. Сулеймано вым и В.А. Беловым при подготовке кандидатских диссертаций.

В пятой главе представлены результаты исследований автора по совер шенствованию методов и средств метрологического контроля индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры.

Градуировка – процедура построения градуировочной характерис тики (ГХ) измерительного канала аппаратуры и определение коэффициентов вы бранной функции преобразования. Калибровка - процедура периодического контроля стабильнос ти этих коэффициентов во времени.

Измерительные каналы аппаратуры акустического и электрического каро тажа имеют номинальную (типовую) градуировочную характерис тику, поэтому выполняется только их периодическая калибровка. Для остальных видов аппа ратуры всегда приходится строить новую градуировочную характерис тику, сравнивать коэффициенты новой и старой характеристик, затем делать выбор – принимать ли для дальнейшей эксплуатации аппаратуры новые коэффициенты градуировочной характеристики или оставить прежние (старые).

Обычно градуировочная характеристика измерительного канала аппарату ры представляет собой линейную или нелинейную зависимость измеряемого параметра от выходного сигнала в нормальных условиях. Однако для некото рых видов скважинной аппаратуры влияющие факторы нас только существен ны, что требуется семейство ГХ при разных значениях этих факторов.

Если влияющий фактор является одним из измеряемых параметров, как, например, у манометров - температура, а у канала плотности аппаратуры СГДТ - толщина, то целесообразно ГХ строить в виде функции двух переменных выходного сигнала канала измеряемого параметра и выходного сигнала канала влияющего фактора и вводить коррекцию влияния фактора в процессе выпол нения измерений. Такой подход реализован в установке УАК-СТМ-100/60 для автоматизированной калибровки скважинных термометров и манометров, где по каналу давления строится ГХ в виде линейной зависимости давления Р от выходного сигнала N и температуры Т:

P = k1 + k 2 T + (k 3 + k 4 T ) N, (3) где k1 и k3 - основные числовые коэффициенты;

k 2 и k 4 - корректирующие тем пературные коэффициенты.

При градуировке канала интегрального плотномера аппаратуры СГДТ-НВ с использованием СО плотности вещества в затрубном прос транс тве целесооб разно строить ГХ в виде нелинейной зависимости плотности от относи тельного выходного сигнала A и толщины стенки колонны h :

= a + b (A + K) + c (A + K)2, (4) где a, b, и c – коэффициенты полинома второй степени;

K - корректирующая функция по толщине стенки труб в виде нелинейной зависимости выходного сигнала интегрального плотномера от толщины стенки колонны:

K = Aн (d + e h + f h2 ), (5) где Aн - относительный выходной сигнал плотномера при номинальной толщи не стенки колонны;

d, e, и f – коэффициенты корректирующего полинома.

Для принятия решения о переградуировании аппаратуры необходимы обоснованные количественные критерии. Если каждый раз при метрологиче ском контроле аппаратуры принимать только новые коэффициенты ГХ, то ос таются бесконтрольными показатели точности измерений, выполненных с ис пользованием старой ГХ. Поэтому при калибровке аппаратуры необходим ана лиз показателей ее дос товерности и качества, которые зависят от полученных оценок погрешности и от соотношения нормированных характеристик погреш ности калибруемой аппаратуры и калибровочного оборудования. Эти показате ли отражают правильность и достовернос ть отбраковки скважинной аппарату ры в результате ее метрологических испытаний.

Любая методика выполнения калибровки аппаратуры всегда предполагае т использование эталонных средств измерений, вносящих в результаты калиб ровки погрешность, называемую погрешностью калибровки. Качество калиб ровки будет тем выше, чем ниже погрешнос ть калибровки и, следовательно, меньше ошибок в оценке годности аппаратуры. Поэтому имеется вероятность Р 0 признать годной в действительности негодную аппаратуру или забраковать заведомо годную. При проведении калибровки будем рассматривать два пока зателя. Первый - показатель достоверности калибровки ( Р Годн ) – разность между единицей и вероятностью принятия негодной калибруемой аппаратуры в каче стве годной. Этот показатель назовем «степенью годнос ти». Второй показатель ( П кач ) является показателем качес тва калибровки - отношение предела погреш ности калибруемой аппаратуры к пределу погрешности эталонного средства измерений, применяемого для калибровки. В геофиз ической практике погреш ности калибровочного оборудования лишь в два – три раза меньше нормиро ванных характерис тик погрешнос ти геофизической аппаратуры. В этих услови ях качество калибровки низкое и ее показатели должны быть контролируемы.

Функциональная связь показателя Р Годн с оценкой погрешнос ти калибруе ~ мой аппаратуры определяется формулой ор + эр ~ ~ ( ) d, (6) Р Годн = op эр ~ где () - плотнос ть распределения вероятности появления погрешности аппа ратуры в интервале ор ± эр ;

ор - нормированный предел погрешности аппара туры;

эр - нормированный предел погрешности калибровочной установки.

Однако плотнос ть распределения вероятности появления погрешности ап паратуры в интервале ор ± эр определить экспериментально чрезвычайно трудно. Выберем законы распределения плотности вероятности появления по грешности калибруемой аппаратуры и калибровочной установки в интервале ор ± эр равномерными. Тогда композиция этих двух равномерных законов рас пределения погрешностей будет описываться треугольным законом распреде ления плотности вероятнос ти совместного появления погрешности аппаратуры и установки в любой точке интервала ор ± эр. Тогда кривую степени годности Р Годн аппаратуры можно представить следующим графиком функции, рис. 3.

РГодн 100% 3 4. Негоден 100% 50% 1. Годен 100% 0% ~ ор эр ор ор + эр Рис. 3. График функции «степени годности» аппаратуры при ее калибровке При оценке показателя достоверности калибровки аппаратуры нас интере сует только зона 2 «Возможно годен» на рис. 3 с областью нахождения оценки ~ погрешности аппаратуры ( ор эр ) ор. Зона 3 - «Возможно не годен».

Степень годности будем предс тавлять в зоне 2 в относительных единицах (в %) как вероятность того, что прибор может оказаться годным. Она изменяет ся в пределах от 100% до 50% и вычисляется по формуле:

~ 50 ( o + opэ ор ) ) %. (7) Р Годн = ( орэ Показатель Р Годн в интервале от 50% до 0% не рассматривается, так как при ~ ор калибровщик аппаратуры сразу выполнит ее отбраковку.

По результатам калибровки индивидуально-градуируемой аппаратуры метрологическая служба принимает одно из трех решений: 1) оставить прежние коэффициенты градуировочной характеристики;

2) переградуировать - принять новые коэффициенты;

3) признать аппаратуру негодной и направить ее в ре монт. Общие критерии для этого приведены в табл. 5.

Таблица 5 - Общие критерии для принятия (выбора) решения при калибровке Решение по результатам ка- Критерии для принятия решения либровки аппаратуры Оставить прежнюю градуи- Показатель степени го дности аппаратуры в каждой ровочную характеристику точке контроля нахо дится в пределах от 100% до 75%.

Переградуировать - принять Показатель степени го дности аппаратуры в каких новую градуировочную ха- либо точках контроля менее 75% или выполняется не ~ рактеристику равенство ор 3 ор.

~ Направить аппаратуру в ре- Выполняется неравенство (3 5) ор или коэффи монт циент преобразования изменился более чем на 30%.

Указанные критерии для переградуирования и ремонта скважинной аппа ратуры с индивидуальной ГХ могут иметь и другие значения в зависимости от назначения аппаратуры и показателя качества калибровки П кач.

Большинс тво видов скважинной аппаратуры имеют индивидуальную ли нейную 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 предс тавлена в виде семейства харак теристик или функции двух переменных. Возникает необходимость создания нового поколения интеллектуального калибровочного оборудования, которое могло бы в соответс твии с установленными критериями отслеживать коэффи циенты ГХ во времени каждого измерительного канала скважинной аппаратуры в течение всего ее жизненного цикла и исключить субъективные факторы. Тре буется также унифицированная форма представления метрологической инфор мации по каждому измерительному каналу всех типов аппаратуры в метроло гический сервер предприятия, доступной для интерпретационной службы.

Такой комплекс из 10 программно-управляемых установок для калибровки скважинной геофизической аппаратуры был создан под руководством автора.

Все ус тановки состоят из унифицированных узлов и блоков, включая блоки микроконтроллеров разного уровня, исполнительные механизмы, первичные преобразователи (датчики) температуры, давления, перемещения, плоских уг лов, блоки питания. Эти блоки связаны информационно по шине I C с центром управления – «мастер-контроллером» и работают под его управлением. В со став каждой установки входит технологический компьютер, обеспечивающий общее управление работой установки и связь с метрологическим сервером гео физического предприятия. На сервер передается «Протокол калибровки аппа ратуры» и (или) «Сертификат о калибровке аппаратуры» унифицированной формы, в которых отражается степень годности калибруемой аппаратуры.

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

Технология № 1 предусматривает использование одних и тех же образцо вых средств измерений (измерительных приборов, преобразователей или мно гозначных мер) как на этапе градуировки, так и этапе калибровки. Это наиболее распространенная технология, в основу которой положены следующие методо логические 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 погрешнос ти, полученные с использованием этих принятых коэффициентов;

в этом случае отбраковка ап паратуры по оценкам погрешнос ти происходит чрезвычайно редко;

- если ГХ аппаратуры имеется (аппаратура представлена на очередную ка либровку после геофизических работ по ис течению межкалибровочного перио да), то определяются коэффициенты новой функции преобразования, а оценки характеристик погрешнос ти находят с использованием с тарой 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, стан дартных образцов (СО) пористости и плотнос ти) и этапе калибровки (например, имитаторов пористости или плотности). Это менее распространенная техноло гия. Она применяется для метрологических работ с аппаратурой нейтронного (НК) и плотнос тного (ГГК) каротажа. В ее основу положены следующие мето дологические 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 пористос ти (или плотности) и оценки ха рактеристик погрешности, полученные с использованием этих принятых коэф фициентов;

в этом случае отбраковка аппаратуры по оценкам погрешности почти не происходит;

одновременно по полученной ГХ и показаниям аппарату ры определяют значения коэффициента пористос ти, воспроизводимые двумя или тремя имитаторами пористос ти (или плотности);



Pages:   || 2 |
 

Похожие работы:


 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.