Метрология, стандартизация, сертификация

В.Н. Широков, В.М. Лобанков

МЕТРОЛОГИЯ,

СТАНДАРТИЗАЦИЯ, СЕРТИФИКАЦИЯ

Учебник

130201

Допущено Учебно-методическим обьединением вузов РФ по нефтегазовому образованию и Учебно-методическим обьединением по образованию в области прикладной геологии в качестве учебника для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальностям «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых» и 130202 «Геофизические методы исследования скважин» направления подготовки 130200 «Технологии геологической разведки»

МОСКВА- 2008

УДК

378(075.8):006:550.832

ББК 30.10:26.2я73 Ш64

Рецензенты:

Г.А. Кшистратов, д.т.н., проф. каф. общей и прикладной геофизики Международного Университета природы, общества и человека «Дубна»; В.П. Цирульников, к.г.-м.н., ведущий научный сотрудник лаборатории метрологии и стандартизации информационных технологий ГНЦ ВНИИГеосистем

Широков В. Н., Лобанков В.М.

Ш64

Метрология, стандартизация, сертификация: Учебник. МАКС Пресс,

2008. - 498 с.: ISBN 978-5-317-02475-8

-

М.:

ил.

Изложены основные понятия метрологии, логрешиости измерений и средств измерений, виды и методы измерений, характеристики геофизиче­ ских информационно-юмерительных сиСтем. Рассмотрены принцилы по­ строения системы калибровки геофизической аппаратуры. Раскрыты основные положения Федерального закона «0 техническом ре­ rулировании» и других нормативных документов. Освещается роль стандар­ тизации, сертификации и метрологии в обеспечении качества продукции и услуг.

Предлагаемый учебник рекомендуется для студентов высших учебных за­ ведений, изучающих геофизические методы поисков и разведки месторожде­ ний

полезных

ископаемых,

а также представляет интерес

магистрантам,

аспирантам и широкому круrу специалистов-геофизиков в практике геофи­ зических измерений. УДК

378(075.8):006:550.3

ББК 30.10:26.2я73

ISBN 978-5-317-02475-8

©Широков В.Н., Лобанков В.М.,

2008

© РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008 ©Голубев В.С. -оформление серии,

2008

ПРЕДИСЛОВИЕ

Общими объектами стандартизации, сертификации и метрологии являются: продукция (материалы, оборудование, системы), процессы и услуги (процедуры, правила, методы). Применительно к технологиям геологической разведки такими объектами являются услуги геофизиче­

ской службы, оказываемые геологическим и нефте- газодобывающим предприятиям; единицы и эталоны геофизических измерений; методы и средства обеспечения единства геофизических измерений; системы нормативной,

конструкторской, технологической, эксплуатационной,

управленческой

и

других видов

документации;

научно-технические

термины и обозначения; nоказатели качества и т.п. Основными целями стандартизации являются повышение степени

соответствия продукции, процессов и услуг их функциональному на­ значению,

устранение

барьеров

в

торговле

и

содействие

научно­

техническому и экономическому сотрудничеству путем упорядочения,

установления и применения различных правил, nоложений для всеоб­ щего и многократного применения (ИСО/МЭК Рук.

2-86).

Стандартизация содействует обеспечению соответствия продукции, процесса или услуги своему назначению. С целью подтверждения соот­ ветствия продукции или услуг определенным стандартам или техниче­

ским условиям применяется сертификация соответствия, которая обес­ печивает необходимую уверенность в том, что должным образом иден­

тифицированные продукция, процесс или услуга соответствуют кон­ кретному

стандарту

или

другому

нормативному документу, nодтвер­

ждает как показатели качества продукции, так и ее безопасность для

окружающей среды, жизни, здоровья и имущества потребителя. Взаи­ мосвязь стандартизации и сертификации очевидна: стандартизация ус­

танавливает требования к объекту, а сертификация определяет соответ­ ствие (не соответствие) объекта этим требованиям. Подтверждением качества является сертификат, выданный органом, не зависящим ни от производителя, ни от потребителя

-

третьей сторо­

ной. Этот сертификат оформляют на основании положительных резуль­ татов испытаний на соответствие требованиям стандартов. Результаты испытаний, в свою очередь, основаны на достоверных результатах из­

мерений во время испытаний, единство которых обеспечено и гаранти­ ровано Российской системой измерений, основой которой является Го-

3

сударетвенпая метрологическая служба России с ее государственными эталонами единиц физических величин. Государственные эталоны Рос­

сии регулярно сличают с подобными международными эталонами дру­ гих стран. Измерения являются объективным инструментом для обес­ печения и оценки качества продукции и услуг через стандарты, метро­

логическое обеспечение производства и испытания.

Таким образом, из изложенного ясно, что только совокупность дея­ тельности во всех трех видах

логии

-

-

стандартизации, сертификации и метро­

может обеспечить решение задачи обеспечения надлежащего

качества продукции и услуг. Каждый из видов деятельности (стандар­

тизация, метрология и сертификация) связан с двумя другими, но все три вида имеют общую часть

Рис.

-

качество (рис.

1).

1. Взаимосвязь основных видов деятельности:

метрологии,

стандартизации и сертификации для обеспечения качества

На современном этапе развития геофизики, который характеризует­ ся высокими темпами совершенствования методов и средств измере­

ний, методик выполнения измерений, метрология, стандартизация, сер­

тификация играют большую роль в развитии геофизического nроизвод­ ства, способствуют эффективной разведке и рациональному исnользо-

4

ванию месторождений, достоверному приросту запасов полезных иско­ паемых.

В связи с этим значительно возросли требования к специалистам в области стандартизации, сертификации и метрологии. Учебник состоит из трех частей. В первой части- «Метрология», которая включает главы

1-9,

рас­

сматриваются вопросы теоретической и прикладной метрологии, изме­ рений как объекта метрологии, методов построения средств измерений, методик выполнения измерений, роль и значение единства измерений в

геофизической практике.

Вторая часть

-

«Метрологическое обеспечение геофизической ап­

паратурьi» состоит из глав

10-18 ,

которые посвящены проблемам при­

кладной метрологии в области применения геофизической аппаратуры,

рассматриваются физические основы метрологического обеспечения геофизических

средств

измерений,

эталонные

средства измерений,

применяемые при градуировке и калибровке геофизической аппарату­ ры,

методики

и

технология

выполнения

основных

метрологических

процедур.

В третьей части вы

19-24 -

-

«Техническое реrулирование в геофизике», гла­

раскрыты положения Федерального закона

«0

техническом

реrулировании» и других нормативных документов, рассматриваются

концепция и принципы построения системы стандартизации и сертифи­ кации в России, роль стандартизации, сертификации и метрологии в

обеспечении качества продукции и услуг. Издание полностью соответствует требованиям государственного

образовательного стандарта высшего профессионального образования по общепрофессиональной дисциплине «Метрология, стандартизация, сертификация».

5

МЕТРОЛОГИЯ

1. ОСНОВЫ МЕТРОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

1.1.

Основные понятия и термины метрологии

При поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа возникает ряд задач: а) изучение и документирование геологического разреза

-

литологическое расчленение разреза, выделение реперов для

геологических построений, выделение коллекторов, определение под­

счетных параметро в; б) изучение технического состояния скважин; в) контроль разработки месторождений и др., решение которых основано на изучении свойств соответствующих объектов

-

горных пород, явле­

ний или процессов, происходящих в недрах Земли, естественных гео­ физических полей или полей, искусственно созданных геофизической аппаратурой.

Свойство

-

философская категория, выражающая такую сторону

объекта (явления, процесса), которая обуславливает его различие или общность с другими объектами (явлениями, процессами) и обнаружи­ вается в его отношениях к ним. Свойство- категория качественная. Для количественного описания различных свойств, процессов и физических тел вводится понятие величины. Величина

-

это свойство чего-либо,

которое может быть выделено среди других свойств и оценено тем или иным способом, в том числе и количественно. Величина не существует сама по себе, она имеет место лишь постольку, поскольку существует объект со свойствами, выраженными данной величиной. Анализ величин

[3, 48]

позволяет разделить их на два вида: реаль­

ные и идеальные. Идеальные величины главным образом относятся к математике и являются обобщением (моделью) конкретных реальных

понятий. Они вычисляются тем или иным способом. Реальные величи­ ны, в свою очередь, делятся на физические и нефизические. Физическая величина (ФВ) в общем случае может быть определена как величина, ~войственная материальным объектам (процессам, явлени­ ям), изучаемым в естественных (физика, химия) и технических науках.

6

К нефизическим следует отнести величины, присущие общественным

(нефизическим) наукам- философии, социологии, экономике и т.п. Рекомендации РМГ

29-99

«ГСИ. Метрология. Основные термины и

определения» трактуют физическую величину как одно из свойств фи­ зического объекта, в качественном отношении общее для многих физи­

ческих объектов, а в количественном

-

индивидуальное для каждого из

них. Индивидуальность в количественном отношении понимают в том смысле, что свойство может быть для одного объекта в определенное

число раз больше или меньше, чем для другого. Примерами физических величин являются: длина, масса, время и т.д.

Недопустимо, например, употреблять словосочетание «величина мас­ сы», «величина диаметра скважины» и т.п.

Единицы физических величин. Физическая величина для многих

объектов является качественно одинаковым свойством, а количествен­ но

-

различается и выражается в виде некоторого числа принятых еди­

ниц. Физическая величина, которой по определению присвоено число­ вое

значение,

равное

единице,

называется

единицей

физической

величины.

В зависимости от способа образования единицы величин делятся на основные, производные, кратные и дольные (приложение

1).

Единицы,

образующие какую-нибудь систему, называются системными; единицы, которые не входят ни в одну из систем,

-

внесистемными. Системой

единиц физических величин называется совокупность основных (неза­ висимых) и производных единиц. С введен ГОСТ

8.417-81

1

января

1982

г. в нашей стране

«ГСИ. Единицы физических величин», в основу

которого положены единицы Международной системы Основными единицами длины;

пер

-

килограмм

-

SI

SI.

являются следующие: метр

единица массы; секунда

-

единица силы электрического тока; кельвин

намической температуры; кандела

-

-

единица

единица времени; ам­

-

единица термоди­

единица силы света; моль

-

едини­

ца количества вещества. К дополнительным относятся плоский и телес­ ный углы.

Физические величины целесообразно разделить на измеряемые и оцениваемые. Измеряемые ФВ могут быть выражены количественно в виде определенного числа установленных единиц измерения, которые

являются важными отличительными признаками измеряемых ФВ.

Результат измерения записывается в виде уравнения В== Ь[В], где В

-

значение измеряемой физической величины; Ь

(1)

-

числовое зна­

чение физической величины, отвлеченное число; [В] -единица физи-

7

ческой величины. Это уравнение называют основным уравнением из­ мерения.

Определение понятия «измерение» дано в ГОСТ ние

-

16263-70:

измере­

нахождение значения физической величины опытным путем с

помощью специальных технических средств. В соответствии с опреде­ лением и уравнением

(1)

любое измерение можно представить как

взаимодействие следующих основных элементов: объект измерения, свойство или состояние которого характеризует измеряемая величина; единицу измерения, техническое средство измерения, проградуирован­

ные в выбранных единицах; показывающее или регистрирующее уст­

ройство, воспринимающее результат измерения; окончательный ре­ зультат измерения. Каждый из указанных элементов может быть адек­ ватно описан с помощью модели, которая представляет собой совокуп­ ность математических символов (образов) и отношений между ними для адекватного описания свойств элемента. Обобщенная схема изме­ рений представлена на (рис.

.

2),

конкретные ее реализации отличаются

метрологическими характеристиками элементов и применяемым мето­ дом измерения

.

---.,

....,...__....вм 1 в

Рис.

2.

.....

----~---1 . . JBl~

Обобщенная схема взаимодействия объектов измерения:

В - объект измерения; [В] - мера, воспроизводящая единицу измерения; Ь - техническое средство измерения; В=Ь[В] - устройство регистрирующее результат измерения; В,., [В,.], Ь,., В,.=Ь[В]- соответствующие модели объ­ ектов измерения

Метод измерений - зто прием или совокупность прием о в сравнения измеряемой ФВ с ее единицей в соответствии с реализованным прин­

цилом измерения. Подчеркнем, что в любом методе измерения выпол­ няется сравнение измеряемой ФВ с ее единицей с помощью меры или

специальным устройством, которое конструктивно входит в состав

8

средства измерения и воспроизводит физическую величину. Метод из­ мерений должен по возможности иметь минимальную погрешность.

Принцип измерений

-

совокупность физических принципов, на кото­

рых основаны измерения, например применение эффекта Джозефсона для измерения электрического напряжения или эффекта Доплера для измерения скорости.

Физические величины, для которых по тем или иным причинам не может быть введена единица измерения, могут быть только оценены.

Под оцениваннем в таком случае понимается операция приписывания данной величине определенного числа, проводимая по установленным правилам. Оцениванне величины осуществляется при помощи шкал.

Шхала величины

-

упорядоченная последовательность ее значений,

принятая по соглашению или на основании результатов точных измере­

ний. Для оцениваемых ФВ, когда уровень познания явления не позво­ ляет точно установить отношения между величинами, применяют ус­

ловные (эмпирические) шкалы порядка. Например, шкала вязкости

Энглера, 12-балльная шкала Бофорта для силы морского ветра. К таким шкалам, например, относится шкала Мооса для определения

твердости минералов, которая содержит

1О

опорных (реперных) мине­

ралов с различными условными числами твердости: тальк-

1; гипс- 2; кальцит- 3; флюорит- 4; апатит- 5; ортоклаз- 6; кварц- 7; топаз- 8; корунд - 9; алмаз - 1О. Отнесение минерала к той или иной градации

твердости осуществляется на основании эксперимента, который состо­

ит в том, что испытуемый минерал царапается опорным. Если после ца­ рапанья испытуемого минерала кварцем сле ортоклаза

(7)

на нем остается след, а по­

(6) -не остается, то твердость испытуемого материала 6, но менее 7. Более точного ответа в этом случае дать

составляет более

невозможно. Определение значения величин при помощи таких шкал

нельзя считать измерением, так как на этих шкалах не могут быть вве­ дены единицы измерения.

Нефизические величины, для которых единица измерения в принци­

пе не может быть введена, также могут быть только оценены. Следует отметить, что оценивание нефизических величин не входит в задачи теоретической метрологии.

Помимо понятия измерения применяют близкие, родственные им термины: контроль, испытание и диагностика.

Контроль

-

частный случай измерения, проводимый с целью уста­

новления соответствия измеряемой величины заданным пределам. Испытание

-

экспериментальное определение количественных и

(или) качественных характеристик свойств объекта, выполняемое в

9

процессе воздействия на объект или путем моделирования условий его функционирования (ГОСТ

16504-91 ). Экспериментальное определение

характеристик свойств объекта при испытаниях проводится по резуль­ татам измерений, оценивания или контроля.

Диагностика

- процесс распознавания состояния или качественных

свойств объекта по результатам измерений или контроля наиболее ин­ формативных параметров объекта.

Полученные при измерениях значения физических величин носят название

-

измерительная информация.

Имеется множество определений понятия информации от наиболее общего, философского (информация есть отражение реального мира) до наиболее узкого практического (информация есть все сведения, являю­

щиеся объектом хранения, передачи и преобразования). В технике под информацией понимают представления образа предмета или процесса в

виде чисел, формул, описаний, чертежей, символов и других абстракт­

ных характеристик. Проявляется она в материально-энергетической форме в виде сигналов.

Информацию можно разделить по областям знаний, физической природе восприятия, а также по структурно-метрическим свойствам. В последнем случае для технических целей информацию принято де­

лить на топологическую и параметрическую. Топологической инфор­ мацией удобно выражать геометрические образы, карты местности,

различные плоские изображения и объемные объекты (модели), а также

образы и ситуации, подлежащие распознаванию. К параметрической информации относятся наборы численных оценок значений каких-либо параметров, результатов измерения.

Очевидно, что измерительная информация, получаемая в результате

геофизических измерений, является основной геофизической продук­ цией, выражается значениями физических величин изучаемых геофизи­ ческих объектов (сейсмических трасс, пластов и скважин), например плотности, коэффициента пористости, коэффициента глинистости пла­ ста; дебита, продуктивности скважины. Основные этапы измерений

Измерение

- последовательность сложных и разнородных действий, 3): постановки задачи, nла­ эксперимента, измерительного эксперимента, обработки (50].

которая состоит из следующих этапов (рис.

нирования

Первым этапом любого измерения является nостановка измеритель­ ной задачи. Он начинается с формулировки цели измерений, затем

1.

ПОСТАНОВКАЗАДАЧИ

Объект измерения

l.

Модель объекта измерений

Сбор и анализ априорной

1. Формулировка цели

информации об объекте и ус-

ни я

ловиях измерений

2.

измере-

Формирование модели объ-

екта

3.

Постановка измерительной

задачи на основе принятой м о-

дели объекта

4.

Выбор конкретных величин,

посредством которых будут

находиться измеряемые ФВ

2.

ПЛАНИРОВАНИЕЭКСПЕРИМЕНТА

Средство измерений

l.

Выбор средства и метода

измерений (СИ)

2.

1. Априорная

оценка погреш­

ности измерений

Подготовка СИ к экспери­

менту

3.

Модель средства измерений

2.

Определение требований к

метрологическим характери­

Обеспечение и контроль

условий измерений

стикам

3.

Выбор числа наблюдений

измеряемой величины, времени измерений

3. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ 1.

Взаимодействие объекта и

си

2.

Преобразование сигналов

измерительной информации

3.

l.

Контроль параметров вход­

ных и выходных сигналов СИ

2.

Контроль стабильности мет­

рологических характеристик

Воспроизведение сигналов

заданного размера

4.

Сравнение сигналов

4.

ОБРАБОТКА,ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

Средство вычислений

1.

Проведение вычислений

согласно принятым алгорит-

1. Построение

или уточнение

алгоритмов вычисления воз-

можных поправок, вычисления

мам

2.

Модель средства вычислений

Регистрация результатов

результатов измерений и пока-

измерений и показателей по-

зателей логрешиости

грешиости в соответствии с

2. Анализ

установленной формой пред-

лучеиных результатов

и интерпретация по-

ставления

Рис.

3. Основные этапы

измерений

осуществляется сбор априорной информации об объекте и условиях из~

мерений. в результате анализа указанных данных строят модель объек~ та, которой являются измеряемые величины, ее параметры и~характери~ стики. в простых случаях, т.е. при измерениях невысоком точности, модель объекта в явном виде не выделяется.

На втором этапе - планирования измерений осуществляют выбор

методов измерений первичных измеряемых величин и возможных ти~ пов средств измерений, определяют требования к метрологическим ха~

рактеристикам средств измерений и условиям измерений, выбирают технологию и методики выполнения измерений.

Первые два этапа имеют первоетеленное значение, так как ошибки, доnущенные nри подготовке измерений, с трудом обнаруживаются и корректируются на последующих этапах.

Третий этаn

-

измерительный эксперимент- в узком смысле являет­

ся собственно измерением.

Последний этап измерения- обработка экспериментальных данных. В общем случае она осуществляется в последовательности, которая от­

ражает логику решения измерительной задачи:

•

предварительный анализ информации, полученной на предыдущих

этапах измерения; уточнение алгоритмов вычисления результата изме­

рения и nоказателей его погрешности;

•

первичная обработка экспериментальных данных (увязка геофизи­

ческих данных по глубине, привязка данных измерения на керне к скважинным геофизическим данным, устранение импульсных помех и

сбоев в работе средств измерения, вычисление и внесение поправок на систематические поrрешности);

обработка первичных геофизических данных с целью получения

•

rеофизических параметров в узаконенных единицах физических вели~ чин (индивидуальная интерnретация данных геофизических методов);

•

проведение комплексных вычислений согласно принятому алго­

ритму, в итоге которых получают значения измеряемой величины и по­

rрешностей измерений;

• •

анализ и комплексная интерпретация полученных результатов;

реrистрация результата измерений и показателей логрешиости в

соответствии с установленной формой представления.

Перечисленные выше этаnы существенно различаются по вьшол­ няемым оnерациям и их трудоемкости. В конкретных случаях соотно­

шение и значимость каждого из этаnов могут быть изменены. Некото~ рые nункты данной последовательности могут отсутствовать.

12

Для многих технических измерений вся процедура измерений сво­ дится к экспериментальному этапу, поскольку анализ и планирование,

включая априорное оценивание погрешности, выбор нужных методов и

средств измерений осуществляются предварительно, а обработка дан­ ных измерений, как правило, минимизируется.

С усложнением состава и структуры нефтегазовых пластов, с увели­ чением глубины их залегания, с уменьшением мощности продуктивных пластов и объема залежи возрастает «цена» точности и достоверности измерительной информации о параметрах этих пластов. Каждый из па­ раметров исследуемых объектов должен быть определен (измерен) с га­ рантированной точностью. Перечисленными проблемами занимается метрология.

1.2. Предмет и Метрология

-

основные проблемы метрологии

наука об измерениях, методах и средствах обеспече­

ния их единства и способах достижения требуемой точности.

Единство измерений -такое состояние измерений, при котором ре­ зультаты измерений выражены в узаконенных единицах, а логрешиости

измерений известны с заданной вероятностью. Широкое внедрение в

нашей стране государственной системы обеспечения единства измере­

ний (ГСИ) позволяет гарантировать нормированную точность приме­ няемых средств измерений (СИ) и предусматривает применение атте­

стованных

и

стандартизованных

методик

выполнения

измерений

(МВИ). Практика обеспечения единства измерений опирается на едино­ образие средств измерений в эксплуатации, на разработку и внедрение научно обоснованных методов, стандартизованных и аттестованных методик выполнения измерений.

Понятие «единообразие средств измерения» можно рассматривать как составную часть понятия «единство измерений». Обеспечение еди­ нообразия, высокого качества средств измерений в эксплуатации явля­ ется начальной, но важнейшей ступенью обеспечения единства измере­

ний. Под единообразием средств измерений понимают такое состояние средств измерений, которое характеризуется тем, что они градуированы

в узаконенных единицах и их метрологические свойства соответствуют

нормам. Целесообразно практику обеспечения единообразия средств измерения рассматривать в совокупности с обеспечением их надежно­ сти. Оба эти понятия почти полностью характеризует нормальное тех­ ническое состояние СИ.

При геофизических исследованиях скважин перечисленные пробле­ мы осложняются спецификой используемых физических величин, не­ обходимостью выполнять измерения и определять погрешности пара­

метров неоднородных пластов, пересеченных скважиной, не нарушая единства измерений.

Единство измерений базируется на метрологическом обеспечении измерений. Понятие «метрологическое обеспечение» сформулировано в ГОСТ

1.25-76

как- «установление и применение научных и организа­

ционных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности измерений». Применительно к метрологическому обеспечению ГИС предъявля­

ются следующие требования:

1)

оно должно охватывать все виды преобразований информации,

происходящих как в СИ, так и в их алгоритмическом обеспечении для обработки и интерпретации измерительной информации с учетом спе­

цифических особенностей множества методов ГИС;

2)

оно должно содержать единый комплекс метрологических харак­

теристик и показателей точности для всех звеньев системы (включая

алгоритмы обработки информации) и для системы в целом, обеспечи­ вать расчет погрешности аппаратуры и результатов измерений по мет­ рологическим характеристикам звеньев;

3)

важнейшим составным элементом метрологического обеспечения

ГИС являются методики геофизических измерений, которые должны обеспечивать определение значения измеряемого параметра и довери­ тельных границ погрешности полученного результата. Такое состояние

геофизических измерений может быть достигнуто в результате контро­ ля нормированных показателей точности, применяемых средств изме­

рений, и метрологической аттестацией методик выполнения геофизиче­ ских измерений.

Метрологическое обеспечение создается и применяется метрологи­

ческой службой, под которой понимается сеть государственных и ве­ домственных метрологических органов и их деятельность, направлен­

ная на обеспечение единства измерений и единообразия СИ в стране. Сеть государственных метрологических органов называют Государст­ венной метрологической службой; сеть метрологических органов от­ дельного ведомства

-

ведомственной метрологической службой.

Конечная цель деятельности метрологической службы в области

ГИС -обеспечение такого состояния измерений, когда для каждого ре­ зультата измерений параметров пластов и скважины можно обоснован­ но указать доверительные границы погрешности. Например, результат

измерений коэффициента пористости пласта представлен в виде интер­

вала Кп == 24±3% с доверительной вероятностью Р = 0,95.

Метрология делится на три самостоятельных и взаимно дополняю­ щих раздела: «Теоретическая метрология», «Прикладная метрология»,

«Законодательная метрология». В разделе «Теоретическая метрология» излагаются общие вопросы теории измерений, единства измерений, по­ строения средств измерений, точности измерений, измерительных тех­

нологий и основные проблемы метрологии. К основным проблемам метрологии относятся общая теория измерений, единицы физических величин и их системы, методы и средства измерений, методы определе­ ния точности измерений, основы обеспечения единства и единообразия средств измерений, эталоны и образцовые средства измерений, методы передачи размеров единиц от эталонов или образцовых средств измере­

ний рабочим средствам измерений. Струюура теоретической метроло­ гии в связи с основными проблемами метрологии приведела в табл.

J.

Таблица

Основные проблемы и структура теоретической метрологии Основные разделы теоретической

Основные проблемы метрологии по ГОСТ

I 6263-70

метрологии

Основные понятия и термины

Общая теория измерений

Поjj

...s-WII'OJIO-__ cpQI.

.._...(»у_.._

_

~. НПА,АМ. ПА

..........~d.

~cpu~eJ8YWI-· ~.".._1*/ltl\,

--· -~«--• "*"'*""-INC:II -трр· """-.,..... ~-CJIU'

..... ____,

3

о~-.

........... н

'*-·llt~ OAJOOPO.-.oil~~

__..... ..............

"""~

wrpoood• ~~~~o~~..-...vr-~ ."....... ...ICt.

_ __

~MICt~H

,_.........d .... ,._.. _,... ...... ._... .........

~d.-.-.

....

yт-

·~IIIIICt·

,,__,.....

llнclroc:IIOI1NМ .,...., - ·

,......,.

1

.......,.:сао~

cc_.oi_,...d•. о.--

.... ,............................. . . . ,.. 'w•

,....меn.,...,..

и....

Рис.

18. Схемы типовой

.......)..... . ........ .

структуры среды,

примениемые при измерениях параметров пластов горных пород

!lO

Нормативная документация на МВСИ состоит из следующих разделов:

Название МВСИ включает в себя название измеряемого параметра и

метода измерений или вида (типа) аппаратуры, например «Коэффици­ ент пористости пластов горных пород. Методика выполнения измере­

ний скважинным гамма-плотномером горных пород, скважинным ней­ тронным влагомером горных пород и аппаратурой акустических иссле­ дований скважин».

Вводная часть содержит назначение МВИ с полным наименованием и теоретическим определением измеряемого параметра.

«Нормы точности и ограничения применимости» регламентируют

показатели точности в виде пределов допускаемой погрешности в зави­ симости от значений измеряемого параметра в пределах нормированно­

го диапазона измерений и значений параметров влияющих факторов, а также для различных схем типовой структуры среды. Каждому норми­ рованному показателю точности МВИ ставятся в соответствие пределы допускаемых значений параметров влияющих факторов, ограничиваю­ щих применение данной методики.

«Средства измерений и вспомогательные устройства»

- перечень

конкретных типов скважинной аппаратуры, на использовании которой основана методика измерений параметров пластов или скважины. Здесь

же приводится полный перечень НМХ этой аппаратуры и способы рас­ чета границ суммарной погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения.

Х11 +а;

X -a:SxSX,t-b,·

а -Ь

p=i

rрг---1

32. Основные дифференциальные функции

-

......

........

=---,"

распределения и соответствующие им

характеристики погрешности:

а

-

среднее квадратическое отклонение, характеристика рассеивания nогрешности;

k-

энтроnийный коэффициент, со­

отношение между энтроnийным ~' и средним квадратическим а значениями nогрешности; р функция распределения (плотность вероятности)

-

дифференциальная

n распределение Стьюдента переходит в распреде­ n ::; 3 их СКО становится равным бесконечности, т.е.

При увеличении ление Гаусса. При

дисперсионная оценка ширины разброса не работает (перестает суще­ ствовать).

Разновидностью распределения Стьюдента является распределение

Коши. Оно важно тем, что ему подчиняется распределение отношения двух нормально распределенных центрированных случайных величин.

Распределение Коши

-

зто предельное распределение семейства зако­

нов Стьюдента с минимально возможным числом степеней свободы, равным

k = 1 (п = 2).

Свойства распределения Коши резко отличаются

от свойств экспоненциальных распределений, а именно: оценка центра

в виде среднего арифметического для распределения Коши неправо­ мочна, математическое ожидание, дисперсия и СКО не существуют, так как определяющий их интеграл расходится. Они будут бесконечно уве­ личиваться при росте числа экспериментальных данных. Для определе­

ния Хц используют медиану.

Распределению Пуассона подчиняются статистические флуктуации при радиометрических измерениях числа

n

гамма-квантов или других

элементарных частиц и скорости их счета за время, равное дл~тельно­

сти измерения скважинным прибором. При большом среднем

n форма

кривой распределения Пуассона приближается к нормальному распре­ делению.

Практически все рассмотренные выше формы кривых различных распределений можно получить, используя экспоненциальное пред­

ставление законов распределения (см. рис.

32).

В формуле экспоненци­

ального распределения используется некоторая, характерная для данно­

го распределения константа а, которая однозначно определяет вид и все параметры распределений:

а

распределение имеет очень пологие спады и по форме

2

а>>

2

практически равномерное распределение.

Результирующая погрешность зачастую складывается из ряда со­ ставляющих с различными плотностями распределения

PI(x), Р2(х), ... , Pn(x). В связи с этим возникает задача определения суммарного закона Распределения погрешности. Для суммы независимых непрерывных,

случайных величин х 1 и х2 , имеющих распределения PI(x) и Р2(х), он на­

ЗЬiвается композицией и выражается интегралами свертки [40].

119

Однако определение функций распределения (особенно это относит­ ся к функциям распределения систематической составляющей погреш­ ности) сопряжено с большими трудностями, с постановкой в ряде слу­ чаев специальных физических экспериментов и с решением сложных вероятностных задач.

Поэтому реальные функции распределения целесообразно опреде­ лять и указывать лишь при проведении точных и ответственных изме­

рений, а также в случаях, когда по условиям задачи необходимо срав­ нивать (сопоставлять) мало отличающиеся друг от друга измеряемые величины.

В большинстве случаев бывает достаточно охарактеризовать слу­ чайные величины с помощью ограниченного числа специальных пара­

метров, основными из которых являются: центр распределения Хц; на­ чальные и центральные моменты и производвые от них коэффициен­ ты

математическое ожидание (МО), СКО, эксцесс, контрэксцесс и ко­

-

эффициент асимметрии; энтропийвый коэффициент.

6.5. Интервальные

и точечные

характеристики погрешности

Характеристики погрешности и оценки результатов показаний при­ нято делить на точечные и интервальные.

Оценки, которые используются вместо истинных результатов пока­

заний, называются точечными. Предпочтительны те оценки, которые, во-первых, сходятся к оцениваемому значению (при

n

~ оо)

-

состоя­

тельные оценки, во-вторых, у которых математическое ожидание равно оцениваемому значению

-

неемещеиные оценки, в-третьих, у которых

выборочное распределение имеет наименьшую дисперсию

-

эффектив­

ные оценки.

Наряду с точечными широко применяют интервальные оценки чи­ словых характеристик случайных величин, выражающиеся границами интервала, внутри которого с определенной вероятностью заключено истинное значение результата измерений.

Вероятность того, что результаты измерения не выйдут за границы

какого-либо интервала погрешностей, определяют по площади, ограни­ ченной кривой плотности распределения погрешности и границами это­ го

интервала, отложенными

рис.

31)

по оси абсцисс.

Такой интервал

появления случайной погрешности (заштрихованная площадь)

120

(см.

называют доверительным, а соответствующую ему вероятность

P(t) -

доверительной вероятностью. Нижнюю и верхнюю границы довери­ тельного интервала называют доверительными границами. Для нахож­

дения доверительного интервала не требуется знать закон распределе­ ния результатов наблюдений, но нужно знать оценку СКО. Так, довери­ тельной вероятности

0,9

для многих законов распределений соответст­

вует доверительный интервал l,бcr. В метрологической практике для оценки доверительного интервала

используют главным образом квантили. Например, интервал значений

случайной величины х между х0 ,05 и х0 ,95 охватывает можных значений

и

называется

90%-ной вероятностью. Между ления заключено

интерквантильным

25-

90%

промежутком

способ

с

и 75%-ными квантилями распреде­

50% всех возможных значений случайной

Рассмотренный

всех ее воз­

нахождения

величины.

доверительных

справедлив для достаточно большого числа наблюдений

интервалов

n.

Нельзя

пользоваться формулами для нормального распределения при малом числе наблюдений, если нет возможности теоретически на основе пред­

варительных опытов с достаточно большим числом наблюдений опре­ делитьСКО.

В тех случаях, когда распределение случайных погрешностей не яв­ ляется нормальным, часто пользуются распределением Стьюдента с приближением, степень которого остается неизвестной. Распределение

Стьюдента применяют при ч:Исле измерений

n = 20, ... , 30 оно

n < 30,

поскольку уже при

переходит в нормальное. Результат измерения записы­

вается в виде:

x±tpSJ.Г";P=~; где Рд- конкретное значение доверительной вероятности, коэффициент Стьюдента

[3, 55],

Sx- СКО, tp-

х -среднее измеренное значение.

Множитель lp при большом числе измерений множителю. При малом значении

n он

n

равен квантильному

равен коэффициенту Стьюдента.

К точечным характеристикам погрешности относят СКО случайной погрешности и предел сверху для модуля систематической погрешно­ сти, а к интервальным -доверительные интервалы. Доверительные ин­ тервалы являются границами неопределенности результата измерения,

отвечающими пекоторой доверительной вероятности. Если границы по­ rрешности определены с вероятностью Р

== 1,

то они называются пре­

дельными (безусловными) интервалами.

Точечные характеристики (СКО) применяют при многократных из­ мерениях в тех случаях, когда результаты измерений используют со­ вместно с другими результатами измерений, например при косвенных

121

измерениях. Интервальные характеристики применяют для окончатель­

ных результатов измерений, пригодных уже для решения технической или геологической задачи. В зависимости от назначения и цели измерения в метрологии приня­

то различать три группы характеристик и параметров погрешностей. Первая группа характеристик

-

погрешности, задаваемые в качестве

допускаемых. Вторая группа характеристик

-

погрешности, приписы­

ваемые совокупности выполняемых по определенной методике измере­ ний. Характеристики этих двух групп применяют в основном при мас­

совых технических измерениях. Третья группа характеристик отражает близость отдельного, экспериментально полученного результата изме­

рения к истинному значению измеряемой величины. Характеристики третьей группы используют при научных исследованиях и метрологи­

ческих работах. Логрешиость измерений в инженерной практике отражается сле­ дующими вероятностными характеристиками составляющих погрешно­

сти измерений:

l)

средним квадратическим отклонением (СКО) по­

грешности измерений сr(д) и, если необходимо, ее нормализованной ав­

токорреляционной функцией;

2)

границами д, в пределах которых по­

грешность измерений находится с заданной вероятностью;

ристиками случайной

cr( д )

3)

характе-

и систематической неисключенной cr(дs)

составляющими погрешности;

4)

границами дs, в которых неисключен­

ная систематическая составляющая погрешности находится с заданной

вероятностью (в частности, и с вероятностью, равной единице).

Показатели точности на примере абсолютных погрешностей д приве­

дены в табл.

10.

Аналогичные показатели точности применяют для отно­

сительных 5, приведеиных у погрешностей и вариаций показаний Н. При научных исследованиях и метрологических работах, кроме того, применяют:

-

функции распределения систематической и случайной составляю­

щих погрешности измерения;

-

стандартные аппроксимации функций распределения систематиче­

ской и случайной составляющих погрешности измерения и их средние квадратячеекие отклонения.

Требования к характеристикам погрешности и рекомендации по их выбору приведены в нормативном документе МИ 1317-86 «ГСИ. Ре­ зультаты и характеристики погрешности измерений. Формы представ­

ления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров».

122

Таблица

10

Показатели точности Группыхарактеристик нормы

Предел допускаемых

значений

пр_иписанные

оценки

Характеристики

Наиболее

погрешности

Оценка

возможное

значение

crp[~]

cr m [~)

cr[~J

~pl. ~ph; р

~m!. ~mh; р

Х1, Хь; р или ±Х;Р

СКО погрешности нижней и верхней границ ин-

или

±~р;Р о

или

±~m;P о

о

тервала (или границ интервала), в котором погрешность нахо-

дится с заданной вероятностью

СКО случайной составляюшей

crD[д]

crm[д]

cr[~J

по грешиости

cr Р

cr m [~s]

а [~s]

тической составляющей по-

СКО неисключенной система-

[~s]

грешиости

нижней и верхней границ ин~

.!\spi. ~ sрь; Р

~SmJ, ~ Smh; р

или ±~sp; Р

ИЛИ ±~sm; Р

дsJ, Хsь; р или ±Xs; Р

тервала (или границ интервала), в котором неисключенная сиетематическая составляющая по-

грешиости находится с заданной вероятностью

Стандартные аппроксимации функций распределения погрешностей и их характеристики целесообразно применять в качестве показателей точности измерений в случаях, когда возможно обосновать вид закона

(функции) распределения погрешностей измерений на основании физи­ ческих предпосылок или априорного опыта. Например, систематиче­ ская составляющая погрешности измерений, проведеиных рядом одно­

типных

регулируемых (юстируемых)

приборов,

имеет равномерное

распределение, погрешность измерений, выполненных в сложных усло­

виях, имеет нормальное распределение и т.п.

Применение стандартных аппроксимаций существенно сокращает

объем статистических исследований, выполняемых в процессе измере­ ний, однако требует серьезных предварительных (логических или фи­ зических) обоснований вида функции (закона) распределения. Данный nоказатель точности измерений не следует применять в тех случаях, ко­ гда по условиям измерительной задачи интересуются «хвостами» рас­

nределений. Например, при определении погрешности результатов из­

мерений с доверительной вероятностью

0,99 и т.д. 123

Оценка границ значений систематических составляющих погрешно­ стей измерений менее трудоемка, чем оценка их средних квадратиче­

ских отклонений или обоснование вида функций распределения. Одна­ ко ее применение уменьшает надежность и точность определения по­

грешности измерений и не позволяет уточнять и корректировать оценки

(известными в настоящее время способами) при проведении дополни­

тельных измерений и исследований. Вследствие чего этот способ выра­ жения точности измерений непригоден для тех случаев, когда по усло­

виям измерительной задачи результаты измерений должны в дальней­ шем уточняться и корректироваться, например уточнение эксперимен­

тальных зависимостей и т.п.

6.6. Энтропийное значение

погрешности

Развитие теории вероятностей применительно к процессам получе­

ния измерительной информации привело к созданию вероятностной

[3,

теории информации. С точки зрения этой теории смысл измерения

23]

состоит в сужении интервала неопределенности от значения, известно­

го до его проведения, до величины

d,

называемой энтропийным интер­

валом неопределенности, ставшей известной после измерения. Энтро­

пийный интервал определяется по формуле

d = 2il где

Ll 3 -

э

= еН(хlхд)

'

энтропийное значение погрешности;

н(х!хд)=} p(x)ln[p(x)]dx -

энтропия действительного значения х измеряемой величины вокруг

полученного после измерения значения хд, т.е. энтропия погрешности

измерений; р(х) - плотность распределения вероятности измеряемой величины.

Основное достоинство информационного подхода к описанию изме­ рений состоит в том, что размер энтропийного интервала неопределен­ ности может быть найден строго математически для любого закона распределения. Это устраняет исторически сложившийся произвол, не­

избежный при волевом назначении различных значений доверительной вероятности. Например, для нормального распределения

124

Для распределения Симлеона

Н { х 1хд) = In {cr.Jбe")

и

Соотношение между энтропийным

d = cr.Jбe"::::: 4, 04cr.

Ll3

и средним квадратическим

cr

значениями погрешности различно для разных законов распределения,

и его удобнее характеризовать энтропийным коэффициентом данного распределения (см. рис.

k = .!ljcr

32).

Анализ значений энтропийного коэффициента позволяет сделать вывод, что при одинаковом среднем квадратическом значении погреш­

ность, распределенная по нормальному закону, вносит большее дезин­

формационное действие, чем погрешность, распределенная по равно­ мерному закону. Дезинформационное действие логрешиости с любым законом распределения меньше дезинформационного действия погреш­ ности, распределенной по нормальному закону, при их одинаковых средних квадратических значениях.

В качестве примера рассмотрим два прибора, предназначенные для измерения одной и той же физической величины, но имеющие различ­ ные законы распределения погрешности. Пусть логрешиость первого прибора распределена равномерно на интервале [-10-3, +10-3}, а погреш­ ность второго прибора

-

нормально с нулевым математическим ожида­

нием и средним квадратическим отклонением 0,5·1 о-3 • Сравним эти приборы по точности. В принципе, в качестве критерия сравнения мож­ но предложить различные значения: наибольшую погрешность, среднее квадратическое отклонение погрешности, энтропийную погрешность.

Для первого прибора наибольшее значение логрешиости равно 10-

3

.

Погрешность второго прибора не ограничена, ее наибольшее значение не существует. В практике в качестве такого значения часто принимают

значение, равное Зсr. В данном примере Зсr = 1,5·10-3• По этому крите­ рию следует отдать предпочтение nервому прибору, однако нельзя счи­

тать обоснованным принятое значение наибольшей логрешиости второ­ го nрибора.

Среднее квадратическое отклонение логрешиости первого прибора

равно 10-3/ .J3

= 0,58·10-3,

следовательно, по этому критерию предпоч­

тительнее второй прибор.

С точки зрения информационного подхода к измерениям наиболее

обоснованным является сравнение приборов по количеству информа­ ции, получаемой при измерении, а следовательно, по энтропийному значению погрешности. Для nервого прибора энтропийноезначение по­

rрешности равно 1о-3 , а для второго kна

=

3

2,07·0,5·1 о-з = l ,035·1 0- • От125

сюда можно сделать вывод, что по информационному критерию эти приборы практически эквивалентны.

Информационный подход дает возможность с единых позиций анали­

зировать любые средства измерений (измерительные преобразователи, измерительные приборы, ИИС) как в статическом, так и в динамическом режиме работы, выявить взаимосвязи различных технических характери­ стик средств измерений, оптимизировать эти характеристики и оценить

предельные возможности тех или иных средств измерений

6.7. Погрешность

[23].

инеопределенность

Обработку результатов измерений во всех странах проводят с ис­

пользованием аппарата теории вероятностей и математической стати­ стики. Практически везде погрешности разделяют на случайные и сис­ тематические. Однако модели погрешностей, значения доверительных

вероятностей и формирование доверительных интервалов в разных странах мира отличаются друг от друга, что вызывает определенные

трудности при сличении результатов измерений, полученных в лабора­ ториях разных стран. Для устранения этих сложностей к началу 90-х годов

Международной

организацией

законодательной

метрологии

(МОЗМ) с участием ряда международных организаций (МКМВ, МБМВ,

ИСО и МЭК) был разработан документ, названный «Руководство для выражения неопределенности в измерении», который содержит правила

для стандартизации, калибровки, аккредитации лабораторий метроло­

гических служб. Основными положениями документа являются

-

[3]:

отказ от использования таких понятий, как истинное и действи­

тельное значения измеряемой величины, погрешность, относительная погрешность, точность измерения, случайная и систематическая по­ rрешности;

-

введение нового термина «неопределенность»

-

параметра, свя­

занного с результатом измерения и характеризующего дисперсию зна­

чений измеряемой величины;

-

разделение составляющих неопределенности на два типа: А и В, но

неадекватные случайным и систематическим погрешностям.

Неопределенности типа А оценивают статистическими методами на основе многократных измерений и выражают традиционными характе­

ристиками

-

дисперсией, СКО, взаимным корреляционным моментом

или коэффициентом взаимной корреляции. Неопределенности типа В оценивают любыми другими методами, кроме статистических, но они

126

должны быть выражены величинами, аналогичными дисперсии или СКО для объединения неопределенностей типа В как между собой, так и с неопределенностями типа А. Единое мнение метрологов России на этот документ к настоящему

времени еще не сформировано. Рассмотренные рекомендации не вошли ни в один нормативный документ метрологических органов России.

6.8.

Правила округления результатов измерений

Погрешности указывают числом, содержащим не более двух знача­ щих цифр, если первая из них

1

или

2.

Если, соответственно, первая

цифра равна трем или более, то погрешность указывают числом с одной значащей цифрой.

Погрешности округляют в большую сторону, если цифра после­ дующего не указываемого младшего разряда больше пяти, или

-

в

меньшую сторону, если эти цифры меньше пяти. Если отбрасываемая

цифра равна пяти, а следующие за ней цифры неизвестны или нули, то последнюю сохраняемую цифру числа не изменяют, если она четная, и увеличивают на единицу, если она нечетная.

Округление производится лишь в окончательном ответе, а все пред­ варительные вычисления проводят с одним-двумя лишними знаками.

Результат измерения округляют до того же десятичного знака, кото­ рым оканчивается округленное значение абсолютной погрешности.

Лишние цифры в целых числах заменяют нулями, а в десятичных дро­ бях отбрасывают. Если руководствоваться этими правилами округления, то количество значащих цифр в числовом значении результата измерений дает воз­ можность ориентировочно судить о точности измерения.

127

7. НОРМИРУЕМЫЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Метрологические характеристики СИ

-

характеристики, отражаю­

щие свойства СИ, оказывающие влияние на результаты и погрешности измерений. Характеристики, устанавливаемые нормативными докумен­ тами, называются нормируемыми, а определяемые экспериментально

-

оцениваемыми. Нормируемые МХ, приводимые в нормативной доку­

ментации, отражают свойства не отдельно взятого экземпляра СИ, а всей совокупности СИ данного типа. Способы нормирования МХ и правила выбора комплекса нормируемых метрологических характери­ стик (НМХ) регламентированы стандартом ГОСТ

8.009-84

«ГСИ. Нор­

мируемые метрологические характеристики средств измерений».

Перечень нормируемых МХ делится на шесть групп, которые и рас­

сматриваются далее. К НМХ относятся следующие:

-

характеристики преобразования, предназначенные для определе­

ния результатов измерений (функция преобразования; значение одно­

значной меры; цена деления шкалы; вид и число разрядов кода, цена единицы наименьшего разряда кода цифровых СИ);

-

характеристики погрешности (характеристики систематической и

случайной составляющих основной погрешности; вариации показаний);

-

характеристики влияния, чувствительности СИ к влияющим вели­

чинам (функции влияния, изменения значений МХ, вызванные измене­ ниями влияющих величин);

-динамические характеристики (полные и частные);

-

характеристики энергетического взаимодействия СИ с объектом

измерений или другим СИ (например, входной и выходной импедансы);

- неинформативные параметры выходного сигнала (например, ам­ плитуда и длительность импульса).

Нормы на МХ СИ обычно выражают пределами допускаемых зна­ чений МХ, например пределами допускаемой основной относительной погрешности аппаратуры.

Для описания обобщенных метрологических свойств СИ часто при­ меняют «класс точности»

-

обобщенную характеристику, определяе­

мую пределами допускаемых основной и дополнительных погрешно­

стей. Эта характеристика в геофизике не применяется.

128

Метрологические характеристики иреобразования

Функция преобразования служит для определения значений изме­ ряемой величины в рабочих условиях применения различных СИ по из­ вестным значениям информативных параметров выходного сигнала.

Для серийных СИ нормируют номинальную функцию преобразования. Для приборов мелкосерийного производства нормируют индивидуаль­

ные функции преобразования, а если они линейны и проходят через на­ чало координат, то нормируют номинальные коэффициенты преобра­ зования.

Значения физической величины, воспроизводимые однозначной или многозначной мерой, служат ее нормируемой характеристикой

преобразования. Например, у нормального элемента нормируется но­ минальное значение генерируемой им электродвижущей силы, у квар­

цевого генератора- значение частоты его колебаний и т.д.

Цена деления шкалы измерительного прибора или многозначной меры нормируется для показывающих приборов с равномерной шкалой.

При неравномерной шкале нормируют минимальную цену деления. Характеристики цифрового кода: вид выходного кода, число его разрядов, цена единицы младшего разряда

-

нормируют для цифровых

приборов.

Для скважинной аппаратуры нормируют либо номинальную функ­ цию преобразования, либо границы для индивидуальной функции пре­

образования. В первом случае одновременно нормируют номинальное значение величины, воспроизводимое калибратором, а во втором

-

гра­

ницы значений величины, в пределах которых должно находиться зна­

чение, воспроизводимое нестандартным калибратором. Если скважин­ ная аппаратура (например, инклинаметр КИТ) имеет шкалу, то норми­ руют цену деления шкалы. Для цифровой скважинной аппаратуры нор­ мируют число разрядов кода и номинальную цену единицы наименьше­ го разряда кода.

Метрологические характеристики погреmностей СИ

Характеристики погрешности обусловлены собственными свойства­ ми СИ в нормальных условиях эксплуатации. Суммарное их значение

образует основную погрешность СИ. Характеристики систематической составляющей погрешности нормируют

rрешности

пределами допускаемой

L\osP·

основной

систематической

по-

Систематическая погрешность представляет собой по­

стоянную или закономерно изменяющуюся детерминированную (не-

129

случайную) величину. Но, несмотря на то что из физических соображе­ ний систематическая логрешиость постоянна или закономерно изменя­ ется, тем не менее, учитывать эту логрешиость можно лишь как слу­ чайную величину, так как ее значение неизвестно, а известны лишь

пределы, в которых она может находиться. Кроме того, логрешиости каждого конкретного прибора объективно являются частными реализа­

циями случайно распределенной по экземплярам логрешиости большой совокупности СИ данного типа, для которой нормируют систематиче­ скую составляющую погрешности.

Характеристики случайной составляющей погрешности норми­

руют путем указания либо среднего квадратического отклонения (СКО)

cr[!!.. ],

либо СКО совместно с нормализованной автокорреляционной

функцией r6 ('t) или функцией спектральной плотности составляющая инструментальной логрешиости

S(ro).

'

Случайная

!!.. обусловлена

только

собственными свойствами СИ. Наиболее распространенной нормируе­ мой характеристикой случайной составляющей логрешиости является предел допускаемого СКО. Возможно нормирование номинальных ха­ рактеристик случайной составляющей погрешности, а также пределов их отклонения от номинальных.

Вариации показаний представляют собой случайную составляю­ щую логрешиости СИ, обусловленную отличием показаний измери­

тельного прибора при различном направлении изменения входного сиг­

нала. Эта характеристика является случайной составляющей и норми­ руется пределом Нордопускаемой вариации показания СИ.

При нормировании характеристик основной логрешиости (погрешно­ сти аппаратуры в условиях, принятых за нормальные) сначала выясняют

существенность случайной логрешиости аппаратуры и вариации. В слу­ чае их несущественности нормируют пределы основной абсолютной (или

относительной) логрешиости ±!!ор, иначе

-

отдельно рассмотренные ра­

нее составляющие погрешности: предел допускаемой систематической

основной абсолютной (или относительной) логрешиости ±!!щ,, предел допускаемого среднего квадратического отклонения случайной состав-

ляющей основной абсолютной (или относительной) логрешиости crp[ А о]

и (или) предел допускаемой вариации выходного сигнала (показаний) Нр· Нормируют отдельно либо характеристику ±!!ор, либо характеристики ~ crp[!!.. о] и (или) Нр. Одновременно нормировать ±!!ор и другие ха­ рактеристики основной логрешиости недопустимо, так как в большинст­ ве случаев можно применить соотношение

130

'

дор = доsр + 2о"р[ д

Характеристику

crp[ д 0 ]

(39)

0 ].

следует нормировать, если одновременно

выполняются неравенства о

о

О [ до]> О 9

О [ до]

О 1

~

,ИД>,,

Н

osp

(40)

о

где о [д

0]

и Й - оценки среднего квадратического отклонения слу-

чайной составляющей поrрешности и вариации показаний аппаратуры. Характеристику Нр следует нормировать, если одновременно вы­ полняются неравенства о

о

о [~А о] ~О, 1 и о [ А о] ~ О, 3 . Н Доsр

(41)

Для скважинной аппаратуры с индивидуальной функцией преобра­ зования в случае, когда не предусмотрена калибровка измерительных каналов перед выполнением измерений, нормируют пределы допускае­ мого изменения систематической составляющей поrрешности за установленный интервал времени.

Характеристики влияния

К характеристикам влияния относятся функции влияния и измене­ ния значений МХ, вызванные изменениями влияющих величин в уста­ новленных пределах.

Функция влияния

-

это зависимость (рис.

33)

изменения МХ сред­

ства измерений от изменения одной или ряда влияющих величин.

Нормируют номинальную функцию влияния Ч' (~) величины ~ на систематическую составляющую погрешности аппаратуры и пределы

допускаемых отклонений от Ч' (~) или верхнюю ЧJв(~) и нижнюю ЧJн(~) граничные функции влияния величины ~ на поrрешность (или система­ тическую составляющую погрешности).

В частном случае ЧJв(~) = const и Ч'н(~) = const (рис. 33) возможно нормирование изменения значений .метрологических характеристик

СИ, вызванного изменениями влияющих величин в установленных

пределах, т.е. Е (~) = IЧ'в(~)- ЧJн(~)l, которое нормируют пределами до­ пускаемых изменений метрологической характеристики при изменении влияющей величины в заданных пределах.

131

о

Рис.

33. Функции

влияния средства измерения

верхняя граничная функция влияния \jJв(~),

l -

функция влияния \jJн(~),

3 -

2 -

нижняя граничная

оценка реальной функции влияния,

4 -

наибольшие допускаемые значения погрешности в интервале влияюшей

величины \jJв(~) = const и \jJн(~) = const Функции влияния характеризуют преимущественно влияние допол­ нительных погрешностей и лишь в отдельных случаях других МХ сред­ ства измерения.

Дополнительная погрешность СИ вызывается изменениями влияю­ щих величин относительно своих нормальных значений и, следователь­

но, является их функцией. Поэтому в качестве характеристики допол­ нительной nогрешности принята векоторая средняя (номинальная) для

данного тиnа функция зависимости погрешности от изменения влияю­ щих величин.

Наиболее просто дополнительные погрешности рассчитываются для

СИ, у которых функции влияния различных внешних величин (темпе­ ратуры, влажности, напряжения питания и т.д.) взаимно независимы.

Для скважинной геофизической аппаратуры нормируют преимуще­ ственно граничные функции влияния температуры (и некоторых других

величин) на погрешность (или систематическую составляющую по­ грешности). Влияние нестабильности напряжения питания принято нормировать наибольшими допускаемыми изменениями погрешности

(или систематической составляющей погрешности) в интервале изме­ нения напряжения питания от

132

Umin

до Иmах· Нормирование влияния ве-

личины ~ на характеристики случайной погрешности и вариации пока­ заний скважинной аппаратуры встречается редко.

Динамические характеристики средств измерений Динамические характеристики предназначены для оценки динамиче­ ских погрешностей, описания режима измерений и сравнения свойств

СИ. Для оценки динамических погрешностей СИ служат полные дина­ мические характеристики: дифференциальное уравнение, передаточная

функция, переходная, амплитудно-частотная и фазочастотная характери­ стики.

Полную динамическую характеристику нормируют путем установ­ ления номинальной характеристики и пределов допускаемых отклоне­

ний от нее. Нормировать следует такую характеристику, которая может

быть относительно просто определена экспериментально. В отличие от полных частные характеристики не позволяют вычислить динамическую составляющую

погрешности измерений.

Используя их,

можно установить граничные условия статического (квазистатическоrо) режима измерений, приближенно сопоставить свойства СИ с условиями измерений. Решение вопроса о том, учитьшать погрешность как статиче­ скую (квазистатическую) или как динамическую, зависит не только от инерционности СИ, но и от частотного спектра входного сигнала.

При нормировании частных динамических характеристик устанав­ ливают номинальные характеристики и пределы допускаемых отклоне­

ний от них.

Для нормирования динамических характеристик СГИИС (аппарату­ ра радиометрии, термометрии и др.) применяют следующие характери­ стики: предел допускаемого времени установления выходного сигнала

аппаратуры (или постоянную времени), предел допускаемой скорости перемещения скважинного прибора, при которой динамической по­

грешностью можно пренебречь. При необходимости оценки динамиче­

ской погрешности с целью дальнейшего ввода поправок выполняют об­ работку результатов измерений на ЭВМ по программам, использующим

полные динамические характеристики, например дифференциальные уравнения или численные аппроксимации их решений в виде соответ­ ствующих палеток и номограмм.

Входной и выходной импедансы

Входной и выходной импедансы являются характеристиками СИ, отражающими способность влиять на инструментальную составляю­

щую погрешности измерений вследствие взаимодействия средства из-

133

мерений с объектами или с другими СИ, подключенными к его входу или выходу.

Импеданс в акустике

-

комплексное сопротивление, вводимое при

рассмотрении колебаний акустических систем. Попятнем импеданс пользуются при изучении свойств акустических излучателей и прием­ ников. Импеданс в электротехнике

-

то же самое, что и полное элек­

трическое сопротивление цепи.

Потребление энергии СИ от объекта измерения или от другого изме­ рительного прибора или преобразователя приводит к изменению значе­ ния измеряемой величины и, следовательно, к появлению соответствую­

щей составляющей погрешности. На логрешиость измерения темпераrу­

ры существенно влияет обмен тепловой энергией, а при измерении элек­

трических величин- соотношение сопротивлений и обмен электрической энергией между объектом и соответствующим прибором. Аналогичные явления имеют место с любыми СИ вследствие энергетического взаимо­

действия с объектом измерения или другим устройством.

Для средств измерения нормируют номинальные значения импе­ дансных характеристик и nределы допускаемых отклонений от них.

Конкретные способы оценки составляющих погрешности, обусловлен­ ной взаимодействием СИ с объектом измерений, зависят от характера этого взаимодействия и вида импедансной характеристики.

Импедансные характеристики электронных СИ нормируют путем представления его входных цепей в виде эквивалентной схемы замеще­

ния и задания значений составляющих ее элементов.

Нормирование импедансных характеристик в геофизической аппа­ ратуре применяется преимущественно в виде входных и выходных со­ противлений.

Неинформативные параметры выходного сигнала

Неинформативные параметры выходного сигнала являются одним из видов влияющих величин и определяют допустимую область значений

тех параметров выходного сигнала, которые не содержат непосредст­

венной информации о значении измеряемой величины. Однако они оn­ ределяют возможность нормальной работы СИ.

Неинформативные параметры выходного сигнала СИ нормируют путем установления номинальных значений и пределов допускаемых отклонений от них.

Комплексы нормируемых метрологических характеристик

Комплексы НМХ, отражающие свойства скважинной аппаратуры, on134

предназначены для определения результатов измерений, расчетного

ределения характеристик инструментальной составляющей логрешио­

сти скважинных измерений; оптимального выбора СИ, обеспечиваю­

щих требуемое качество измерений при известных условиях примене­ ния; сравнения СИ различных типов с учетом условий применения. Исходя из назначения скважинной аппаратуры и задач, решаемых с ее

использованием,

устанавливают

нормы

на

характеристики,

отра­

жающие метрологические свойства проектируемой аппаратуры. При­

чем комплекс НМХ должен наиболее полно отражать основные свойст­

ва измерительных каналов аппаратуры и быть достаточным для расчета результата измерений и доверительных границ логрешиости аппарату­

ры в реальных условиях ее применения. Кроме того, каждая из выбран­

ных НМХ должна быть контролируема. Основные положения по выбору комплекса НМХ При разработке принцилов выбора и нормирования средств измере­ ний необходимо придерживаться ряда положений, изложенных ниже.

1.

НМХ, включаемые в комплекс, выбираются из числа характери­

стик, регламентированных ГОСТ

8.009-84

и ОСТ

39.150-83,

в соответ­

ствии с установленными в данных стандартах критериями. Обычно в

состав комплекса входят

4-6

характеристик. Важно, чтобы комплекс

НМХ был минимальным и достаточным для решения задач, перечис­ ленных выше.

2.

Основным условием возможности решения всех перечисленных

задач является наличие однозначной связи между нормированными МХ и инструментальными погрешностями. Эта связь устанавливается по­ средством математической модели инструментальной составляющей

погрешности, в которой нормируемые МХ должны быть аргументами.

При этом важно, чтобы номенклатура МХ и способы их выражения бы­ ли оптимальны.

3.

Нормирование МХ средств измерений должно производиться ис­

ходя из единых теоретических предпосылок. Это связано с тем, что в измерительных процессах могут участвовать СИ, построенные на раз­ личных принципах.

4.

Нормируемые МХ должны быть выражены в такой форме, чтобы

с их помощью можно было обоснованно решать практически любые измерительные задачи и одновременно достаточно просто проводить

контроль СИ на соответствие этим характеристикам.

5.

Не следует нормировать те МХ, которые оказывают несуществен­

ный по сравнению с другими вклад в инструментальную погрешность.

Определение того, важна ли данная логрешиость или нет, производится на основе критериев существенности, приведеиных в ГОСТ подробно проанализированных в

[27, 28, 32, 62].

8.009-84

и

б. Нормируемые МХ должны обеспечивать возможность статисти­

ческого объединения, суммирования составляющих инструментальной погрешности измерений. В общем случае она может быть определена как сумма (объединение) следующих составляющих погрешности:

о L\o(t), обусловленной отличием действительной функции преобра­ зования в нормальных условиях от номинальной, приписанной соответ­ ствующими документами данному типу СИ (эта погрешность называет­ ся основной);

о д:.r, обусловленной реакцией СИ на изменение внешних влияющих величин и неинформативных параметров входного сигнала относитель­ но их номинальных значений (эта погрешность называется дополни­

тельной);

о д!in, обусловленной реакцией СИ на скорость (частоту) изменения входного сигнала (эта составляющая, называемая динамической по­

грешностью, зависит и от динамических свойств средств измерений, и от частотного спектра входного сигнала);

о дп1 , обусловленной взаимодействием СИ с объектом измерений или с другими СИ, включенным последовательно с ним в измеритель­ ную систему (эта погрешность зависит от характеристик и параметров входной цепи СИ и выходной цепи объекта измерений).

Таким образом, инструментальную составляющую погрешности СИ можно представить в виде

А= А 0 (t) ЕВ

L

I AcJ ЕВ Ad.10 ЕВ А.

1=1

1П

t,

где ffi - символ статистического объединения составляющих. Под объединением понимается применение к составляющим веко­ торого функционала, позволяющего рассчитать погрешность, обуслов­ ленную их совместным воздействием. В каждом случае функционал

определяется исходя из свойств конкретного СИ и вида измерений.

Инструментальная составляющая погрешности определяется путем статистического объединения отдельных ее составляющих в тех случа­ ях, когда она изредка превышает значение, рассчитанное по нормируе­

мым характеристикам. Статистическим объединением по комплексу

МХ можно рассчитать точечные и интервальные характеристики, в ко­ торых инструментальная составляющая погрешности измерений нахо­

дится с любой заданной доверительной вероятностью.

Для тех СИ, У которых случайная составляющая пренебрежимо мала или требуется получить доверительный интервал с вероятностью, рав­

ной единице, статистическое объединение составляющих не применя­ ется. Инструментальная погрешностъ в данном случае определяется как 136

арифметическая сумма наибольших возможных значений ее состав­ ляющих. Этот результат является предельной оценкой сверху искомого интервала погрешности, что может быть применимо только к наиболее ответственным измерениям, например связанным со здоровьем и жиз­

нью людей, с возможностью катастрофических последствий неверных измерений и т.п.

Большое разнообразие СИ делает невозможной регламентацию кон­ кретных комплексов МХ даже для групп СИ в одном нормативном доку­ менте. В то же время все СИ не могут характеризоваться единым ком­ плексом нормируемых МХ. При разработке геофизических СИ норми­ руемые МХустанавливают по методическим указаниям

[21, 25, 56, 57]

в

зависимости от геофизического метода измерения, вида СИ, степени их

унификации, а также возможности измерения информативного параметра выходного сигнала. Методические указания разработаны на основании

ГОСТ

8.009-72 с учетом особенностей геофизических СИ.

Правильиость выбранного комплекса НМХ подтверждается при сер­

тификационных испытаниях скважинной аппаратуры. Классы точности средств измерений Характеристики, введенные ГОСТ

8.009-84,

наиболее полно описы­

вают метрологические свойства СИ. Однако в настоящее время в экс­ плуатации находится достаточно большое число СИ, метрологические характеристики которых нормированы несколько по-другому, а именно

на основе классов точности. Класс точности

-

это обобщенная характе­

ристика СИ, выражаемая пределами допускаемых значений его основ­

ной и дополнительной погрешностей, а также другими характеристика­ ми, влияющими на точность. Класс точности не является непосредст­

венной оценкой точности измерений, выполняемых этим СИ, поскольку погрешность зависит еще от ряда факторов: метода измерений, условий измерений и т.д. Класс точности лишь позволяет судить о том, в каких

пределах находится погрешность СИ данного типа. Общие положения деления

средств

измерений

по

классу

точности

устанавливает

гост 8.401-80. Пределы допускаемой основной погрешности, определяемые клас­ сом точности

-

это интервал, в котором находится значение основной

погрешности СИ.

Классы точности СИ устанавливаются в стандартах или технических условиях. Средство измерений может иметь два и более класса точно­

сти. Например, при наличии у него двух или более диапазонов измере­

ний одной и той же физической величины ему можно присваивать два 11.'7

или более класса точности. Приборы, предназначенные для измерения нескольких физических величин, также могут иметь различные классы

точности для каждой измеряемой величины.

Пределы допускаемых основной и дополнительной погрешностей выражают в форме приведенных, относительных или абсолютных по­ грешностей. Выбор формы представления зависит от характера измене­

ния погрешностей в пределах диапазона измерений, а также от условий применения и назначения СИ. Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности устанав­

ливаются по одной из формул: дар = ±а или дар = ±(а

+ Ьх),

где х- зна­

чение измеряемой величины или число делений, отсчитанное по шкале;

а, Ь

-

положительные числа, не зависящие от х. Первая формула описы­

вает чисто аддитивную погрешность, а вторая

-

сумму аддитивной и

мультипликативной погрешностей. В технической документации клас­

сы точности, установленные в виде абсолютных погрешностей, обозна­ чают прописными буквами латинского алфавита или римскими цифра­ ми, причем меньшие пределы погрешностей должны соответствовать

буквам, находящимся ближе к началу алфавита, или меньшим цифрам. Пределы допускаемой приведеиной основной погрешности опреде­ ляются по формуле у = дА/хN = ±р, где xN- нормирующее значение, вы­

- отвлеченное положительное (1; 1,5; 2; 2,5; 4; 5; 6)-10"; n = 1; О;-

раженное в тех же единицах, что и д; р

число, выбираемое из ряда значений:

1; -2

и т.д. Нормирующее значение xN устанавливается равным больше­

му из пределов измерений (или модулей) СИ. Класс точности обозна­ чают конкретным числом р, например

1,5.

Обозначение наносится на

циферблат, щиток или корпус прибора.

Пределы допускаемой относительной основной погрешности опре­ деляются по формуле о = Ых = ±q , если д = ±а. Значение постоянного числа

q устанавливается так же,

как и значение числа р.

Если нормируемая погрешность СИ задается формулой

о= д/ х= ±[c+d(lxk 1xl-t)J, где с, d - отвлеченные положительные числа, выбираемые из ряда: (l; 1,5; 2; 2,5; 4; 5; 6)·1 О"; n = 1; О; -1; -2 и т.д.; xk- больший (по модулю) из пределов измерений, то класс точности обозначается в виде

«0,02/0,0 1».

В этом случае числитель соответствует конкретному значению числа с, знаменатель - значению числа d. В обоснованных случаях пределы до­ пускаемой относительной основной погрешности определяют по более сложным формулам либо в виде графика или таблицы.

138

8.

ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

ПЕРВИЧНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1.

Обработка результатов прямых многократных измерений

При статистической обработке результатов прямых многократных

наблюдений выполняют исключение грубых промахов, систематиче­ ских погрешностей из результатов наблюдений и вычисляют показате­ ли точности.

Систематические погрешности исключают конструктивно путем ли­ квидации источников погрешностей до начала измерений, градуиров­

кой или калибровкой перед измерениями и методически внесением по­ правок в процессе измерений или обработки.

За измеренное значение принимают среднее арифметическое резуль­ татов наблюдений, в которые предварительно введены поправки. По­ правкой называют значение величины, одноименной с измеряемой, ко­ торое прибавляют к полученному при измерении значению величины с целью исключения систематической погрешности. Число, на которое умножают результат измерения с целью исключения систематической

погрешности, называют поправочным множителем. Поправки опре­ деляют экспериментально при калибровке средств измерений или по результатам специальных исследований. Следует заметить, что введе­ нием поправки устраняют влияние только одной определенной систе­

матической погрешности. В результаты измерений приходится иногда вводить несколько поправок. Ограниченная точность определения по­ правок приводит к накоплению случайных погрешностей, в результате

чего дисперсия результата измерения увеличивается. Поэтому при об­

работке необходимо определить оптимальное число поправок, которые следует вводить в результаты наблюдений для получения более досто­ верных сведений об истинном значении измеряемой величины.

Оценка СКО результата наблюдении

Несмещенной, состоятельной, эффективной оценкой для генераль­ ного среднего

а

нормального распределения является выборочное

среднее х, определяемое по формуле

(42) где х 1 , х2 , ••• Xn- совокупность значений случайных величин х.

Неемещеиную оценку среднего квадратического отклонения (СКО) cr для числа n > 60 определяют по формуле а=

I.

Q:)

20

30

40

50

60

70

80

90

100

при калибровке

3

5

10

30

~ ~

P..f:

;; >. i:Q

90

о

о

45 90 135 180 225 270 315

60 120 180 240 300 ----

-~-----·-

при градуировке

о

45

90

----·-

----

,_

--

'

---

L___

135

180

225

270

315

270

315

при кали~ровке

:s:

60

L_ _ _

Азимут

>:S:

при градуировке

о

45

90

-

135

180

~

225

~

По окончании всего цикла запланированных измерений по командам «Завершить обработку», «Сохранить изменения» в базу данных запи­

шется необходимая информация о выполненной калибровке, и будет

сформирован протокол калибровки и сертификат, которые можно про­ смотреть, нажав кнопки «Протокою> и «Сертификат» главного меню рабочей метрологической управляющей и обрабатывающей проrраммы.

Если по результатам калибровки инклинаметр по какому-либо каналу окажется негодным, то при нажатии кнопки «Сертификат» на экране появится текст «Извещения о непригодности».

Инклинаметр признается годным к применению, если в каждой точ­ ке контроля оценки абсолютной погрешности измерений зенитных и

азимутальных углов, вычисленные по формулам

(77)

и

(78),

не превы­

шают нормированных значений, указанных в паспорте.

Если в документации на калибруемый инклинаметр регламентиро­ ваны требования к допускаемой погрешности измерений визирных уг­ лов, то оценки этой логрешиости определяют при произвольных значе­

ниях зенитного и азимутального углов в следующих точках контроля: О;

60; 120; 180; 240; 300 и 330°. Полученные оценки визирных углов не должны превышать соответствующих пределов допускаемых погреш­

ностей инклинометра.

12.3. Пластовая

наклонометрия

Пластовая наклонометрия представляет собой метод определения элементов залегания: азимута и угла падения пластов

-

в разрезе сква­

жин по комплексу первичных геофизических параметров, измеряемых скважинным пластовым наклономером. Элементы залегания пластов используют для решения ряда геологических задач: установления ме­ стоположения и ориентации тектонических нарушений и угловых несо­

гласий, определения структурного падения горных nород, направления

косой слоистости, nостроения геологических разрезов, структурных карт и др. Наиболее усnешно перечисленные задачи решаются в ком­ плексе с результатами исследований микроэлектрических или акусти­

ческих сканеров (рис.

I, IY).

Пластоный ваклономер является комnлексным скважинным прибо­ ром, в состав которого входят: инклинометр, кавернамер или профиле­

мер, 3--6 микрозондов или индукционных зондов, по которым опреде­ ляют взаимное смещение границ пласта.

При наклоне пласта к плоскости горизонта более 10° и диаметре скважин более

222

200

мм пределы абсолютной погрешности вычисления

элеменrов залегания составляют по азимуту простирания

падения

±2°,

при уменьшении диаметра скважины до

сти возрастают по азимуту простирания до

130

±10°,

по углу

мм логрешио­

± 18°, по углу падения до ±3°.

В отечественной геофизической практике в настоящее время для оп­ ределения элементов залегания пластов, искривления и профилей сече­

ния необсаженных нефтяных и газовых скважин получили распростра­ нение два вида приборов: индукционный пластово-трещинный вакло­

номер НИПТ-1

[19]

и пластовый ваклономер НИД-2

[22, 67].

В состав пластового наклономера НИД-2 входят:

• • • •

шесть фокусированных микрозондов; шесть полностью независимых радиусов скважины;

трехосный датчик магнитного азимута; двухосный электролитический датчик зенитного угла отклонения

оси скважины от вертикали

•

акселерометр.

Трехосный датчик магнитного азимута и датчик зенитного угла

обеспечивают измерение искривления скважины и азимута ориенrации скважинного прибора. Параметры измеряются одновременно непре­ рывно в процессе подъема прибора. Основные технические характери­ стики пластовых наклономеров представлены в табл.

26. Таблица

26

Основные метрологические характеристики пластовых наклономеров НИД-2 НИПТ-1

Диапазон измерения угла падения пласта, град.

Погрешность измерения угла падения пласта, град. Диапазон измерения азимута падения пласта, град. Погрешность измерения азимута падения пласта,_!]!_ад. Диапазон измерения зенитного угла скважины,_J]>ад. Погрешность измерения зенитного угла скважины, мин. Диапазон измерения азимута искривления скважины, lrpaд. Погрешность измерения зенитного угла скважины, град. Диапазон измерения диаметра скважины, мм Погрешность измерения диаметра скважины, мм Скорость сканирования, об/с

0-90 ±0,5 0-360 ±5 0--60 ±24

0-90 ±1,5 0-360 ±5

0-360 ±2 80--650 76-300 ±2 7

Калибровка пластовых наклономеров может быть выполнена ком­ nлексом рабочих эталонов электрометрии, кавернометрии и инклино­ метрии скважин. Для калибровки пластового наклономера НИД-2 раз­

работана установка УПН-1

[36].

Она позволяет калибровать наклономе-

223

ры и инклиномеры, имеющие массу до

100

мм и длину до

поворотный

стол,

5000

150

кг, наружный диаметр до

мм. В состав установки входят немагнитный

атrестованное

вспомогательное

приспособление

(кондуктор), набор аттестованных колец, а также серийно выпускаемые средства: теодолит с ориентир-буссолью, оптический квадрант и штан­ генрейсмус. Предельные основные погрешности установки скважинно­

го прибора следующие:

• • •

±15 ±3

по азимуту, мин

по зенитному углу, мин установки заданного угла поворота

±30

скважинного прибора, мин

•

измерения отклонения точек записи

измерительных башмаков, мм

±2

Поворотный стол содержит зажимный узел для крепления наклона­

мера, имеющий две оси вращения (горизонтальную и вертикальную) и поддерживающую опору с треногой. Скважинный прибор можно пово­ рачивать в зажимном узле вокруг своей продольной оси.

Кондуктор-цилиндр с уступом на торце, вертикальная стенка кото­

рого проходит через центр торца (отклонение не более

+0,05

мм), имеет

рабочую поверхность, перпендикулярную боковой поверхности цилин­

дра (неперпендикулярность- не более± 1'), которая служит для измере­ ния и последующей регулировки вертикальности оси наклономера в зажимном узле с помощью оптического квадранта. Задаваемые накло­ номеру зенитные углы и азимуты контролируют с помощью оnтическо­

го квадранта и теодолита, начальное направление на север задается с

nомощью ориентир-буссоли.

Методика калибровки измерительных каналов аналогична методике

калибровки каверномера, инклинометра (см. гл.

12).

Определение nогрешности расположения точек записи измеритель­ ных башмаков производится с помощью штангенрейсмуса и набора ат­ тестованных колец. Скважинный прибор устанавливают в зажимную втулку и при помощи квадранта задают ему зенитный угол, равный ну­

лю. Положение центров измерительных электродов на башмаках изме­

ряют с помощью штангенрейсмуса, установленного на специальной площадке, горизонтальность которой контролируется оптическим квад­

рантом. Положение центров измеряют при различных диаметрах рас­ крытия рычагов, причем штангенрейсмус при измерениях остается не­

подвижным, а к нему поочередно, поворачивая скважинный прибор во­ круг своей оси, подводят измерительные башмаки.

224

12.4. Метрологическое обеспечение измерения глубин Глубины местоположения скважинного прибора определяют по длине спущенного в скважину кабеля. Средствами измерения длины

кабеля являются мерный ролик или рабочие эталоны длины в виде мер­ ной ленты и разметочных установок. Разметка кабеля осуществляется путем нанесения на бронированный кабель магнитных меток. Электри­ ческие сигналы, получаемые в результате измерения глубин, управляют

системой регистрации геофизических данных. Для исключения аварий­ ных ситуаций при отключении электропитания контроль глубин осуще­ ствляется по механическому счетчику оборотов мерного ролика.

Мерный ролик дает лишь приближенное значение длины спущенно­ го в скважину кабеля. Это объясняется несоответствием диаметров ка­

беля и ролика паспортным данным, на которые рассчитан мерный ро­ лик, проскальзыванием кабеля по ролику при спуске кабеля на неболь­

тих глубинах и ошибками в определении исходных глубин устья экс­ плуатационных скважин, оборудованных лубрикатором. Более точное определение глубин производится по магнитным меткам, устанавли­ ваемым на кабеле. Погрешности измерения глубин зависят от способа измерения глубин и удлинения кабеля в процессе измерений.

Удлинение кабеля

По характеру проявления во времени удлинения делят на остаточ­ ные и упругие.

Остаточные удлинения кабеля практически постоянны, изменяют­ ся мало и медленно. Бронированные кабели, не вытянутые в процессе их изготовления на заводе, после спуска в скважину получают значи­

тельное остаточное удлинение. Не вытянутый кабель имеет зазоры ме­ жду проволоками брони, которые неплотно прилегают к подушке или к изоляции.

Нагрузка на кабель в скважине вызывает растяжение проволок бро­ ни, которые, натягиваясь, плотно обжимают жилу кабеля и располо­

женные под ними проволоки брони, зазоры между проволоками брони уменьшаются, повивы проволок становятся плотными. Вытяжка кабеля nри

чрезмерном растяжении,

когда превышается предел упругости,

обусловливает необратимое, остаточное удлинение кабеля, которое ос­ тается после прекращения действия нагрузки.

Частично остаточные удлинения происходят из-за раскручивания

свободно подвешенного кабеля в скважине. Если конец кабеля свобо-

225

ден, возникает раскручивающий момент, который недостаточен для уд­

линения остановленного кабеля, но может вызвать удлинение кабеля при его перемещении. Это раскручивание происходит постепенно, и связанные с ним значительные постоянные удлинения кабель перестает получать лишь после нескольких спусков в скважину. Во время первых

спускоподъемных операций в скважинах новые кабели не успевают стабилизироваться по длине. Необходимо сделать несколько спуско­ подъемов в глубоких скважинах, чтобы кабель перестал удлиняться. Кабель, вытянутый на заводе, удлиняется в скважине незначительно и получает устойчивое остаточное удлинение после двух-трех спуско­ подъемов.

Постоянное удлинение кабеля может быть легко учтено своевремен­

ными повторными разметками кабеля. Повторная разметка новых кабе­ лей производится чаще, чем разметка хорошо обтянутых кабелей, экс­

плуатирующихся продолжительное время. Средние сроки повторной

разметки кабелей зависят от средней глубины скважин следующим об­ разом:

средние сроки повторной разметки кабелей, ДНИ

средняя глубина скважин, км

30 2-З

22

15

12

10

3-4 4--5 5-6 6--7

Более сложным является учет временного (упругого) удлинения ка­

беля, которое исчезает после прекращения действия натяжения. Причи­ нами временного удлинения являются температурное расширение и на­

тяжение кабеля.

Упругое удлинение А/ приблизительно пропорционально натяже­ нию Р и для куска кабеля длиной

l равно

Al=k·l·P, где

k- коэффициент упругого удлинения под действием натяжения: уд­

линение в миллиметрах одного метра кабеля, растягиваемого силой в

1 кН. Для геофизических работ в скважинах используют два коэффици­ ента упругого удлинения, один из которых соответствует удлинению

кабеля, концы которого закреплены, другой коэффициент применим для случая свободно подвешенного кабеля, упругие удлинения которо­ го происходят не только под действием растягивающих нагрузок, но и от кручения кабеля в скважине.

Значительная часть удлинения (около 50%) вызывается упругим уд­ линением стали; остальное удлинение вызвано упругим изменением

взаимного расположения элементов кабеля (жил и проволок в них) [31].

226

Натяжение кабеля, находящегося в скважине, складывается вследствие действия следующих сил:

• • •

вес груза, скважинного прибора и собственный вес кабеля; выталкивающая сила, равная весу вытесняемой кабелем жидкости;

сила трения кабеля и груза о стенки скважины и силы сопротивле­

ния, оказываемого жидкостью перемещению кабеля (сила, затрачивае­

мая на сдвиг частиц жидкости у поверхности кабеля), сила инерции ка­

беля при изменении скорости его движения. В случае неподвижного кабеля в скважине, заполненной жидкостью

(водой или нефтью), его натяжение равно весу груза, скважинного при­ бора и спущенной в скважину части кабеля, уменьшенному на вес вы­ тесненной ими жидкости. Удлипение кабелей, возникающее под дейст­

вием их собственного веса при одинаковых условиях в скважинах (глу­

бина спуска кабеля, плотность глинистого раствора), мало различается для всех бронированных кабелей. Практически для всех кабелей можно исnользовать средние величины их упругих удлинений в скважинах,

возникающих под действием собственного веса. В табл.

27

приведены

средние значения удлинений без учета веса груза на конце кабеля. Таблица27

Средние значения упругих удлинений (в м) бронированных кабелей в скважине под действием их собственного веса

Плотность глинистого

раствора, кг/м 3

1000 1500 2000

Глубины спvска кабелей в скважиw

1 0,53 0,46 0,38

2 1,06 0,92 0,76

3 1,59 1,38 1,13

4 2,12 1,84 1,51

, км 5 2,66 2,3 1,89

Поскольку удлинение пропорционально натяжению, оно в такой же стеnени зависит от условий проведения спускоподъемных операций.

Трение бронированных кабелей о стенки скважины изменяет статиче­ скую нагрузку на

10-20% [56].

При подъеме кабеля в жидкости (в воде, нефти) натяжение увеличи­ вается, а при спуске уменьшается на величину сил сопротивления дви­

жению кабеля (силы трения). Сила сопротивления движению кабеля и соответствующее ей изменение натяжения в данном случае находятся в

прямой зависимости от скорости (почти пропорциональны ей) и равны нулю при неподвижном кабеле и, в частности, в начале его движения,

когда он трогается с места.

Сопротивление движению кабеля в скважине, заполненной глини­

стым раствором, представляющим собой коллоид, отличается от сопро­ тивления движению кабеля в воде (или нефти) тем, что в момент трога­ ния кабеля, когда его скорость равна нулю, оно отлично от нуля и равно

сопротивлению начальному сдвигу. Вследствие значительного сопро­

тивления начальному сдвигу, оказываемого кабелю глинистым раство­ ром, натяжение кабеля при его подъеме резко увеличивается по сравне­

нию со значением натяжения для неподвижного кабеля, при этом уве­ личение скорости подъема приводит к сравнительно небольшому по­ вышению натяжения. Натяжение, связанное с сопротивлением движе­

нию кабеля при подъеме, в значительной мере остается и при останов­ ленном кабеле, т.е. глинистый раствор мешает кабелю занять положе­ ние, соответствующее покою, и создает, таким образом, некоторое до­ полнительное натяжение.

При спуске кабеля сила сопротивления движению кабеля приложена вверх, поэтому натяжение кабеля при спуске уменьшается сравнительно

с натяжением без учета сопротивления его движению настолько же, на­ сколько при прочих равных условиях оно увеличивается при подъеме.

Влияние скорости движения кабеля. Нагрузка на кабель сущест­ венно изменяется от скорости его движения в скважине. Наиболее рез­ кое изменение нагрузки наблюдается при скорости до

ляет

20-30%

сти движения кабеля до

мерно на

5

км/ч и состав­

от статической нагрузки. Дальнейшее увеличение скоро­

1О км/ч приводит к возрастанию 20% от ее значения при скорости до 5 км/ч.

нагрузки при­

Влияние инерции кабеля. В процессе работы кабель приходит в состояние (речь идет о его раскручивании), соответствующее среднему натяжению на том или ином участке кабеля. При этом при спуске вследствие уменьшения натяжения кабель будет закручиваться и не­

сколько укорачиваться. А при подъеме вследствие увеличения нагруз­ ки

-

раскручиваться и несколько удлиняться. При резком изменении

скорости движения возникают дополнительные динамические нагрузки

на кабель. Например, экспериментальными исследованиями

[56] пока­

зано, что вследствие торможения барабана лебедки кабель останавлива­

ется в течение 0,5 с, что изменяет ускорение на 4 м/с2 • Удлипение кабеля от иаrревания определяется величиной темпе­ ратурного коэффициента, который зависит от углов свивки проволок в ловивах брони кабеля. Проволоки при нагревании получают осевые уд­ линения, которые тем больше, чем длиннее проволока в nовиве, т.е. чем

больше угол скрутки. Температурные коэффициенты К, бронированных

кабелей

228

имеют следующие значении: для одножильных кабелей

К1 = (15-15,5)·10-6 1/град, для трехжильных- (16,3-17,5) 10-6 1/град. По­ грешность измерения длины кабеля возникает вследствие различных температурных условий измерения глубин и разметки кабеля. Напри­

мер, зимой и летом при различных коэффициентах температурного расширения базы разметочной установки и кабеля длиной ратурная погрешность может достигать

2-4

5

км темпе­

м.

Из изложенного выше становится ясной необходимость учета натя­ жения кабеля при измерении глубины скважины. Геофизические стан­ ции комплектуются динамометрами с пружинным или тензометриче­

ским первичным измерительным преобразователями. Динамометр, ус­ танавливаемый на блок-балансе, по своим метрологическим характери­ стикам является индикатором. Статическая составляющая погрешности измерения нагрузки тензометрическим динамометром на подвесном ро­

лике составляет около

1%,

а динамические характеристики не нормиро­

ваны. Измерения натяжения и ускорения движения кабеля в динамиче­ ском режиме возможно акселерометрами, устанавливаемыми в сква­

жинном приборе. Применеине акселерометров в программно-управ­ ляемых станциях позволит использовать результаты измерения натяже­

ния для ввода поправок в измеренные глубины. Разметка кабеля Наиболее распространенной является методика разметки кабеля при помощи

(рис.

стационарной

автоматической

разметочной

установки

45). Установка монтируется на бетонном основании - фундаменте.

Она состоит из измерителя длины кабеля, содержащего разметочное устройство и динамометр, измеряющий натяжение; кроме этого, уста­

новка снабжена дополнительными измерительными устройствами и контрольными приборами.

Рис. 45. Схема стационарной автоматической разметочной установки: l - тормоз; 2 и 3 - стационарная и подвижная лебедки; 4 - датчик силоиз­ мерительный; 5 - имnульсный электромагнит; 6 - датчик меток; 7 - кабель; 8 - дроссель снятия магнитных меток

Измеритель длины кабеля составляют следующие элементы: эталон длины

(7) -

стальная двуrавровая балка, расположенная на массивных

бетонных опорах; электромагниты импульсные

(5),

с помощью которых

на кабель наносятся магнитные метки; датчик меток

(6),

считывающий

метки на движущемся кабеле и подающий сигналы на счетное устрой­ ство; размагничивающий дроссель

(8),

который снимает магнитные

метки, поставленные на кабеле ранее; направляющие ролики, с помо­

щью которых кабель направляется с лебедки подъемника на измеритель длины. Мерная база установок равна

20; 10

или

5

м (табл.

28).

Размер

базы корректируют по результатам измерений расстояния между не­ сколькими метками стальной мерной лентой, погрешность измерения

которой составляет

0,02%. Таблица28

Основные характеристики установок для автоматической разметки геофизического кабеля

УРС-10

Воспроизводимое значение длины мерной базы, м

10

УАРК-5-С

УАРК-1-12-П УАРК-1-36-П

10 (5)

1,0

±0,01

±0,02

5,6 + 12

5,6 + 12 16+36

0,5 + 3,5

0,5 +4,8

13

1,7

УАРК-10-С

Пределы допускаемой основной относительной погрешности разметки кабеля,%

Диапазон диаметров размечаемого кабеля, мм

Диапазон изменения скорости перемещения кабеля, км/ч

Длинаустановки,м

При разметке кабель сматывают с лебедки подъемника на лебедку установки, стирая старые метки, ставят первую метку на верхнем кон­

це кабеля и начинают обратную перемотку кабеля на лебедку подъем­ ника. При пересечении первой меткой рабочей плоскости меткоуловп­ теля срабатывает электронное устройство, и электромагнитом ставпт­ ся новая метка, отстоящая от предыдущей на расстояние, равное длп­

не разметочной базы. Далее процесс разметки продолжается в той же последовательности

-

каждая предшествующая метка вызывает нане­

сение на заданном расстоянии последующей метки. Для удобства кон­

троля разметки кабеля кроме основных меток ставятся одна или две сигнальные или контрольные метки, удаленные на сятой основной.

1,3

м от каждой де­

Натяжения, которые необходимо поддерживать в соответствии с ин­ тервалом размечаемого кабеля, определяют по результатам измерений натяжения в скважинах района, где кабель будет применяться, либо по

расчетным данным. Натяжение изменяют ступенчато, обычно через

500 м

длины кабеля, задавая его средним для каждого интервала. Об­

щее удлинение при этом получается таким же, как и в случае непре­ рывного изменения натяжения.

Рассмотренная методика, хотя и не позволяет полностью учитывать влияние условий проведения работ в скважинах, в большинстве случаев

обеспечивает требуемую точность определения глубин. Ее достоинст­ вом является то, что операция разметки производится на базе с малыми затратами времени и труда.

Измерения длины кабеля диаметром от

5 до 36

мм во время его дви­

жения по скважине выполняются автоматически разметочным устрой­

ством УАРК-1-12-П или УАРК-1-36-П, которое в комплексе с микро­ процессорной системой УК СПО аппаратно формирует сантиметровые метки глубин, задает шаг квантования по глубине цифрового регистра­ тора, осуществляет контроль глубины спуска, скорости движения и на­ тяжения кабеля. Принцип действия полевых разметочных установок та­ кой же, как и стационарной установки. Разметочное устройство УАРК-

1-12-П или УАРК-1-36-П с мерной базой длиной

1,0 м

устанавливается

на геофизическом подъемнике (рис. У) или устье скважины, обеспечи­ вает нанесение магнитных меток и стирание ранее нанесенных меток на

все типы бронированных геофизических кабелей диаметром от

12,5

6,3

до

мм. Разметка выполняется при подъеме или спуске кабеля в зави­

симости от того, какие исследования проводятся в скважине. При поле­ вом способе разметки точность измерения глубины скважины повыша­ ется, так как разметка выполняется при фактически действующих на­ тяжениях.

В некоторых случаях еще используют ручной способ разметки кабе­ ля на скважине. Она производится при остановках кабеля. Длину кабеля измеряют стальной мерной лентой длиной

20

м, наносят магнитные

метки при помощи намагничивающих устройств, которыми оснащены все

промыслово-геофизические

станции,

завязывают

механическую

метку для удобства обнаружения ее оператором. Затем кабель подни­ мают на

20

м и выполняют многократно все вышеперечисленные опе­

рации. Разметка кабеля вручную занимает много времени и характери­ зуется большей погрешностью, чем автоматическая разметка, так как

nри этом не учитываются силы, воздействующие на кабель при его движении.

13. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИИ СКВАЖИН

13.1. Основы

метрологии низкочастотной электрометрии

Электрометрия свойств

скважин

основана

на

различии

электрических

горных пород и флюидов, заполняющих ствол скважины.

К числу измеряемых параметров относятся:

l. ность

Удельное электрическое сопротивление р (или электропровод­

cr).

По определению, удельным электрическим сопротивлением

называется сопротивление однородной среды длиной

l

м и площадью

поперечного сечения l м 2 •

2.

Диэлектрическая проницаемость Е • Относительная диэлектриче­

ская проницаемость

-

отношение диэлектрической проницаемости од­

нородной среды Е к диэлектрической проницаемости вакуума Ев- равна

8,854 мкФ/м. 3. Естественная

электрохимическая активность А, компонентами ко­

торой могут быть диффузионно-адсорбционная активность Ада, фильт­ рационная АФ и окислительно-восстановительная А 08 •

4. Электрическая поляризуемость (восприимчивость) re 3 или вызван­

ная электрохимическая активность Ав и время релаксации Т8 •

Физические величины, соответствующие указанным физическим свойствам, не могут быть определены методом непосредственных из­ мерений вследствие макронеоднородности объекта исследований

-

скважина, различные зоны околоскважинного пространства, пласт ог­

раниченной мощности и вмещающие пласт породы. Первичными ре­ зультатами измерений методами электрометрии являются кажущиеся

значения физических величин, которые в различной степени зависят от свойств каждой из зон макронеоднородности, а также от характеристик зондов, с помощью которых выполняются измерения, в основном от их

радиуса исследования (глубинности) и параметров фокусировки.

Первичные результаты измерений, откалиброванные в единицах фи­ зических величин, указываемых в паспорте скважинного прибора, при­ нято называть первичными измеряемыми параметрами. Они исполь­ зуются для аттестации и нормирования точности средств измерения, указания и вычисления практически всех метрологических характери-

стик средств измерения (рабочего и динамического диапазонов средств измерения, чувствительности, погрешностей средств измерения и др.).

Основными измеряемыми параметрами при выполнении электро­ метрии скважин являются

кажущиеся значения удельного электриче­

ского сопротивления горных пород

сти

-

-

Рк, диэлектрической проницаемо­

Ек и потенциалы собственной поляризации горных пород

-

Исп.

измеренные относительно условного нуля. В частных случаях исполь­ зуют другие измеряемые параметры, например относительные значения

амплитуд, разности фаз

-

Аср и др.

Иногда в технической документации на аппаратуру электрометрии скважин указывают, что она предназначена для измерений кажущихся

значений

[56],

не оговаривая при этом ни структуры исследуемой среды,

ни расположения элементов зонда относительно структурных зон. Пара­ метры пластов и структурных зон модели объекта измерения, например

Рп. Рзп. Ре.

D3n,

вычисляют в процессе обработки первичных измеряемых

параметров, которые затем используют для определения свойств коллек­

торов, изучения геологического разреза скважин, контроля разработки месторождения, технического состояния скважин, т.е. в процессе инди­

видуальной или комплексной интерпретации данных ГИС.

Инструментальные составляющие погрешности измерений Рп. Рзп. Ре.

Dзп обусловлены несовершенством не только СИ параметра Рк• но и скважинных резистивиметров (СИ Ре), скважинных каверномеров (СИ

dc). Основные источники погрешности измеряемого параметра сле­ дующие: отклонение реальной статической функции иреобразования

(rрадуировочной характеристики) от номинальной функции, нормиро­ ванной для аппаратуры конкретного типа; «неидеальносты> зондов

-

отличие реальных параметров зондов от параметров, принятых при по­

строении МВИ Рп (конечные размеры электродов градиент- и потенци­ ал-зондов, конечные расстояния между электродами, конечные размеры

диполей электромагнитных зондов); реакция аппаратуры на воздейст­ вие влияющих величин (температура, давление, изменение напряжения питания).

В аппаратуре электрометрии динамические погрешности измерений сводятся до уровня несушественных путем ограничения скорости пере­

мещения скважинного прибора

(2000-3000

м/ч), а воздействие зонда на

объект (шунтирование среды входными цепями аппаратуры) учитыва­ ется при контроле характеристик основной погрешности.

К источникам методической составляющей погрешности измерений параметров Рп и Еп относятся неадекватность типовой и реальной струк-

rуры среды, несоответствие взаимного расположения источника и при­ емников электромагнитного поля относительно границ пластов и сква­

жины при моделировании (построении МВИ) и выполнении измерений и погрешности вычислений

[27, 32].

Неадекватность типовой и реальной структуры среды обусловлена влиянием

неучтенных

струкrурных

зон,

несоответствием

взаимного

расположения учитываемых структурных зон, принятых в МВИ, их ре­ альному расположению, «усреднением» параметров в пределах струк­

rурной зоны и неучитываемой анизотропией пластов

[27, 32].

Основные сведения об аппаратуре электрометрии скважин приведе­ вы в табл.

29.

Случайные составляющие погрешностей аппаратуры электрометрии уменьшают,

как правило,

по грешиости

-

конструктивным путем, а систематические

путем градуировки и калибровки.

Поскольку измерительный канал Исп скважинной аппаратуры пред­ ставляет собой обычный вольтметр, то его метрологический контроль выполняют с помощью серийно выпускаемых образцовых СИ напряже­

ния электрического тока (в дальнейшем вопросы МО измерений пара­ метра Исп не рассматриваются).

В связи с многообразием различных моделей объекта измерений при электрометрии скважин (различные значения геометрических и геофи­ зических параметров структурных зон) принято градуировать аппара­ туру электрометрии применительно к условиям бесконечной однород­

ной электропроводящей среды.

Теоретически аппаратуру можно градуировать и в условиях неодно­ родной среды заданной типовой структуры (например, в непроводящих электрический ток трубах, заполненных раствором хлористого натрия с

заданным Ре). Однако такой путь организации измерительного процесса параметра Рп сопряжен с трудностями перехода от значений Рк, воспро­

изводимь~х при одной структуре среды (условия градуирования), к зна­ чениям Рк• применяемым к другой структуре среды (условия измере­

ний), и при ГИС не нашел широкого применения. Эталонными средствами измерения для градуировки и калибровки аппаратуры электрометрии являются стандартные образцы и имитато­

рыУЭС.

Стандартный образец удельного электрического сопротивления и диэлектрической проницаемости горных пород представляет собой од­

нородный раствор хлористого натрия в емкости, минимальные размеры

которой таковы, что при дальнейшем их увелИЧ\УНИИ не наблюдается 1'111

Таблица29 Основные технические данные и характеристики аппаратуры элек:трометрии скважин

Метод измерения. Тип аппаратуры

Боковое электрическое зондирование.

ЭК-1, ЭК-М, Э31,

КIА-723

Зонды

A8M1N; A4M1N; A2M0,5N; A1M0,1N; A0,4N0,1N; N0,5M2A; A0,5M1IN

Частота

Радиус

тока

исследо-

питания

вания, м

Нормированные диапазон

Средства калибровки.

измерения и пределы

Пределыотносительной

относительной

логрешиости

погр_ешности

воспроизведения

Имитаторы р в составе

200-400

Гц

0,5-8

(0,2-5000)

Ом·м

Бор= ±[5+0,1(р,/р-1)]

Имитаторы р в составе

Э36, ЭК-2М, Э39, КбА-

Аэ1,5Ао0, 15 Lл5q7,3;

723.

Lв5Lлl,2ql

200-400

Гц

1-2

(0,5-10000) Ом·м Бор= ±10%

A0,025M0,025N;

Микро,

АО,О5М

200-400 Гц 0,05; 0,1

(0,05-40) Ом·м Бор= ±[8+0,2(p,/p-l)]

КбА-723

Микро

метр

(±0,5%); в

составе

установок УПЭК-1; УПБА-ЭК, стандартные образцы

Лабораторный кондукто-

Фокусированное

КбА-723

(±0,5%); (±1,5%);

Лабораторный кондукто-

МК-УЦ, Э32, МЕГА-

МК-УЦ, Э32, МЕГА-

установок

УПЭК-1,

УПБА-ЭК,

Микрозондирование.

микрозондирование.

(±0,5%); (±1%);

УПБА-ЭК,

Боковой метод.

ЭК-1,Э31,

установок

УПЭК-1,

---

200-400

Гц

0,1-0,2

(0,2-200) Ом·м Бор =±10%

метр

(±0,5%);

в составе

установок УПЭК-1,

(±1,2%); УПБА-ЭК, (±1,5%)_

--

-

Продолжение табл.

Метод измерения. Тип аппаратуры

Зонды

Частота

Радиус

тока

исследо-

питания

вания,м

Нормированные диапазон

Средства калибровки.

измерения и nределы

Пределыотносительной

относительной

по грешиости

по грешиости

во~оизведения

Активная Индукционный метод. АИК-5, ИК-П, АИК-36/42 ИК-М Индукционноезондированне. ИКЗ-П Электромагнитный метод

викиз

50-160 кГц

7Иl,6,

1,3-2,2

6Ф1 6ИО,8;

4ИI ,4;

ЗФ 1,4;

ЗФI,О;

ЗФ0,7;

50-160

кГц

0,875-14 МГц

0,5

АЭМК-1 («ТЕМП»)

ПБК

и2МГц

ДИэлектрический метод

ИО,25ИО,75Г,

43МГц

АДК-1,

ИО,3ИО,45Г и

41

к дк

ИО,ЗИО,95Г

ДК1-713

(6-1000)

ИО,3И1,2Г

мСм/м;

1,1--6

6-5000; 6-1500 мСм/м; (±5%)

доЗ

1-40 (0,4-200) Ом·м; 0 0 р= ±5 (20)% 0,5-500 Ом·м;

ЗФО,5

ЭМКt;, ЭМК,,

ИО,3ИО,7Г

мСм/м;

Оор= ±[0,5crjcr+20crlcrн]

4И3,5. ЗФ2,0;

(6-300)

Оор= ±[O,Зcrнlcr+ l Ocr/crн] Реактивная

ЗИ1

и

2,6

Оор= 5+0,1(р.,/р-1)%

МГц

0,6-0,8 3,3 и43 МГц

29

Е

р = (0,2-200) Ом·м = 2-40; 00р = ±(1 +0,15в)

Имитаторы

cr в

составе

установок УПИК-1;

(±1,5%); (±1,2%). Имитатор ТЕСТ-1; (±1%) УПЭК-1;

Имитатор ТЕСТ-1;

(±1%)

Имитатор УЭС Имитатор УЭС на основе внешнего генератора переменного тока

Стандартные образцы в; имитаторы УЭС и в

изменение показаний исследуемой аппаратуры. За нормальные условия

применения СО для градуировки и калибровки принимают температуру раствора и окружающего воздуха

образом

СО

позволяют

(20 ± 2)

воспроизводить

ос. Приготовленные таким

действительные

значения

удельного электрического сопротивления Рд и относительной диэлек­

трической проницаемости ~>д горных пород.

Однако не всегда представляется возможным использовать для ап­ паратуры электрометрии в качестве средств МО стандартные образцы р

и ~>, так как для больших размеров зондов требуются большие размеры

водоемов (бассейнов) для приготовления таких СО. В этом случае ка­ либровка и контроль нормированной точности аппаратуры выполняют­ ся с использованием имитаторов р и Е или в калибровочных скважинах.

Калибровку аппаратуры электрометрии выполняют путем измерения действительных значений Рд или ~>д, воспроизводимых метрологическим

оборудованием (стандартными образцами или имитаторами УЭС) с га­ рантированной точностью, и сравнением полученной оценки характе­

ристики погрешности с нормированным значением (пределом) этой ха­ рактеристики. При проведении калибровки должны быть применены эталонные средства измерений и оборудование, указанные в эксплуата­ ционной документации на калибруемую аппаратуру и имеющие соот­

ветствующий сертификат о калибровке или свидетельство о метрологи­ ческой

аттестации.

Нормированный

предел

основной

погрешности

прибора, применяемого для измерений выходного сигнала аппаратуры, не должен превышать

0,2

нормированного предела основной погрешно­

сти калибруемой аппаратуры.

Методика калибровки аппаратуры электрометрии полностью соот­ ветствует типовой методике, рассмотренной в предьщущем разделе.

Процесс

калибровки

состоит

из

следующих

основных

операций:

1) внешний осмотр, опробование и подготовка аппаратуры; 2) выполне­ ние измерений параметров, воспроизводимых рабочими эталонами;

З)обработка результатов измерений и нахождение оценок метрологи­ ческих характеристик;

4)

определение годности (негодности) аппарату­

ры к применению путем сравнения полученной оценки метрологиче­

ской характеристики с ее нормированным пределом (или его частью);

5) оформление протокола и сертификата о калибровке. При проведении калибровки должны быть соблюдены следующие условия:

температура

влажность

(65±15)%;

частота тока питания

окружающей

среды

атмосферное давление

(220±5)

В,

(50,0 ± 0,5)

(20±5) С; 0

(100±6)

относительная

кПа; напряжение и

Гц, а также должны отсут-

237

ствовать вибрации, тряска, удары, электрические и магнитные поля, яв­

ляющиеся источником погрешности выполняемых измерений.

При проведении внешнего осмотра должно быть установлено соот­ ветствие ее комплектности требованиям технического описания, отсут­

ствие механических повреждений аппаратуры, влияющих на ее работо­ способность и метрологические характеристики. Аппаратура, забрако­ ванная при внешнем осмотре, дальнейшим испытаниям не подлежит.

При опробовании аппаратуры следует проверить ее работоспособ­ ность в соответствии с требованиями технической документации на нее

(убедиться в выполнении требований к допускаемым отклонениям от

номинального значения тока питания; проверить работоспособность аппаратуры по стандарт-сигналам, убедиться, что выходной сигнал ап­

паратуры или показания находятся в пределах допускаемых значений).

13.2. Методы

низкочастотной электрометрии скважин (БЭЗ, БМ, МЗ)

Измерения Рк зондами БЭЗ, БМ, МЗ основаны на том, что через ис­ следуемую среду пропускают переменный электрический ток частоты

(7-400

1 низкой

Гц) и измеряют разность потенциалов д И на заданном

расстоянии от источника тока (токового электрода). Переменный ток используют с целью исключения влияния поляризации электродов.

В качестве измеряемого параметра для аппаратуры низкочастотной электрометрии

по

определению

принимается

удельного электрического сопротивления (КС)

-

кажущееся

значение

значение, которое оп­

ределяется по параметрам электромагнитного поля, созданного в неод­

нородной среде, при фиксированном расположении источника и при­ еминков поля относительно структурных зон исследуемой среды, в предположении, что поле распространяется и его параметры измеряют­

ся в однородной среде. Единица измерений УЭС- омметр (Ом·м). Гра­ дуировочная характеристика

-

номинальная.

В общем случае Рк определяется по формуле Рк =KдUII,

(79)

где К- коэффициент зонда, зависящий только от геометрических раз­ меров зонда.

Выражение

(79), переписанное в виде I::!.U =

238

(1/К)·рк,

(80)

является номинальной функцией преобразования аппаратуры электро­ метрии.

Основные источники погрешности измерений Рк следующие: отли­ чие геометрических размеров зондов от их номинальных значений, не­ идеальность

измерительных

каналов

тока

и

разности

потенциалов;

влияние индуктивных и емкостных помех в канале связи и зондавой ус­ тановке; изменение контактного сопротивления электродов в результа­

те их окисления, загрязнения и изменение сопротивления заземления

электродов в горных породах. Измерительные преобразования

!:J.U

в

скважинном приборе для помехоустойчивой передачи по каналу связи могут сопровождаться нелинейными искажениями. Коррекция и кон­

троль стабильности функции преобразования выполняется эксперимен­ тально путем калибровки.

Из уравнения тенциалов

!:J.U

(80)

видно, что при

1 = const

измеряемая разность по­

прямо пропорциональна Рк· Поэтому для эксперимен­

тального воспроизведения градуировочной характеристики на основа­

нии выражения

(79)

должно быть известно номинальное значение ко­

эффициента зонда К и необходимо выполнить измерения тока ности потенциалов

!:J.U или

1 и раз­

двух значений разности потенциалов

11U1 и

!1И2, соответствующих заданным значениям Р1 и Р2 («нуль- и стандарт­ сигналам»). Градуируют аппаратуру низкочастотной электрометрии путем вос­

произведения УЭС в однородной среде стандартного образца. Калиб­ ровку выполняют имитационными методами (с использованием имита­ торов р). При этом не учитываются погрешности, обусловленные отли­ чием реального (неизвестного) коэффициента зонда от его номинально­ го значения.

Калибровку аппаратуры низкочастотной электрометрии рассмотрим на

примере

наиболее

распространенных

комплексных

скважинных

приборов Кl А-723-М и К3-723 для выполнения комплекса ГИС мето­ дами КС, БЭЗ, БК, МЗ.

Метрологические характеристики (см. табл.

налов аппаратуры

KIA-723-M

29)

измерительных ка­

регламентированы для измерительной

системы в виде скважинной и наземной частей, соединенных геофизи­ ческим кабелем.

Стандартные образцы УЭС представляют собой стальную емкость

диаметром 8 м и глубиной 8 м (около 400 м 3 воды), заполненную рас­ твором хлористого натрия. Такая модель пласта имеется в Метрологи­ ческом центре ГИС в г. Уфе.

239

Электролитическое моделирование позволяет контролировать весь

измерительный канал, включая зонд. Но оно имеет два существенных

ограничения:

1) существующие

электролитические модели имеют огра­

ниченные размеры, что не дает возможность контроля характеристик

градиент-зондов и потенциал-зондов длиной более

4

м;

2)

приготовле­

ние электролита с удельным электрическим сопротивлением более

50 Ом·м

на основе питьевой воды в большом объеме чрезвычайно за­

труднено. Поэтому калибровка с исnользованием стандартных образцов УЭС предусмотрена только в начале диапазона измерений и только для

тех зондов, на которые влияние краевых эффектов ограниченных раз­ меров электролитической модели пренебрежимо мало.

Калибровка аппаратуры БЭЗ Методика калибровки с использованием эталонных моделей nластов

основана на прямых измерениях УЭС, воспроизводимых СО в каждой из трех точек контроля. Каждый из зондов аппаратуры БЭЗ (за исклю­

чением зондов длиной более

4

м) помещают в стандартный образец

УЭС в виде цилиндрического металлического бассейна с питьевой во­ дой. При этом зонд располагают в центре бассейна, а удаленный элек­ трод В соединяют с корпусом бассейна. Выполняют измерения удель­ ного электрического сопротивления, воспроизводимого стандартным

образцом. Оценку абсолютной погрешности

!!.0 ;

в каждой i-й точке кон­

троля определяют по формуле:

!!.о; = P11i - Рэi , где р";

-

показания аппаратуры (измеренное значение УЭС) в i-й точке

контроля; Рэ;- эталонное значение УЭС в i-й точке контроля.

Аппаратура признается пригодной к применению, если в каждой точке контроля выполняется неравенство

1l!.oi 1 > коэффициента зонда и по грешиости телеизмерительной системы.

Определение основной абсолютной логрешиости аппаратуры по из­ мерительным каналам БЭЗ выполняют в следующей последовательно­

сти. С помощью рулетки выполняют измерения расстояний АМ и

AN

между центрами электродов зонда и определяют действительное значе­

ние коэффициента зонда Кд по формуле Кд = 4тc(AMAN))I(AN -АМ).

Оценку относительной логрешиости

803

коэффициента зонда опре­

деляют по формуле

Dоз= где Кн

-

100 (Кэ- Кн)IКн, %,

номинальное значение коэффициента зонда, указанное в доку­

ментации на аппаратуру.

Таблица

30

Функция иреобразования имитатора УЭС Шифр зонда, Кн, м

A8M1N 904,78

A4M1N 251,33

A2M0,5N 125,66

A1M0,1N 138,23

A0,4M0,1N 25,133

Риэ• Ом·м

Rl,Oм

R2,0м

RЗ,Ом

1 10 100 1000 5000 1 10 100 1000 5000 1 10 100 1000 5000 1 10 100 1000 5000 1 10 100 1000

150000 15000 1500 150 30 30000 15000 1500 150 30 30000 15000 1500 150 30 30000 15000 1500 150 30 30000 15000 1500 150

11,05 11,07 11,25 13,12 26,25 3,98 19,96 20,57 27,52 118,12 4,78 23,99 25,07 37,86 311,73 4,35 21,81 22,76 33,83 209,26 23,93 120,72 134,01 779,31

15 15 15 15 15 30 30 30 30 30 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Затем подключают к электродам зонда А, В, М и

N

имитатор удель­

ного электрического сопротивления, аттестованный в качестве эталон­

ного средства измерений для целей калибровки аппаратуры БЭЗ, и включают аппаратуру, подготовив ее к работе (к измерениям) в соот­ ветствии с техническим описанием и руководством по эксплуатации.

Выполняют однократные измерения удельного электрического сопро­ тивления, воспроизводимого имитатором в соответствии со значения·

ми, указанными в табл.

30.

Оценку основной абсолютной погрешности

определяют по формуле:

t!.oi = где

Pi -

Pi -

Рэi

,

(81)

показания аппаратуры (измеренное значение УЭС) в i-й точке

контроля; Рэi

-

эталонное значение УЭС, воспроизводимое имитатором

в i-й точке контроля.

Аппаратура признается пригодной к применению по калибруемому каналу, если в каждой точке контроля выполняется неравенство

1Lioi 1 < 0,01 где Рв

-

Рзi [5+(рв f Рзi -1)- 0 03],

верхнее значение диапазона измерений УЭС;

(82)

003 -

оценка отно­

сительной погрешности коэффициента зонда. Калибровка аппаратуры трехэлектродного БМ

Электрическая схема имитатора УЭС в виде резисторов (магазинов сопротивлений), подключаемых к электродам А 0 , А 3 , изображена на рис.

Рис.

N

и В зонда БМ,

47.

47. Электрическая

схема имитатора УЭС для электрометрии

с фокусировкой тока (зонд трехэлектродного БМ)

Определение основной абсолютной погрешности аппаратуры по из­ мерительному каналу трехэлектродного БМ выполняют в следующей последовательности. С помощью рулетки выполняют измерения длины

экранных электродов

го электрода

Lo

L 31

и

L32 ,

с помощью линейки- длину центрально­

и толщины зазоров (изоляторов) между центральным

электродом и соответствующими экранными электродами мощью штангенциркуля

-

h 1 и h2, с по­ d0 и затем

диаметр центрального электрода

определяют действительное значение коэффициента зонда трехэлек­ тродного БМ Кд по формуле

Кд =

2тt(L0 + 0,33(~ + hJ) ln(2(L1, +L2, +~ +h2 )1d0 )

Функция преобразования данного имитатора представлена в табл.

31

и в виде формулы:

Риэ=Кн·Rо, где Кн

-

номинальное значение коэффициента зонда, указанное в доку­

ментации на аппаратуру.

243

Таблица

31

Функция иреобразования имитатора для зонда БМ

Риз, Ом·м

R0 ,0м

R" Ом

1 10 100 1000 10000

4,22 42,2 422 4220 42200

4,2

Оценку относительной погрешности

5

10 40 40 803

коэффициента зонда опре­

деляют по формуле Ь03 =

l 00

{Кэ- Кн)IКн,

%.

Выполняют однократные измерения удельного электрического со­ противления,

воспроизводимого имитатором

ниями, указанными в табл.

31.

в

соответствии

с значе­

Оценку основной абсолютной погрешно­

сти определяют по формуле:

(83)

Aoi = р; - Рэi ' где р;

-

показания аппаратуры (измеренное значение УЭС) в i·й точке

контроля; р,;- эталонное значение УЭС, воспроизводимое имитатором в i-й точке контроля.

Аппаратура признается пригодной к применению по калибруемому каналу, если в каждой точке контроля выполняется неравенство

1/:J.o; 1 < 0,01 Рэi [10- 303],

(84)

где оз- оценка относительной погрешности коэффициента зонда. Калибровка аппаратуры БМ может быть выполнена с использовани­ ем стандартного образца УЭС в виде цилиндрического металлического

бассейна, размеры которого по глубине и диаметру должны быть в

2 раза

более расстояния между противоположными концами экранных

электродов. Зонд располагают в центре бассейна, а удаленный электрод

В соединяют с корпусом бассейна. МВИ УЭС и методика определения погрешности аналогична методике калибровки зондов БЭЗ.

Калибровка микрозондов

Скважинные измерения удельного электрического сопротивления микрозондами выполняются с целью определения электрических пара·

метров прискважинной зоны пластов. Поскольку глубина проникновения электрического поля микрозондов не превышает

20

см, то с их помощью

определяют удельное электрическое сопротивление промытого пласта

244

рШ\ и удельное электрическое сопротивление зоны проникновения Рзп• а

также Рп в случае отсугствия nроникновения фильтрата в nласт.

В настоящее время применяются следующие типы зондов: градиент­

микрозонд АО,О25МО,О25N; потенциал-микрозонд

AO,OSM;

двухэлек­

тродный микрозонд с фокусировкой электрического тока (см. табл.

29).

Погрешности измерений р микрозондами обусловлены непостоянст­ вом коэффициента зонда в результате воздействия давления, темпера­ туры, а также вследствие загрязнения и окисления поверхности элек­

тродов, влиянием индуктивности и емкости горной породы и емкости

двойного электрического слоя на электродах, влиянием неучитываемой

зоны (глинистой «корки», зоны уплотнения, зоны кольматации, зоны разуплотнения, растрескивания, радиальной неоднородности зоны про­

никновения) и другими факторами. Калибровку микрозондов (МГЗ, МПЗ, БМК) выполняют с использо­

ванием электролитических моделей пластов (стандартных образцов

УЭС), представляющих собой стальную емкость диаметром биной

1 м,

2

м и глу­

заполненную раствором хлористого натрия. Верхнее значе­

ние, воспроизводимое СО, ограничено использованием в качестве но­ сителя свойств СО питьевой воды, удельное электрическое сопротивле­

ние которой практически не превышает

СО, воспроизводящего

200

50

Ом·м. Для приготовnения

Ом·м, как правило, необходимо применять

дистиллированную воду.

Методика калибровки основана на прямых измерениях аппаратурой эталонных значений УЭС, воспроизводимых СО в каждой из трех-пяти точек контроля.

Каждый из микрозондов аппаратуры помещают в стандартный обра­ зец УЭС. При этом зонд располагают в центре емкости, а удаленный электрод В соединяют с корпусом емкости. Выполняют измерения удельного электрического сопротивления, воспроизводимого стандарт­

ным образцом. Оценку абсолютной погрешности /1ы в каждой i-й точке контроля определяют по формуле:

!!.о;= Р;- Рэi'

(85)

где р;- показания аппаратуры (измеренное значение УЭС) в i-й точке контроля; Рэi- эталонное значение УЭС в i-й точке контроля.

Аппаратура признается пригодной к применению по калибруемому каналу, если в каждой точке контроля выполняется неравенство

ll::lы 1 < l!..op; =0,01 Рэi [8+(р,/рэi -1)],

{86)

где Рв - верхнее значение диапазона измерений УЭС.

245

Если неравенство

(86)

не выполняется в связи с тем, что в течение

межкалибровочного периода произошло изменение коэффициента мик­ розонда, то выполняют градуировку микрозонда, т.е. определяют новое

значение коэффициента микрозонда по следующей методике. В той же самой калибровочной емкости приготовляют два водных раствора хло­ ристого натрия с УЭС р 1 и р 2 • Выполняют измерения микрозандом

УЭС каждого из растворов и фиксируют значения выходного напряже­ ния и1 и и2 при стабилизированном токе !л через токовый электрод А (для МГЗ или МПЗ) или центральный электрод А 0 (для БМК). Новое значение коэффициента микрозонда определяют по формуле

Кмз = (Р2- Р1Нл/(и2- иJ). Дпя определения коэффициента микрозонда с фокусировкой тока одновременно измеряют Рдl• Рд2. токи

Io 1 и Io2,

протекающие через цен­

тральный электрод, и потенциалы измерительных электродов и1 и и2. В этом случае коэффициент микрозонда находят как среднее из двух серий измерений.

13.3. Основы метрологии

высокочастотной электрометрии

Индукционные и электромагнитные методы геофизических исследо­

ваний скважин применяют для бесконтактного измерения удельной электрической проводимости, диэлектрической проницаемости и маг­

нитных свойств горных пород и насыщающих их флюидов. Способ из­ мерения основан на возбуждении в горных породах вихревых токов

проводимости и токов смещения в диапазоне частот (см. табл.

кГц

- 43

МГц

29).

На частотах до ний

50

2 МГц определяющее

оказывают токи смещения,

влияние на результаты измере­

измеряемым

параметром является

удельная электрическая проводимость горных пород. На частотах гене­ ратора десятки килогерц для измерений удельного электрического со­ противления применяют аппаратуру индукционного метода, а на часто­

тах

0,5

и

«ТЕМП»

2 МГц [36].

аппаратуру двухзондового электромагнитного метода

Диэлектрическую проницаемость пластов измеряют с помощью ап­ паратуры волнового диэлектрического метода с трехэлементным зон­ дом на частотах, составляющих десятки мегагерц.

В индукционном методе первичным измеряемым параметром явля­ ется напряженность (или ее составляющие) перемениого магнитного

поля вихревых токов, индуцированных в породе. Электромагнитный и

246

волновой диэлектрический методы различаются между собой принци­ памп построения измерительных зондов. Первичными регистрируемы­ ми параметрами в этих методах служат отношения напряженностей и

(или) фазового сдвига электромагнитного поля на приемных элементах зонда. Деление аппаратуры на индукционную и диэлектрическую по принципу определяемого параметра достаточно условно, так как в по­

следних модификациях аппаратуры ВЭМК-1, АЭМКI-723 измеряется как диэлектрическая проницаемость, так и удельная электрическая про­ водимость.

Теория методов, математическое моделирование зондов и их взаи­ модействие с окружающей средой достаточно хорошо разработаны, что

позволяет обоснованно и с известными поrрешностями использовать в практике метрологического обеспечения стандартные образцы, имита­ торы сред и расчетные методы их метрологической аттестации с про­ веркой математической модели в реальных средах.

13.4. Индукционный

метод

Калибровка аппаратуры ИМ основана на использовании электроли­

тических моделей пластов (стандартных образцов УЭС), представляю­ щих собой диэлектрическую емкость (бассейн) диаметром

8

м и глуби­

ной 6 м (около 300 м 3 воды), заполненную раствором хлористого на­ трия (ЦМИ «Урал-Гео»). Зонд помещают в центре цилиндрического

бассейна с питьевой водой. Изменяя концентрацию раствора, воспроиз­ водят

3-5

эталонных значений УЭС, которые определяют методом пря­

мых измерений. Прямые измерения аппаратурой ИМ эталонных значе­ ний УЭС, воспроизводимых СО, выполняют в каждой из трех-пяти то­

чек контроля. Оценку абсолютной погрешности до; в каждой i-й точке контроля определяют по формуле:

до; =

Pt -

Рэi

•

(87)

где р;- показания аппаратуры (измеренное значение УЭС) в i-той точке контроля; р 3 ;- эталонное значение УЭС в i-й точке контроля.

Аппаратура признается пригодной к применению, если в каждой точке контроля выполняется неравенство

1до; 1 < дорi = где Рн

0,01 Рэi [S+(pэifPн-1)],

(88)

- нижнее значение диапазона измерений УЭС.

Другой способ калибровки аппаратуры ИМ основан на использова­

нии имитаторов УЭС. Современный математический аппарат теории

247

индукционного

метода

позволяет

рассчитывать

кажущиеся

значения

удельной электрической проводимости, регистрируемой зондом индук­

ционного метода известной конструкции и геометрии как в однородной среде с проводимостью 0"0 , так и в непроводящей среде в присутствии тонкого кольца с заданными геометрическими размерами и электриче­

скими параметрами (диаметр, проводимость, активное и реактивное со­ противление). При этом, сравнивая выражения для э.д.с., возникающей в измери­ тельных катушках зонда при помещении его в однородную среду с про­

водимостью

cr0 ,

с э.д.с., возникающей в тех же катушках при помеще­

нии зонда в непроводящую среду в присутствии тонкого кольца с про­

водимостью О"к, каждому значению O"oi однородной среды можно поста­

вить в соответствие показания прибора в непроводящей среде в присут­ ствии тонкого кольца crкi.

Имитаторы р выполнены в виде индукционной катушки, в цепь ко­ торой последовательно включаются резисторы и емкость для компен­

сации рис.

реактивной

48

составляющей

комплексного

сопротивления.

На

представлена электрическая схема имитатора для аппаратуры

ИМ, входящего в состав установки УПЭК-1.

R5

Рис.

48.

Электрическая схема имитатора, входящего в состав

установки УПЭК-l,для бесконтактных методов измерения УЭС

Индукционная катушка держит

lО

L выполнена на гетинаксовом каркасе и со­

витков многожильного медного провода (для повышения

добротности и уменьшения скин-эффекта) со средним диаметром на­ мотки

360

мм. В составе установки УПЭК имеется вторая катушка с

диаметром намотки

700

мм. Емкость конденсатора С подбирается экс­

периментально таким образом, чтобы на частотах

25

и

50

кГц индук­

тивное сопротивление цепи равнялось емкостному сопротивлению.

248

Сопротивления резисторов

Rl-R5

(магазины сопротивлений) опре­

деляют для каждого типа зонда аппаратуры ИМ путем математического моделирования электромагнитного поля в имитаторе и в бесконечной

однородной среде. Резисторы

ключателя

S.

Rl-R5

переключают при помощи пере­

В аппаратуре АИК-5 имитация значений реактивной со­

ставляющей удельного электрического сопротивления (проводимости) производится изменением емкости конденсатора С.

Функция преобразования имитатора имеет вид Ри = kн·Ra. где Ри­ удельное электрическое сопротивление, воспроизводимое (имитируе­

мое) имитатором; kи- коэффициент преобразования имитатора, зави­ сящий

от

геометрических

аппаратуры ИМ; катушки

Ra -

имитатора,

одного из резисторов На рис.

49

размеров

катушки

имитатора

и

зонда

активное сопротивление в цепи индукционной которое

равно

сумме

сопротивления

потерь

и

RI-R5.

представлен график зависимости выходного сигнала

(точнее, параметра 1/kи

)

аппаратуры ИМ от координаты

Z

расположе­

ния индукционной катушки имитатора (тест-кольца), устанавливаемой соосно с катушками зонда

. .z,м

Рис.

49. График зависимости параметра имитатора 1/k.., от координаты Z перемещения индукционной катушки вдоль оси зонда 4И1

При выпуске из производства и после ремонта путем сличения экс­

nериментальной и расчетной кривых зависимости 1/kи = .f(Z) можно контролировать качество (стандартность) зонда аппаратуры ИМ. Координату Zo для калибровки аnпаратуры ИМ выбирают таким обра­ зом, чтобы обеспечить возможность однозначного расположения катуш-

249

ки имитатора р. В качестве такой координаты выбирают точку, при кото­ рой наблюдается максимум показаний аппаратуры. Именно для данной координаты рассчитана функция преобразования имитатора, например для аппаратуры К1А-723-М она выглядит следующим образом:

Риз, Ом·м R,Ом

0,4 31,6

100 8400

10 840

1

82

10000 ао.

Опыт эксплуатации установки УПЭК-1 показал, что при калибровке аппаратуры ИМ с помощью имитаторов с диаметрами показания различаются на

5-7%,

350

и

мм ее

700

что свидетельствует о влиянии суще­

ственных неучитываемых факторов. Основными источниками погреш­ ности имитаторов р для аппаратуры ИМ являются следующие:

1)

отличие действительных значений параметров имитатора

(N,

dи,

от их номинальных значений, принятых при расчете номинальной

Ra)

функции преобразования имитатора (инструментальные погрешности); нескомпенсированность реактивной составляющей имитатора;

2)

несоответствие расположения индукционной катушки имитатора

относительно катушек зонда при калибровке аппаратуры ИМ ее распо­

ложению, принятому при расчете номинальной функции преобразова­ ния имитатора (методические погрешности);

3)

смещение индукционной катушки имитатора по оси зонда отно­

сительно расчетной координаты

казаний аппаратуры на

при dи =

700

0,2%,

Zo

на

±5

мм приводит к изменению по­

если номинальный диаметр dи =

350

мм, а

мм такое смещение на результаты калибровки аппаратуры

практически не влияет.

Калибровка с помощью имитаторов широко применяется в произ­ водственных условиях. Калибровку аппаратуры ИМ выполняют в сле­ дующей последовательности:

1) зонд

аппаратуры ИМ располагают горизонтально на диэлектриче­

ских подставках высотой не менее

2)

1,5

м;

включают аппаратуру и по истечении времени ее самопрогрева

выполняют калибровку по стандарт-сигналам в соответствии с техниче­ ским описанием и инструкцией по эксплуатации;

3) устанавливают

на зонд вблизи генераторной катушки индукцион­

ную катушку имитатора и, перемещая ее вдоль оси зонда, добиваются максимального сигнала на выходе калибруемой аппаратуры ИМ;

4)

включают в цепь имитатора резистор (или магазин сопротивле­

ний), значение сопротивления которого

Ra

соответствует началу диапа­

зона измерений поверяемой аппаратуры Риt. и фиксируют результат из­ мерений

250

Pt;

5) измеряют калибруемой аппаратурой остальные i-e значения Ри;, воспроизводимые имитатором (в случае существенной случайной со­

ставляющей погрешности выполняют многократные измерения каждо­ го Ри;);

для каждого i-го результата определяют оценку погрешности ап­

6)

паратуры по формуле

xi = ~ -риi; 7) убеждаются в том, что для каждого i-го значения должно выпол­ няться неравенство

xi 10%).

ГИНР с точки зрения определения нефтенасыщенности пород являются

области спектра (рис.

61 ),

соответствующие излучению углерода (окно

углерода-С) и кислорода (окно кислорода-О). Энергетический диапазон окон охватывает, кроме основных линии углерода

и кислоро­

да

МэБ и ки­

6.13

МэБ, дополнительные линии углерода

слорода

(6.13-0.511)

4.43 МэБ (4.43-0.511)

МэБ, связанных с эффектом образования элек­

трон-пазитронных пар. N,имп

25000 20000 15000

а

10000 5000 о

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Еn,кэв

N,имп

б

25000 20000 15000 10000 5000 о

En,

Рис.

61.

Пример спектров ГИНР (а) и ГИРЗ

КЭВ

(6) в моделях песчаника

пористостью 40%, насыщенного водой (1) и дизельным топливом (2). Аппаратура МАРКА-ИНГС

(34)

Спектр ГИРЗ в основном формируется из моноспектров водорода. кремния, кальция, хлора, железа. Вклад излучения от углерода и кисло­

рода незначителен. Визуально в спектре ГИРЗ, зарегистрированном с

помощью

BGO,

хорошо видны пики гамма-излучения ядер водорода,

кремния, железа. кальция, хлора. Наиболее важными энергетическими

областями в спектре ГИРЗ являются интервалы, соответствующие из­ лучению кальция (окно кальция-Са) и кремния (окно кремния-Si), а также водорода (окно водорода-Н), хлора (окно хлора-Сl) и железа (ок­ но железа-Ре) (рис.

61 ).

В модификации углерод-кислородного метода используется прин­ цип анализа отношения скоростей счета в диапазонах энергетических

спектров ГИНР, соответствующих излучениям С и О. Для коррекции отношения Rсю за влияние вещественного состава пород по спектрам

ГИНР и ГИРЗ рассчитываются отношения

Rca 'Si·

тационным

разность

параметром

метода

является

Основным интерпре­ исправленных

за

влияние мешающих факторов и линейно преобразованных отношений

Rсю и RcaJSi . Относительно невысокая глубинность исследования лагает

определенные

ограничения

при

(20-30

применении

см) на­

углерод­

кислородного метода при решении различных задач. Точность проведе­ ния исследований углерод-кислородным методом (как и всех ядерно­

физических методов) существенным образом зависит от статистики из­ мерений. На статистику ГИНР и ГИРЗ оказывают влияние такие пара­

метры, как диаметр скважины, диаметр и толщина обсадной колонны, наличие цементного камня, степень минерализации промывочной жид­

кости, сечение захвата тепловых нейтронов в скважине и пласте. Так, минерализация в скважине влияет на статистическую точность отноше­

ния С/0 при неупругом рассеянии нейтронов за счет увеличения фона ГИРЗ, что связано с содержанием хлора. Даже если минерализованная вода и не оказывает влияния на величину отношения С/0, она все равно влияет на точность определения нефтенасыщенности. Наиболее благо­ приятное условие (но не обязательное) для проведения исследований­ это скважины, заполненные пресной водой. Проведеиные теоретиче­

ские и экспериментальные скважинные исследования показали

[34, 66],

что ошибка в определении отношения «углерод/кислород» не будет по­ стоянной при различных условиях исследования скважин.

Отечественные приборы, реализующие ИНГМ-С, выпускаются сле­

дуЮщими предприятиями: ЦСП-С/0-90 (ОАО НПП ВНИИГИС, г. Октябрьский), АИМС-СП (000 «Нефтегазгеофизика», г. Тверь),

297

АИНК-89С (ВНИИА, г. Москва), ИНГК-С-95 (ОАО «Тюменьпромгео­ физика», г.Мегион), МАРКА-ИНГС

(000

НТГК «КЕРН», г. Москва).

Основными элементами модулей углерод-кислородного метода яв­ ляются:

охранный

излучения

(BGO),

корпус,

генератор

нейтронов,

детектор

гамма­

защитные экраны (вставка из псевдосплава на основе

вольфрама и борсодержащий экран) и электронный блок. Элементы модуля помещены в сосуд Дьюара. Измеряемыми параметрами являют­

ся спектральные отношения С/0,

Ca/Si

и

La.

Основные параметры при­

боров ЦСП-С/0-90 и АИНК-89С приведены в табл.

44. Таблица44

Основные параметры модулей ЦСП-С/0-90 и АИНК-89С Технические характеристики

Тип генератора импульсного nотока нейтронов

Средний nоток нейтронов, создаваемый генератором, н/с

Количество детекторов гаммаизлучения

Детектор

-

кристалл

BGO

ЦСП-С/0-90

АИНК-89С

ИНГ-06-10-120

ИНГ-06-10-120

0.5-1.0·10 8

0.5-1.0·108

1

1

50х100 мм

50х120 мм

500

485

непрерывная за-

неnрерывная запись

Расстояние от мишени излучателя до середины кристалла детектора, мм

Способ измерения в скважине

пись с шагом кван-

с шагом квантова-

тования данных по

ния данных по глу-

времени

бине

0.1

м

Тиnичная скорость перемещения скважинного прибора в об-

неболее

100

не более

100

саженных скважинах, м/ч Максимальное рабочее гидростатическое давление, МПа

Максимальная рабочая темпера•'!УРа, ос

Внешний диаметр скважинного прибора, мм Длина модуля ИНГМ-С, мм Общая масса. кг Внутренний диаметр обсадной колонны, мм

60

60

120

120

100

89 3386

3100 не более не менее

60

не более

110

127

не менее

127

Режим измерений осуществляется таким образом, что регистриру­

ются спектры ГИНР и ГИРЗ, одинаковые по времени накопления, но

различающиеся моментом накопления. Первый спектр регистрируется в

момент импульса быстрых нейтронов и является суммой короткоживу­

щего (до

30

мкс) гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР), вто­

рой спектр суммой среднеживущего (до

3

м с) гамма-излучения радиа­

ционного захвата (ГИРЗ). Для получения «чистого» спектра ГИНР из первого спектра вычитается второй. Регистрируемые зондами различ­

ных приборов углерод-кислородного метода энергетические спектры вторичного гамма-излучения можно считать идентичными.

Первичная

обработка результатов,

реализованная в

АИНК-89С,

включает в себя:

• автоматическое

определение

значений

энергетической

шкалы

спектрометра;

• автоматическое

восстановление первичных спектров с учетом про­

счетов и наложений при высоких и переменных загрузках спектромет­ рического тракта;

• автоматический

учет вкладов фоновых составляющих в измеряе­

мые спектры и получение «чистых» спектров гамма-излучения неупру­

гого рассеяния быстрых нейтронов (ГИНР), гамма-излучения радиаци­ онного захвата тепловых нейтронов (ГИРЗ), гамма-излучения наведен­ ной радиоактивности (ГИНА) и гамма-излучения естественной радио­ активности (ГИЕР);

• обработка

«очищенных» спектров осуществляется путем разложе­

ния их на стандартные составляющие, что позволяет оценивать интен­

сивность гамма-излучения отдельных породообразующих элементов пласта и определять их весовые содержания.

Метролоmческое обеспечение

Основу метрологического обеспечения аппаратуры ИНГМ-С состав­ ляет ограниченный набор стандартных образцов горных пород с атте­

стованными значениями пористости, насыщенных водой различной

минерализации и нефтью (дизельное топливо с плотностью 750 кг!м\

обеспечивающие градуировку и калибровку аппаратуры. Измерения на моделях обычно поддерживаются результатами теоретического моде­

лирования. Однако целенаправленного подхода и количественной базы для учета влияния многообразных мешающих факторов, связанных с

геолого-техническими измерениями, на сегодняшний день нет. По результатам измерений на моделях оцениваются погрешности геофизических параметров углерод-кислородного метода и рассчиты­ ваются коэффициенты, необходимые для определения вещественного

299

состава пород и насыщения парового пространства. В качестве примера на рис.

62 приведены результаты измерений на ГСО основных спек­

тральных отношений для заданных вариантов энергетических окон.

! Ca!Si захв.

С/0

!cлst

COR

2j ''

о

DCOR

·2

2

LIR! 2

о

DCASI -2

i

Модель

' Ca!Si неуnр.

:

2

о

2

DLIRI -2

2

'' ''

~

Si~ + Н:!О -400/о

!

i

i

i i

:

Si~+ С,.Ц,.

-40%

~ Si~ + Н:!О -400/о

~~

!

(Si~ + CaCD.!) + Н2О

~

1

:

i

сае~ + н~- Зб%

!

:

...J

'' '' '' ''

f

•~

'' ''' '

СаСО3 + Н2 0

-

О, 8о/с

1:

!

~

Н:!О-100%

Рис. 62. Фрагмент диаграмм, зарегистрированных аппаратурой ИНГМ-С при измерениях в моделях горных пород

(34]

14.7. Гамма-гамма-метод Плотностной гамма-гамма-метод (ГГМп) применяют для измерения

объемной плотности 000 горных пород, руд, углей в разрезах скважин. С этой целью регистрируют гамма-кванты, испущенные источником гам-

ма-квантов и рассеянные горными породами. Для исключения влияния

на показания ГГМп вещественного состава пород предусматривается преимущественная регистрация «жесткого» гамма-излучения,

претер­

певшего комптонавекое рассеяние. В этом случае показания ГГМп оп­ ределяются непосредственно числом электронов в единице объема ве­

щества (электронная плотность о,), которое связано с объемной плотно­ стью простых или сложных веществ соотношением

[15]

о,= NZOorlA или о,= (NOorJМ)'i;niZi,

где N = 6,022·1 0

23

-

число Авогадро; Z- атомный номер элемента, вхо­

дящего в состав вещества; А и М- атомная и молекулярная масса веще­ ства; nг число атомов с атомным номером

Поскольку N-

const,

а отношения

z;А

Zi

или

в молекуле.

LniZ/М близки

к

0,5,

то о,

пропорционально о 06 • Вариации этих отношений принципиально огра­

ничивают предельную точность оценки о 00 по данным ГГМп; для неф­ тегазовых месторождений погрешность оценки о 00 составляет примерно

20 кг/м 3 •

Диапазон изменения значений о 06 следующий: на нефтегазовых ме­

сторождениях 1700-2900 кг/м 3 , на угольных месторождениях 12002750 кг/м 3 , на рудных месторождениях 2500-5000 кг/м 3 • Для подав­ ляющего числа задач, решаемых при геологоразведочных работах с ис­ пользованием данных о плотности пород и руд, предельная погреш­ 3

ность измерения о00 не должна превышать 50 кг/м [15, 36]. Для проведения ГГМп в основном используют двухзондавые сква­ жинные приборы, например СГП-2, МАРК-1, СГП-73 и др., имеющие

нормированные диапазон измерений о06 = 2000-3000 кг/м 3 и предел по­ грешности дор =50 кг/м 3 • Эталонное средство измерений - модели пластов, пересеченных скважиной, или комплект имитаторов плотности.

Измеряемый параметр-объемная плотность горных пород. Для градуировки аппаратуры ГГМп в единицах плотности исполь­

зуют стандартные образцы пород в виде физических моделей пластов,

изготовленных из натуральных пород в виде монолитных блоков или

дробленой массы, либо из различных искусственных материалов (ме­ таллы, пластмассы и др.)

[15, 29].

Геометрия стандартных образцов

-

моделей соответствует геомет­

рии информационного пространства для ГГМп. Они отображают либо пласт, пересеченный скважиной, для асимметричных измерительных

установок, либо полупласт

- для прижимных установок ГГМп, экрани­

рованных от скважины.

301

При выборе материала для изготовления СО, предназначенных для градуировки аппаратуры ГГМп, исходят из того, что необходимо обес­

печить воспроизведение значений

D06 и ZЭФ,

соответствующих реальным

диапазонам их изменения, требуемую точность воспроизведения номи­ нальных значений плотности, устойчивость аттестуемых параметров

СО во времени при воздействии климатических и других факторов. В центре метрологических исследований ЦМИ «Урал-Гео» для гра­

дуировки и калибровки аппаратуры ГГМп применяют эталонные моде­ ли пластов с аттестованными характеристиками объемной плотности и

водонасыщенной пористости горных пород (см. табл.

40).

Градуировку аппаратуры ГГМп выполняют с использованием эта­ лонных моделей пластов (или имитаторов) в следующей последова­ тельности:

-

погружают зонд в емкость с питьевой водой, выполняют много­

кратные (не менее пяти раз) измерения частоты следования импульсов (скоростей счета) по малому и большому зондам и определяют средние

значения Nмв и

N68 ;

- определяют отношение сигналов воде по формуле: а8 = Rмв / N68 ; -

по малому и большому зондам в

погружают поочередно зонд в скважины диаметром

216

мм стан­

дартных образцов, например ГСО-КВ-0,8%-2696-216; ГСО-КВ-15,9%-

2437-124-156-216;

ГСО-КВ-35,2%-2107-124-156-216, эталонные значе­

ния плотности Рэi которых указаны в сертификате об их аттестации; вы­ полняют многократные (не менее пяти раз) измерения частоты следова­

ния импульсов по малому и большому зондам и определяют средние

значения Nмl'Nм 2 ,Nм 3

-

и

N61 ,N62 ,N63

;

определяют отношение сигналов по большому и малому зондам в

моделях

пластов

по

формулам:

а1 =Nм 1 /R6 1'

а2 =Nм2 /N62 ,

аз =Nм/Nб3; -

определяют параметр А как отношение сигналов по большому и

малому зондам в моделях пластов к отношению сигналов по большому

и

малому

A;z

зондам

в

воде

по

формулам:

А = а1 1ав,

1

= а2 1а8 , Аз = а3 1а8 ;

- определяют параметры градуяровочной характеристики (рис. 63) методом наименьших квадратов, т.е. зависимости параметра А от плот­ ности.

302

р, кr/м3

Рис.

63. Градуировочная

характеристика аппаратуры СГП-73

Калибровка аппаратуры плотностиого гамма-гамма-метода Калибровка аппаратуры плотностного гамма-гамма-метода осущест­ вляется с использованием стандартных образцов или имитаторов плот­ ности горных пород.

Для базовой калибровки аппаратуры ГГМп в единицах плотности используют стандартные образцы пород в виде физических моделей пластов

[29, 36].

Применяемые для калибровки аппаратуры ГГМп стандартные об­ разцы должны быть аттестованы по значениям объемной и электронной плотности. Дополнительной характеристикой является значение эффек­ тивного атомного номера ZЭФ.

Габаритные размеры СО исключают ощутимое влияние краевых

эффектов на показания ГГМп. Комплект СО воспроизводит три значе­ ния

измеряемого

параметра

на

шкале

плотности,

соответствующие

двум крайним и среднему значению плотности пород в разрезах нефте­ газовых скважин. Результаты измерений в СО позволяют оценить влия­ ние состава пород на точность измерения.

Для калибровки аппаратуры ГГМп рудных скважин используют, как правило, модели пластов из естественных пород и руд. В работе

[36]

описаны модели пластов, воспроизводящие значения о в диапазоне

2000-5000 кг/м 3 , изготовленные из хромитовых руд и вмещающих по­ род. Для моделирования пластов с плотностью в указанном диапазоне можно применять гетерогенные среды при чередовании пластин алю­

миния и железа или алюминия и титана.

При

полевой

калибровке контролируют влияние на результаты

ГГМп толщины имитатора глинистой корки, для чего используют ими­ таторы нормальной и утяжеленной глинистой корки. Имитатор нор­ мальной глинистой корки изготавливают из листовой резины толщиной

1 и 2 см с объемной плотностью от 1200 до 1700 кг/м 3 , утяжеленную 303

(баритовую) глинистую корку имитирует ее аналог из эпоксидной смо­

лы с баритом плотностью от 2000 до 2700 кг/м 3 и толщиной 2 см. При калибровке необходимо последовательно выполнить следую­ щие операции:

1)

скважинную часть аппаратуры разместить на одном из стандарт­

ных образцов в соответствии с требованиями, установленными в инст­ рукции по применению стандартных образцов;

2)

зафиксировать показания аппаратуры в отсутствие и при наличии

глинистой корки нормального и утяжеленного типа между стенкой стандартного образца и зондом аппаратуры. Показания измеряют не

менее

5

раз. Вычисляют среднее арифметическое значение показаний

для различных сочетаний «образец

-

глинистая корка». Количество из­

мерений и время их экспозиции выбирают таким образом, чтобы стати­

стическая по грешиость среднего значения показаний не превышала

3)

1%;

используя данные калибровки и показания аппаратуры для раз­

личных сочетаний «образец- глинистая корка», определить результаты измерения плотности, воспроизводимой стандартным образцом;

4)

аналогичные измерения выполнить на двух других стандартных

образцах. Калибровку аппаратуры ГГМп в условиях производственных пред­ приятий выполняют с применением комплекта имитаторов плотности (КИП ГГК).

Комплект имитаторов КИП ГГМ (рис.

64,

табл.

45)

представляет со­

бой набор блоков (полупластов) О,ЗхО,Зх0,8 м, изготовленных из алю­ миния, магния или чередующихся пластин магния и алюминия. Вдоль длинной стороны выполнена проточка диаметром

200

или

216

мм, в ко­

торую укладывают зонд ГГМп коллимационными отверстиями в полу­ пласт.

Рис.

64. Комплект

имитаторов плотности КИП ГГМ

Величина Бэкв необходима для приведения значений плотности из­ меренных аппаратурой ГГМп, откалиброванной в КИП ГГМ, к плотно­

сти водонасыщенного известняка (кальцита), принятого за эталонную

304

среду. Приведение измеренных значений плотности к плотности из­ вестняка выполняют по следующей формуле

эк=

где ооб

2,141Z·- oor)A- 0,188,

- объемная плотность; Z -

атомный номер элемента; А - атом­

ный вес.

Таблица45 Характеристики комплекта имитаторов плотности КИП ГГМ Шифр

Материал

со ПНС-1

ГТНС-2

Алюминий

Моно-

АДО,АД1

лит

Магниевый

Моно-

сплав

лит

Листы маг-

ПНС-3

ния и алюМИН ИЯ

ПНС-4

Тип образца

Гетерогенный

Козлгин-

Моно-

скиймрамор

лит

Габариты, м

0,65

х

0,74 0,7 0,65

х

х

0,4

х

х

2594 13,2

1821

1727 15,2

0,37 х

ZКР

0,25 2698 0,25

0,4

0,42

o,kl,

о об,

кг/м 3 Оор•% кг/м 3

0,25

2216 0,15 2119

0,25 2701

0,25 2701

13

15

Цикл измерений и обработки аналогичен градуировке, т.е. также сначала регистрируют выходные сигналы в емкости с водой, а затем

выполняют измерения плотности, воспроизводимой имитаторами. При обработке по выходным сигналам определяют сначала а 1 , аъ аз, затем

А1, А2, Аз. Используя прежнюю градуяровочную характеристику калиб­ руемой аппаратуры ГГМп, по показаниям аппаратуры определяют из­

меренные значения плотности. Оценку абсолютной погрешности изме­ рений в каждой точке контроля определяют как разность между изме­

ренным и эталонным значениями. Аппаратура признается годной к применению, если полученные оценки абсолютной погрешности не

превышают 50 кг/мз. Полевую калибровку аппаратуры ГГМп для нефтегазовых скважин

проводят, используя имитатор плотности (полевое калибровочное уст­ ройство

-

ПКУ), представляющий собой блок из алюминия с цилинд­

рической выемкой на одной из сторон для размещения зондавой части

прибора. В связи с ограниченными размерами ПКУ ( 150 х 150 х 500) мм воспроизводимые в нем показания ГГМп соответствуют кажущемуся

значению плотности, превышающему значение ооб и о, для алюминия.

305

Градуировка и калибровка скважинных гамма-плотномеров-толщиномеров

В основу метода измерений качества цементирования сквffЖин и

толщины стенки труб обсадной колонны положен метод рассеянного гамма-излучения.

(табл.

46) с

В

колонну буровой сквffЖины опускается прибор

источником Цезий-137, гамма-кванты которого рассеивают­

ся на электронах стальной колонны, цемента и пласта. Рассеянное гам­

ма-излучение регистрируется детектором толщиномера (малый зонд) и несколькими детекторами плотномера (большой зонд). Процессы взаи­ модействия гамма-квантов с веществом аналогичны ГГМ.

Таблица46 Характеристики аппаратуры СГДТ и ЦМ Тип аппараl)'ры

Количе-

Нормированные

Эталонные СИ.

ство зон-

диапазоныизмерения

д 0 р(h)=±О,25 мм;

до в

аппараl)'ры

СГДТ-НВ

7

СГДТ-НВЦ

7 9

СГДТ-100 ЦМ3-4

2

ЦМ8-12

4

h = 5-12 мм для колонны 146, 168 и 178 мм, о = 1000-2000 кг/м3

д~0(о)=±20 кг/м 3

СО-ПТ -1000-146-168-178 СО-ПТ- 1650-146-168-178

СО-ПТ-2050-146-168-1 78

тоже

тоже

-«-

-«-

h = 5-8 мм для колонны СО-ПТ-1000-102-1 14 102-114 мм, o=IOOOСО-ПТ-1650-102-1 14 2000 кг/м 3 СО-ПТ-2050-102-1 14 h = 5-12 мм для колон- СО-ПТ- 1000-219-245-324 СО-ПТ -1650-219-245-324 ны 219,245 и 324 мм, о = 1000-2000 кг/м 3 СО-ПТ -2050-219-245-324

В качестве измеряемых параметров аппаратуры СГДТ-НВ приняты следующие:

- объемная плотность вещества в затрубном пространстве горных пород в диапазоне от 1000 до 2000 кг/м 3 с пределами допускаемой ос­ новной абсолютной логрешиости ±150 кг/м 3 ; - толщина стенки труб в диапазоне от 5 до 12 мм с пределами до­ пускаемой основной абсолютной логрешиости ±0,5 мм. Средства градуировки и калибровки

Для калибровки аппаратуры СГДТ -НВ и ЦМ8-16 методом прямых измерений

применяют

стандартные

образцы

плотномеров­

толщиномеров (СО-ПТ), плотности вещества в затрубном пространстве

колонны диаметром

102, 114, 146, 168, 178, 219, 245, 324, 430 47.

мм, ос­

новные параметры которых приведеныв табл.

Таблица

47

Характеристики стандартных образцов плотномеров-толщиномеров Номер

Плотность ве-

образца

щества в за-

плотно-

трубном про-

сти

странстве, кг/м

1-1 1-2

{1000 ±2)

Питьевая вода

2-3 2-4

(1650 ±20)

Кварцевый песок

3-5 3-6

(2050 ± 20)

3

~атериал-носитель

Наружный

свойств образца

диаметр ко-

стенки

плотности вещества

лонны, мм

трубы, мм

Кварцевый песок с питьевой водой

Толщина

102, 114, 146 (6,0 ±0,2) 168, 178,219 (8,0 ±0,2) 245,324,430 (10,0 ±0,2) 102, 114, 146 (6,0 ±0,2) 168, 178,219, (8,0 ±0,2) 245,324,430 (10,0±0,2) 102, 114, 146, (6,0 ±0,2) 168, 178,219, (8,0 ±0,2) 245,324,430 (10,0 ±0,2)

Конструктивно СО выполнены в виде шести цилиндрических стака­ нов высотой по

3,5

м и диаметром по

1620

мм с расположенными внут­

ри стакана стальными колоннами диаметром

219,245,324,430

линдров высотой по

(рис.

102, 114, 146, 168, 178,

мм, каждая из которых состоит из трех составных ци­

1

м с разной толщиной стенки

- 6, 8

и

1О

мм

65.)

а

б

Рис.

65.

Комплект СО плотности вещества в затрубном пространстве:

а- фотография комплекта СО плотности, б- разрез СО по линии АА

307

Стандартные образцы с колоннами диаметром предназначены

для

калибровки

скважинных

146, 168

и

178

мм

гамма-плотномеров­

толщиномеров СГДТ -НВ по каналам толщины стенки труб и плотности

вещества в затрубном пространстве. Стандартные образцы с колоннами диаметром

324, 430

мм

предназначены

для

калибровки

102, 114, 219, 245,

скважинных

гамма­

цементомеров ЦМ-3-4, ЦМ-8-10 и ЦМ-12-16 по каналам толщины стен­ ки труб и плотности вещества в затрубном пространстве. Конструктив­ но все эти СО выполнены одинаково и отличаются только веществом в

затрубном пространстве. Методика градуировки Градуировку аппаратуры СГДТ и ЦМ производят при вводе ее в

эксплуатацию или после ремонта одновременно по обоим каналам пу­ тем измерений известных значений толщины стенки труб и плотности

вещества, воспроизводимых стандартными образцами толщины стенки труб и плотности вещества в затрубном пространстве (эталонными мо­ делями скважин в виде стальной колонны в однородной среде). Сначала погружают зонд в емкость с питьевой водой, выполняют многократные (не менее пяти раз) измерения частоты следования им­ пульсов (скоростей счета в имп/мин) по малому и большому зондам и

определяют средние значения

N

мв

и

N6

в

•

Зонд СГДТ (или ЦМ) погружают поочередно в каждую из трех мо­ делей из комплекта СО-ПТ напротив каждого из образцов толщины

стенки трубы (всего

9 точек контроля, табл. 47). Сведения об

эталонных

значениях плотности Оэi и толщины hэi СО должны быть заранее извест­

ны и указаны в сертификате об их калибровке. В каждой из 9-ти точек контроля выполняют пятикратные измерения

частоты следования импульсов по малому зонду и по

6 каналам боль-

шого зонда. Определяют их средние значения N Mij, NБij и заносят в табл.

48 для малого и большого

зондов.

В каждой из этих 9-ти точек контроля определяют отношение a,..;j сигналов малого зонда в моделях пластов к сигналу малого зонда в воде

и отношение aБijk сигналов большого зонда в моделях пластов к сигналу большого

зонда

в

воде

ам··IJ =Nм !J.. l Nм' аБ IJ.. =NБ!J.. / RБ В . В

по

следующим

формулам

Таблица48 Градукровочная характеристика аппаратуры СГДТ и ЦМ

Плотность

Толщина стенки, мм

СО, кг/м 3

6,0

8,0

10,0

1000

Nмн

NБI!

Nм12

Nы2

Nмв

Nвв

1600

Nм21

Nв21

Nм22

Nв22

NМ2з

Nв2з

2000

Nмз1

Nы1

Nмз2

Nвз2

Nмзз

Nыз

Строят градунравочные характеристики аппаратуры СГДТ-НВ по каналу толщины при трех разных значениях плотности

l 000, 1650 и 2000 кг/м3 , представляющих собой зависимости толщины h; стенки труб от параметра а,. и по каналу интегральной плотности вещества о1 в за­

трубном пространстве при разной толщине зом, получают семейство из

6

h; стенки

труб. Таким обра­

градунравочных характеристик. На

66 представлены примеры двух градунравочных характеристик: =j(h;) и ап = f{oj) соответственно по толщине и по плотности.

рис.

а,.

а

4

6

8

h.см

Рис. 66. Градуировочные характеристики аппаратуры СГДТ-НВ: а - канала толщиномера; шифр кривых - плотность вещества за колонной, кr/м 3 ; б- интегрального канала плотномера; шифр кривых- толщина ко­ лонны, мм

309

Методика калибровки

Калибровку аппаратуры СГДТ и ЦМ производят одновременно по каналам толщины стенки труб и плотности вещества в затрубном про­ странстве. В качестве исходных эталонов используются те же модели скважин, которые применялись при ее градуировке.

Измерения аппаратурой СГДТ, ЦМ и обработка получаемых резуль­

татов при калибровке аналогичны градуировке и выполняются в сле­ дующей последовательности. Используя каждую из трех прежних гра­

дуировочных характеристик калибруемой аппаратуры СГДТ или ЦМ по каналу толщины (при трех разных значениях плотности), представ­

ляющих собой зависимости толщины от параметра ам, определяют ре­ зультирующие (измеренные) значения толщины по показаниям аппара­

туры hн,

h21.

hз1,

h12. h22,

hзъ hв, h2з, hзз. Используя каждую из трех

прежних градуировочных характеристик аппаратуры по каналу плотно­

сти (при трех разных значениях толщины), представляющих собой за­ висимость средних значений по

6

каналам плотности от параметра а"'

определяют измеренные значения плотности о 11 , о 2 1, о 31 , о 12 , о 22 , з2. Ов,

о2з. зз. Оценки абсолютной погрешности измерений толщины и плот­ ности в каждой i-й точке контроля определяют как разность между из­ меренным и эталонным значениями.

Аппаратура признается годной к применению по калибруемым ка­ налам аппаратуры СГДТ или ЦМ, если полученные оценки погрешно­

сти не превышают нормированных значений ±0,5 мм и ± 150 кг/м 3 •

15. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО МЕТОДА

В настоящее время в ЯММ используются две модификации ядерно­ го магнитного резонанса (ЯМР): метод свободной ядерной прецессии в

земном магнитном поле (метод Паккарда-Вариана) и метод спинового эха в поле, создаваемом постоянным магнитом.

Ядерно-маrнитный резонанс в земном маrнитном поле наблюда­ ется в результате взаимодействия системы двух полей: поляризующего

поля Нп-

200

Э и земного магнитного поля Н3 -

0,5

Э. В лабораторных

условиях поляризующее поле Нп создается с помощью электрической

катушки-соленоида, в которую помещается образец горной породы (керн). Зонд скважинного прибора ЯММ по методу Паккарда-Вариана представляет собой вытянуrую вдоль оси скважины многовитковую

рамку, с помощью которой создается поляризующее поле. В результате возникает ядерная намагниченность в среде, содержа­ щей ядра водорода (вода, нефть), пропорциональную полю поляриза­ ции. Вектор ядерной намагниченности после выключения поляризую­ щего магнитного поля начинает прецессировать вокруг направления

земного магнитного поля, индуцируя в приемно-излучающей рамке

сигнал свободной прецессии (ССП), начальная амплитуда которого Ио пропорциональна количеству водорода в пласте:

Ио = (A·G·roo 2·re) ИСФ, где А

-

параметр амплитуды,

прецессии,

re -ядерная

G-

геометрический фактор,

roo -

частота

магнитная восприимчивость водорода.

Параметр Ио градуируется в значениях индекса свободного флюида (ИСФ), под которым понимается определяемое по ЯММ отношение объема, занятого свободным флюидом, к объему породы.

В условиях скважины возбуждение и регистрация сигналов свобод­ ной прецессии осуществляется циклами (рис.

течение времени

2-3 А,

67). По катушке зонда в t11 (рис.67, а) пропускают постоянный ток Iп значением

создающий в исследуемом пласте поляризацию ядер водорода.

Для возбуждения сигнала прецессии магнитное поле быстро выклю­ чают. Выключение трудно осуществить в один этап, в связи с чем по

истечении времени поляризации ток предварительно уменьшают до оп-

311

ределениого значения

Irx:r

(остаточный ток), который составляет при­

мерно О, 1 от тока поляризации. а

t

6 €

t

(J и

t Рис.

67.

Временные диаграммы процессов, протекающих в аппаратуре ЯММ в магнитном поле Земли

а

-

[65):

изменение тока поляризации; изменение вектора ядерной намагничен­

ности; б

- э.д.с. сигнала свободной прецессии; в - огибающая усиленного и

детектированного ССП

Остаточный ток действует в течение небольшого промежутка вре­

мени !ост, после чего быстро выключается. За время !ост ядерная намаг­ ниченность Мост несколько уменьшается по экспоненциальному зако­

ну с постоянной времени Т1 , которая называется временем продольной релаксации. После выключения остаточного тока начинается прецес­ сия (рис.67, б), которая характеризуется временем поперечной релак­ сации т2. Для предотвращения влияния переходных процессов, вызванных выключением остаточного тока, момент подключения катушки к уси­

лителю сдвинут относительно момента выключения остаточного тока на мертвое время tм (рис.67, в). Усиленное и продетектированное на-

пряжение И представляет собой огибающую сигнала свободной пре­ цессии вида

где Т2

•-

аппаратурное время затухания, Т2

•<

Т2 .

Для увеличения амплитуды измеряемого сигнала катушка зонда и усилитель настроены в резонанс на частоту прецессии -2кГц. Вследст­

вие влияния резонансных цепей измерительного тракта аппаратуры

форма сигнала искажается таким образом, что в момент времени

t,.., ко­

гда катушка подключается к усилителю, амплитуда сигнала еще равна

нулю,

затем

в течение некоторого

времени

постепенно нарастает и

лишь после достижения максимума начинает затухать по экспоненци­

альному закону. Огибающая сигнала, прошедшего через усилитель в детектор, подвергается анализу: в течение небольших промежутков

времени (времени интегрирования) длительностью lнi' середины кото­ рых сдвинуты относительно начала отсчета на ti (времени измерения).

Напряжения И;, полученные в результате интегрирования, пропорцио­ нальны ординатам огибающей в моменты ti. Кроме того, выполняется интегрирование большей части сигнала свободной прецессии Иr. в те­

чение времени, равного 1,2·Т2 *. При перемещении скважинного прибора по стволу скважины кривые напряжений И;, Иr. записываются в функ­ ции глубины. Первичным результатом ЯММ является совокупность всех вышеуказанных кривых.

Начальная амплитуда сигнала

U0 ,

пропорциональная ИСФ, опреде­

ляется путем экстраполяции полученных значений огибающей в мо­ мент начала прецессии с учетом т.

Наряду с сигналом прецессии измеряется время Т1 • Для этого прово­ дится серия измерений сигналов при различных временах поляризации

tпi· Эти измерения проводятся либо при остановке прибора против ис­ следуемого пласта, либо многократным повторением записи кривых с различными временами поляризации.

Принцип измерения ЯМР в поле постоянного магнита состоит в том, что в исследуемом объеме горных пород, находящемся в сравни­

тельно однородном поле, возбуждается и регистрируется последова­ тельность сигналов спин-эхо, так называемая импульсная последова­

тельность Карра-Парселла-Мейбум-Гилла (КПГМ) [65]. Метод ЯМР в поле постоянного магнита реализован в зарубежной

аппаратуре MRIL, CMR и в скважинном приборе ЯМТК (ядерно­ магнитного томографического каротажа), разработанного 000 «Нефте-

313

газгеофизика». Зонд скважинного прибора представляет собой удли­ ненные постоянные магниты из феррита длиной около

1 м,

поверх ко­

торых вдоль их продольной оси расположена катушка (антенна). Маг­ ниты намагничены перпендикулярно оси прибора. Магнитное поле этих магнитов напоминает поле вытянутой прямоугольной рамки. В попе­ речном сечении оно практически не зависит от азимута и квадратично

уменьшается в радиальном направлении, т.е. нигде не является одно­

родным. Антенна служит для приема сигналов и создания радиочастот­ ного поля, векторы которого во всех точках пространства перпендику­

лярны векторам поля постоянных магнитов. Область измерения пред­ ставляет собой тонкий

(1

мм) цилиндрический слой, коаксиальный оси

прибора, радиусом примерно

18

см. В этой области напряженность

магнитного поля составляет около

дорода- примерно

1 МГц.

24

мТ, а Ларморава частота ядер во­

Толщина слоя достаточно мала, чтобы изме­

нение напряженности магнитного поля в пределах этого слоя не пре­

вышало значений, допускающих реализацию спин-эхо. Для измерения релаксационной кривой Т2 используется последова­

тельность радио-импульсов (КПГМ). После каждого

180°

импульса

возникает сигнал спин-эхо. Релаксационная кривая получается как оги­

бающая амплитуд сигналов спин-эхо. Сравнительная характеристика методов измерения ЯМР представле­

на на рис.

YI

и в табл.

49. Таблица49

Сравнительная характеристика методов измерения ЯМР ЯММ в поле Земли

Метод измерения.

АЯМК-3

Тип аппаратуры Зонды, диаметр, длина, мм Радиус исследования, м

Вертикальное разрешение,

мм

Скорость записи, м/час Частота,

кГц

Нормированные диапазоны измерения

Средства калибровки.

•- Толщина зоны исследования l мм

ЯММ в поле постояиного магнита

АЯМТК

125, 800 0,13 500 250 2-2,5

125, 1000 0,19 620 100+300 730

О-100%ИСФ

0-l 00% W(H20)

ГСО-2288-82

ГСО-2288-84 Погрешность воспроизведения

Томографический

о=5%

ГСО-2288-82

Измеряемые параметры:

цифровые записи полной волновой картины сигнала свободной

-

ядерной прецессии;

-индекс свободного флюида (ИСФ); -время продольной релаксации Т1 ;

-

время поперченной релаксации Т2 ;

Основным измеряемым параметром ЯМР в поле Земли является ИСФ, амплитуда которого пропорциональна содержанию в породе сво­

бодной воды и нефти, что обеспечивает, в первую очередь, выделение коллекторов по прямому признаку- превышению амплитуды ИСФ над

его фоновым значением, обусловленным флуктуациями. Метод измерения ЯМР в поле постоянного магнита позволяет изу­ чать пористость, проницаемость, структуру и текстуру горных пород и

такие физические параметры пластового флюида, как вязкость и коэф­

фициент диффузии др. Применеине ЯМТК для изучения пористости и проницаемости горных пород по одной из скважин представлено на

рис.

YII.

Однако методы ЯМР имеют небольшую глубинность, в лучшем слу­ чае равную

2Dc.

При такой глубинности можно рассчитывать на оценку

характера насыщения пласта только по его остаточному насыщению

пластовым флюидом.

Калибровка и градуировка аппаратуры ЯММ Основной целью метрологического обеспечения ЯММ является оп­

ределение градуяровочной зависимости показаний метода от ИСФ. Для

этой цели были разработаны стандартные образцы ИСФ и

-

ГСО

2288-82

rco 3264-85, позволяющие выполнять градуировку и калибровку ап­

паратуры ЯММ.

ГСО-ИСФ представляет собой контейнер из двух соосных труб, изго­ товленных из стеклотекстолита. Пространство между трубами заполнено

питьевой водой в качестве вещества-носителя аттестуемого свойства.

Внутренний цилиндр, имитирующий скважину, не заполняется водой, так как реальная скважина, заполненная глинистым буровым раствором, не создает ССП. Внутренний диаметр цилиндра

5 мм.

Диаметр наружного

190 мм, толщина стенки цилиндра составляет 600 мм, при этом разли­

чие в nоказаниях ЯММ в ГСО и в среде с бесконечными размерами не nревышает

3%

измеряемого эффекта, что соответствует точности изме­

рений. Для исключения краевых эффектов высота ГСО выбрана так, что­ бы она nревышаладлину зондаЯММ (70-80 см) на 10%.

315

Для повышения точности градуировки в любом диапазоне значений

ИСФ и обеспечения калибровки аппаратуры ЯММ разработан секцио­ нированный стандартный образец (рис.

68).

Пространство между соос­

ными трубами в СО разделено непроницаемыми перегородками, пер­ пендикулярными оси контейнера на отдельные слои. Заполнение этих

слоев веществом

-

носителем аттестуемого свойства

-

обеспечивает

получение меры с несколькими аттестованными значениями ИСФ. Ра­ диальные перегородки располагаются под углом

90°

по отношению

друг к друrу в соответствии с тем, что лепестки диаграммы магнитного

поля катушки зонда ЯММ находятся

[36]

под углом

90°

относительно

друг друга.

Рис.

68. Стандартный образец ГСО 3264-85 индекса свободного флюида

Значение

U0

определяется для каждого ИСФ как среднее из восьми

измерений, получаемых при поворотах скважинного прибора вокруг своей оси на угол в

45°.

Типовая градуировочная характеристика аппаратуры ЯММ имеет следующий вид ИСФ=

1,83·U0 - 1,49 (рис. 69). Основной

характеристи­

кой аппаратуры ЯММ, контролируемой при ее градуировке, является

чувствительность к ИСФ, т.е. отношение начальной амплитуды ССП (сигнал на выходе) к значению ИСФ (сигнал на входе), нормированное на единицу тока поляризации.

К числу основных метрологических характеристик, контролируемых при калибровке аппаратуры ЯММ, относятся основная погрешность измерений ИСФ, характеристики чувствительности и нижней границы

рабочего диапазона, радиальной чувствительности и параметра глубин­ ности. К числу дополнительных параметров относятся линейность ре­

лаксационных характеристик и функция влияния температуры.

316

20 10 о

....__.......,.__- J . _ 10 WC~Pt%

110 Рис.

69.

Градуировочная зависимость начальной амплитуды

U0

сигнала свободной nрецессии от ИСФ

При подготовке аппаратуры к калибровке определяют правильиость настройки измерительного тракта на частоту прецессии и полосу про­ пускания приемного тракта. Кроме того, определяют шумы приемного тракта аппаратуры, «Мертвое» время и временные интервалы. Основной

вклад в шумы аппаратуры вносят шумы приемной катушки и электрон­ ного усилителя скважинного прибора. Шумы усилителя измеряют, по­ мещая скважинный прибор при замкнутом накоротко входе усилителя в

центр стального экрана (диаметр экрана d3 толщина стенки

h ?:> 5 мм).

?: 400 мм, длина lэ ?: 1500 мм,

При том же положении прибора определя­

ют «мертвое» время аппаратуры. Временные интервалы: время nоляри­ зации, время действия остаточного тока, времена сдвигов окон интег­ рирования, времена интегрирования проверяют с nомощью частотоме­

ра. Погрешность установки временных интервалов не должна nревы­

шать О, 1%. Чувствительность аппаратуры

S рассчитывают по формуле

где Iп- ток поляризации, А; ИСФсо- номинальное значение ИСФ стан­ дартного образца,

% ИСФ.

Для определения основной nоrрешности аппаратуры производят п­

кратные измерения для случаев заполнения водой различных секций

СО-ИСФ.

Вводят

nоправку

за

температуру

по

(j)

формуле

ИСФ1=ИСФitю/!гр), где !кл -темnература nри калибровке, К; /гр- темпе­

ратура при градуировке, К. Основную погрешность определяют по

формуле ~(ИСФj) = 1ИСФ1 - ИСФсо1 1, где ИСФсо1 - аттестационное

значение ИСФ СО nри заполнении водой отдельных его объемов. Ос­ новная погрешность должна быть не более

1,5-3% ИСФ. 317

При контроле радиальной чувствительности зонда ЯМР он помеща­ ется в центре установки (рис.

70).

При последовательном заполнении

водой слоев, образованных цилиндрическими поверхностями, начиная с внутренних слоев, проводят измерения амплитуд сигналов от цилинд­

рических слоев: И1 ,

U2,

Ип (п-число цилиндрических слоев). Всего ис­

пользуют пять труб радиусами:

r 1 = (95-100) мм, r2 = (120 ± ± 10) мм, = (150 ± 10) мм, r4 = (225 ± 10) мм, r5= (400 ± 10) мм. Радиальную ха­ рактеристику зондаЯМР строят в виде зависимости Ц = j(ri) (рис. 71). rЗ

Рис.

70.

Установка для проверкирадиальной характеристики зонда ЯМР

и'

11,1U~ax о~--------------~~

r

Рис.

71. Радиальная

характеристика аппаратуры ЯМР

Для определения параметра rлубинности производЯт п-кратные из­

мерения Ио при двух положениях прибора: в центре

(UJ

и на стенке

(Ист) канала СО. Глубинность вычисляют по формуле G = йц 1Йcr · Необходимо, чтобы

318

G

~

0,7. Дополнительные параметры: линейность

релаксационных характеристик и функция влияния температуры опре­ деляются в соответствии с типовой методикой

[36].

Метрологические параметры аппаратуры ЯММ в поле постоянного магнита поддерживаются путем калибровки и компенсации влияния окружающей среды. Основная калибровка проводится в ГСО ИСФ, за­ полненных водой, содержащей добавки, несколько снижающие время

релаксации. Калибровка электронной части аппаратуры осуществляется в каждом цикле измерений в течение времени поляризации путем пода­

чи индуктивным способом слабого калиброванного сигнала в антенну.

Этот сигнал после прохождения через весь электронный тракт исполь­ зуется для корректировки изменений в усилении, вызванных темпера­

rурой, проводимостью окружающей среды и т. д.

319

16.

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ

АКУСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

16.1. Основы метрологии

акустических

исследований скважин Акустические исследования скважин представляют собой методы измерения параметров упругих волн, возбуждаемых в скважине источ­ никами акустических колебаний при взаимодействии их с горными по­ родами, элементами конструкции скважины и околоскважинного про­

странства. При акустических исследованиях используют самые различ­

ные типы волн и аппаратуру, работающую в широком диапазоне частот акустических сигналов (от сотен герц до нескольких мегагерц) и аку­ стических мощностей (от уровня естественных шумов и минимальных

принимаемых сигналов 1о-Iб Вт до единиц киловатт в аппаратуре с мощным акустическим воздействием на окружающую среду). В зави­ симости от диапазона частот акустических сигналов, типов волн и ис­

следуемого объекта акустические исследования применяют для реше­ ния различных задач в скважине, околоскважинном пространстве и ме­

жду скважинами (табл.

50).

В данном разделе рассматриваются основы метрологии акустических исследований скважин, выполняемых для изучения геологических разре­ зов скважин, определения подсчетных параметров, оценки качества це­

ментирования скважин и технического состояния обсадных колонн. Первичными измеряемыми параметрами для решения указанных за­

дач являются скорость (интервальное время !11), затухание а продольной преломленной волны, кинематические и динамические параметры всего

пакета волн в виде фазокорреляционных диаграмм (ФКД) или волновых

картин (ВК). В ре1ультате обработки получают следующие параметры,

обусловленные упругими свойствами горных пород: скорости наиболее информативных волн

J.l,

модуль сдвига

G,

(vp, vs, vst),

модуль Юнга Е, коэффициент Пуассона

коэффициент сжимаемости

ристости, а при комплексной интерпретации

-

f3

или коэффициенты по­

структуру лорового про­

странства, коэффициент нефтенасыщенности и др. Исследования нефтя­ ных и газовых скважин выполняют серийной аппаратурой, которую ус­

ловно можно разделить на приборы массового применения и приборы для измерения полных волновых пакетов (табл.

320

51).

Таблица

50

Модификации акустических исследований скважин Типы

РоР1Ро

PryS1Po L, St

Диапазон

Решаемые задачи

волн

частот, кГц

Стандартный комплекс ГИС, литологическое рас-

20-50

членение, определение коллекторских свойств, оценка качества цементирования и др.

Выделение трещиноватых коллекторов, интервалов

0,5-50

некачественного цементирования

Акустические телевидение, кавернометрия, профи-

РоРо

100-2000

леметрия, измерения акустического импеданса, оп-

lределение vглов наклона пластов

РоР1

Межскважинное прозвучивание. Изучение инте-

PrySI

гральных акустических характеристик, гидродина-

РоР 1 Р0

мической связи в пласте и между скважинами и др.

0,5-10

PryS1Po PlPo Ро

Акустическая шумометрия. Изучение зон фильтра-

0,1-50

ции нефти или газа, исследования процессабурения Изучение гидродинамических и акустических

1000

свойств жидкости в стволе скважины

Наиболее простые приборы массового применения содержат уходя­

щие в прошлое трехэлементные (излучатель и чателя и

1 приемник) либо

2 приемника или 2 излу­

компенсированные четырехэлементные зон­

ды (два излучателя и два приемника). Часто компенсированный зонд

содержит также третий приемник, обеспечивающий специфичные тех­ нологические решения: фиксацию муфт обсадной колонны при любом качестве сцепления цемента с колонной, запись фазокорреляционных диаграмм (ФКД) на стандартной по длине базе, равной

1,5

м, и т.п.

Приборы массового применения эксплуатируются самостоятельно или в составе комбинированных сборок. Они ориентированы на измерение

параметров (llt, А, а) преимущественно продольной волны и в меньшей степени, при благоприятных геолого-технических условиях,

-

попереч­

ной головной волны. К этим группам относятся также высокочастотные

(300-I 000

кГц) приборы-сканеры с одним или несколькими электро­

акустическими преобразователями, совмещающими функции излучате­ ля и Приемника упругих колебаний. Их основное назначение заключа­

ется в детальном изучении анизотропных слоистых и трещиновато­ кавернозных пород в открытых скваЖинах и выделении вертикальных

каналов в цементном камне, заполняющем затрубное пространство.

321

Таблица

51

Основные технические данные и характеристики приборов акустического метода исследования геологических разрезов скважин

нпо

Фирма,

нпц

организация

«Тверьгеофизика»

«Нефтегеофизприбор»

нпц

НПФ «Геофизика»

Приборы массового применении

нппвис

«Тверь-

геофизика»

НПО «Нефтегеофизприбор»

Приборы для измерения параметров всех типов волн

Тиn nрибора

АК-П АК-73П АВАК-7

АК-5

МАК-5 МАК-7

~tp - интервальное время Р волны в диаnазоне

600 мкс/м ар- затухание Р волны в диапазоне

Измеряемые

Ар

-

~t 5

-

S

600 мкс/м

параметры:

а,- затухание

As -

S волны в диапазоне 0-30 дБ/м S волны в условных единицах

амплитуды

Фазокорреляционные диаграммы (ФКД) Зонд

1

0-l 00 дБ/м

Ар- амплитуды Р волны в условных единицах

220- М5 - интервальное время S волны в диапазоне' 220--600 мкс/м монопольным зондом то же в диапазоне 22Q-IOOO мкс/м дипольным зондом ' а,- затухание S волны в диапазоне Q-1 00 дБ/м то же в диапазоне 220-1000 мкс/м дипольным 1

зондом

к

к

т

к

к

Излу-

Тип

мс

мс

мед

мс

мс

чатели

Кол-во

2

2

Частота,

3 20; 8; 2,5

2

(И)

2 20; 12

кГц

АКД8

время Р волны в диапазоне

ар- затухание Р волны в диапазоне

0-30 дБ/м

волны в диапазоне

АКМ-60 АК-6

200

130- ~tp - интервальное 130--600 мкс/м

амплИ'I)'ды Р волны в условных единицах

интервальное время

АКМБ

АКМ-

23

к

2

АПОД

АП

АПОД

мс

пк

2

2

2

1,5-25

2-25

20; 12

L__

АП

АП Ц

пк

пк

1

1 11 (1-20) ---

Расстояние между И и

2

1,1

1,5

1,0

1,0

1,0

1,5; 2

2-10

2

3

2,4

П,м Тиn

пк

пк

пк д

пк

пк

пк

пк

пк

пк

пк

При-

Кол-во

6

2+1

2+2

2

2

2

11

16

7

4

8

емники

Расстояние

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,05

0,05

0,1

0,2

0,1

(П)

s между П, 0,2 м

Примечания.

Измерительные зонды: Ц

-

цифровой;

;

К

-

комnенсированный; Т

-

трt!хэлементный; АП

-

с антенной nриемников;

АПОД- с антенной nриемников, особо дпинный;

Электроакустические преобразователи: МС- маrнитострикционный; ПК- nъезокерамический; Д- диnолъный

Приборы этой группы предназначены для решения ограниченного круга задач в основной массе поисковых, разведочных и эксплуатаци­

онных скважин. Ими владеют все отечественные и зарубежные фирмы и предприятия, применяя их самостоятельно или в составе комбиниро­

ванных сборок из приборов других видов ГИС. Приборы обеспечивают

измерение параr.fе'тров (Мр, ар, fr, и др.) продольной головной волны.

Измерение параметров поперечной волны является для них желатель­

ным, но вовсе не обязательным. Эксплуатационные характеристики у всех скважинных приборов также сходные. Диаметр приборов скважин

- 108--457

меньшего диаметра

51-120 мм,

- 70-90 мм; диаметр

обслуживаемых

мм. Почти все фирмы владеют также приборами

(42--60

мм) для обслуживания скважин диаметром

в том числе наклонно направленных скважин, забуриваемых

из старых стволов. Термабарические характеристики скважинных при­

боров стандартные: у зарубежных фирм- 177°С и венных- 120°С и

138

МПа; у отечест­

80 МПа.

Скважинные приборы для измерения полных волновых пакетов предназначены для измерения в открытых и обсаженных скважинах па­

раметров всех информативных волн

- L,

Р,

в широких диапазо­

S, St -

нах изменения этих параметров. С их помощью решаются практически

все геологические и технические задачи, доступные АК, в любых гео­ лого-технических условиях, в том числе таких сложные, как количест­

венные определения коэффициентов трещиноватости пород и направ­ ления преимущественного распространения трещин, расчет параметров гидраразрывов и прогнозирование пространствеиного положения тре­

щины разрыва, выделение проницаемых интервалов, оценка текущей насыщенности пород и т .д.

Они оснащены многоэлементными измерительными зондами с мо­

нопольными и дипольными преобразователями, охватывают широкий для АМ диапазон частот метров информативных Р,

(1-30 кГц) и обеспечивают измерение пара­ S и St волн без влияния интерференции этих

волн между собой и с другими волнами-помехами. Все приборы этой группы содержат один или два монопольных ши­ рокополосных излучателя и от

ных

(1-30

4

до

16

(обычно

8)

также широкополос­

кГц) приемников, составляющих приемную антенну. В каче­

стве излучателей, расположенных через

0,5-0,76

м друг от друга, при­

меняют пьезоэлектрические цилиндры или, редко, пьезоэлектрические

сферы диаметром не менее 50 мм. Диапазон излучаемых частот- обыч­ но

l-30

кГц при средней рабочей частоте

11-17

кГц. Приемниками

служат пьезоэлектрические цилиндры малого диаметра или сферы диа-

метром

20-30

мм. Расстояние между Приемниками

применяют также меньшие

0,05-0,1 О

м и большие

- 0,15-0,3

0,6-1 ,О

м, но

м расстанов­

ки. Длины наиболее короткого измерительного зонда (расстояние меж­

ду ближайшими излучателем и приемником) изменяются в разных при­

борах в пределах

0,9-3,5 м, но имеется ряд приборов, по определению

фирм «с особо длинными базами», в которых они составляют

4-1 О

м.

Как правило, в сборках приборов с антеннами приеминков имеются также

1-2

преобразователя для измерения скорости упругой волны в

скважинной жидкости.

Максимальная информация (как полезная, так и помехи) при акусти­ ческих исследованиях скважин содержится в полном акустическом сиг­

нале, на который оказывают влияние давление, темпера'I)'ра, уровень

шумов от движения прибора в скважине, отклонения в центрировании скважинного прибора и т.п. Измеряемые параметры акустических волн

обусловлены амплитудно-частотными характеристиками всего электро­ акустического тракта: участков скважины и горных пород, по которым распространяются акустические волны, источника и приемника акусти­

ческих колебаний, измерительного канала скважинного прибора. От возможных искажений приемоусилительный тракт современных

акустических приборов защищен тем, что его коэффициент передачи регулируется автоматически или по команде наземного регистрирую­

щего устройства.

Нестабильность метрологических характеристик излучателей и при­ еминков увеличивает погрешность измеряемых амплитудных парамет­

ров А и а., особенно значительно в многоэлементных зондах. Идентич­ ность акустических преобразователей необходима при выделении стро­ го определенных типов волн дипольными излучателями и Приемниками

и может быть установлена путем экспериментального определения диа­ граммы направленности.

Схематическое изображение диаграмм наnравленности излучателей

и Приемников акустических колебаний nредставлено на рис.

72, а-в , а

диаграмма направленности реального цилиндрического излучателя со­

ответственно на рис.

72, г.

Традиционно в скважинных акустических приборах применялись

излучатели с диаграммами направленности, близкими по форме к сфе­ рической (рис.

72,

а), что обусловлено необходимостью возбуждения

головных продольной и поnеречной волн в широком

(20°-90°) диапазо­

не критических углов. Такие излучатели выnолняются в форме сфер и пустотелых цилиндров либо в форме двух маrнитострикционных колец

325

с общей обмоткой, включенной таким образом, чтобы магнитные пото­ ки в кольцах были направлены в разные стороны.

а...' б.).. . : . в.): .·. '~*

··.:

\

•

.....

""

~

-*

i ·) {. . ,j{. . . ~~ ·ш~·ш., )ji. . -~~r· -~~,. '.1': ·ш~

{. 1 х ·.1·.. J\

,.

Ф.

.

~

·~

.1.

j \

. . ...

Ф.

•" ''.

.

н

Рис.

1'

i

-i

\ ... .· . t ,/

:

·.

+.

."

'

( 1 } .. ,. . :' ,. ... . J \ . i. } ..- .

··~

·.. ·

\

...

~ ""

:

'

*

.

72. Схематическое изображение диаграмм

направленности

излучателя и приеминка колебаний (вверху)

и колебательного смещения частиц исследуемой среды (внизу)

при возбу~ении упругих волн монопольными {а), дипольными (б) и квадрупольными (в) излучателями

\20), г- диаграмма r == 6,25 см и h = 5 см

направленности цилиндрического излучателя при

Характеристика направленности акустических преобразователей за­ висит от следующих основных факторов:

вибратора;

2)

излучаемой длины волны;

1) геометрических размеров 3) волнового сопротивления

окружающей среды. Высота

ходиться в пределах О,SЛ.

h цилиндрического излучателя должна на­ < h < 0,71.., где Л.- длина волны в скважинной

жидкости на основной частоте излучателя

Комплектная калибровка при полностью собранном приборе позво­ ляет выявить влияние nерсходных процессов при возбуждении излуча­

телей и коммутации каналов, влияние прямой волны по корпусу прибо­ ра на равномерность амплитудной характеристики и на ограничение

временного интервала приема первых и последующих вступлений без искажений; оценить численные значения измеряемых параметров, а

также равномерность диаграмм направленности преобразователей в го­ ризонтальной и вертикальной плоскостях. Более того, она позволяет определить, с каким зондом

-

дипольным или монопольным

-

ведется

работа. и оценить интенсивность сигналов дипольного зонда. Многообразие измеряемых параметров позволяет создавать различ­

ные варианты калибровок, но предпочтение отдают калибровке, позво­ ляющей учесть скважинные условия и большую часть систематических погрешностей измерений, обеспечивающей достоверное воспроизведе­

ние амплитуд и времен прихода к приемпику упругих колебаний в диа~?1\

пазоне скоростей распространения от тов затухания в диапазоне

20-40

7500

до

1500

м/с и коэффициен­

дБ/м от максимальной амплитуды.

Указанные требования обычно относят [20, 36] к продольной волне. Волна Лэмба, как нормальная продольная волна в ограниченном про­ странстве, полностью подчиняется этому требованию. Волны попереч­

ная и Стоунли отличаются от продольной значениями скоростей рас­ пространения и амплитуд, которые, однако, не выходят за пределы

1400-4000 м/с; 20-40 дБ/м. Более низкие частоты колебаний попереч­ 1,2-1,3 раза по сравнению с Р волной) и волны Стоунли (2,5-4 кГц) попадают в полосу пропускания амплитудно-частотной ха­ рактеристики каналов передачи сигналов (3-30 кГц на уровне 0,5--0,7), ной волны (в

которая устанавливается для всех акустических приборов. Следова­

тельно, если прибор проверен и откалиброван с помощью метрологиче­ ских средств для продольной волны, то колебания остальных волн

Лэмба, поперечной, Стоунли

-

-

будут зарегистрированы без искажений.

К тому же объективно канал регистрации не идентифицирует упругие колебания, как принадлежащие определенной волне, и не накладывает на них каких-либо дополнительных условий.

Аппаратура для акустических исследований скважин имеет номи­ нальную (типовую) градуировочную характеристику. Поэтому она под­ вергается только периодической калибровке.

В качестве исходных отраслевых рабочих эталонов целесообразно применять СО интервального времени распространения и коэффициен­ та затухания акустических волн в виде блоков горных пород, пересе­

ченных скважиной. Однако подобные СО в метрологической службе

ГИС пока отсутствуют. При базовой калибровке применяются калибровочные установки, содержащие меры АТ и а в виде акустических волноводов с известны­

ми акустическими свойствами, а при полевой калибровке

-

имитаторы

акустических свойств горных пород, представляющие собой устройства в виде акустических преобразователей и электронных блоков, имити­ рующих временные задержки или затухание акустических сигналов.

В качестве эталонных средств воспроизведения скорости распро­

странения и коэффициента затухания акустических волн является ком­

плект стандартных образцов (СО)

-

эталонных трубных волноводов

КЭВ-АК. Комплект стандартных образцов предназначен для калибров­ ки акустической аппаратуры. Волноводы выполнены в виде стаканов

длиной

4 м: из стали, стеклопластика, асбоцемента и полиэтилена, 73. Все волноводы устанавливаются в шахту или трубный контей­ нер диаметром (0,6+0,8) м. рис.

327

Стальной контейнер

Сталь

высотой4м

d=l46 -~~---=~

Асбестоцемент

~~~~,...- Стеклопластик

-=i~~;f:-=-=-=-=-н--+--н:~~+l--1-

d=135

d=115 Вода

Полиэтилен Воздух

d=145

Рис.

73. Комплект трубных

волноводов для калибровки

акустической аппаратуры

Волноводы заглушаются с торцов и заполняются звукопроводящей жидкостью (вода, выдержанная не менее

6

ч в открытой емкости, на­

сыщенный раствор тринатрийфосфата или дизельное топливо). Вос­ произведение нижнего, среднего и верхнего значений !1Т диапазона из­

мерений осуществляют с помощью материалов с различными скоро­ стями распространения упругих волн (дюралюминий, асбоцемент, ви­

нипласт).

Воспроизводимые значения интервального времени, коэффициента затухания и доверительные границы поrрешности волноводов опреде­

ляют в процессе метрологической аттестации после их монтажа на объ­ екте эксплуатации. Типовые характеристики эталонных волноводов по продольным волнам приведены в табл.

52. Таблица

Характеристики эталонных волноводов

N2 стан-

Материал-

дартного

носитель

образца Образец

свойств

1

Сталь

Образец2

Асбоцемент

Образец3

Стеклопластик

Образец4

Полиэтилен

Внуrренний диаметр волновода,

мм

(125 ± 2) (135 ± 2) (ll5 ± 2) {145 ± 2)

Интервальное время,

мкс/м

182-185 320-340 350-370 500-650

Коэффициент затухания

на частоте

20 кГц, дБ/м (2,5 +3,0) (2,0+3,0) (6,0+6,5) (13,0+15,0)

52

Методика калибровки акустической аппараrуры основана на прямых измерениях интервального времени распространения и коэффициента затухания акустических волн, воспроизводимых эталонными волново­

дами. Зонд калибруемой аппаратуры последовательно помещают в цен­ тральную часть каждого из волноводов, заполненных водой или мас­

лом. Выполняют однократные измерения интервального времени рас­ пространения и коэффициента затухания ультразвука, воспроизводи­ мых волноводами. Оценку абсолютной погрешности измерений в каж­

дой i-й точке контроля (в каждом волноводе) определяют как разность между измеренным и эталонным значениями параметров:

Ati

и

a.i -

по­

казания аппаратуры (измеренные значения интервального времени рас­

пространения и коэффициента затухания ультразвука) в i-й точке кон­ троля; Atэi и fZэi - эталонные значения интервального времени распро­

странения и коэффициента затухания ультразвука в i-й точке контроля. Аппаратура признается годной к применению по калибруемым ка­ налам, если в каждой точке контроля оценка погрешности не превыша­ ет соответствующего нормированного значения.

В случае если оценки погрешности незначительно превышают нор­ мированные значения, то следует выполнить настройку на идентич­

ность одноименных акустических преобразователей (излучателей или

приемников) с помощью установки УПАК-2м, позволяющей воспроиз­ водить (или измерять) акустическое давление с наружной стороны

стальной трубы с помощью внешнего магнитострикционного преобра­ зователя. При этом акустический зонд располагают внутри стальной

трубы длиной

4м

(или

6 м) под давлением 5 МПа. Установка УПАК-2М (рис. 74) [20] состоит из акустического блока и

паиели управления. Акустический блок содержит образцовую стальную трубу с внутренним диаметром

5,5

130 мм, толщиной стенки 1О мм и длиной

м, установленную соосно в полиэтиленовую трубу с внутренним диа­

метром не менее

400 мм

и длиной

5,4 м. Стальная

и полиэтиленовые тру­

бы снабжены герметичным основанием и размещены в скважине глуби­ ной

4,9

м. Стальная труба заполнена дизельным топливом или техниче­

ской водой. На наружной поверхности стальной трубы размещен элек­ троакустический преобразователь, который используется как излучатель

или как приемник упругих колебаний. Контрольный преобразователъ снабжен механизмом перемещения, обеспечивающим погрешность от­ счета перемещения не более

1 мм.

Паиель управления применяется для

возбуждения контрольного преобразователя в случае его использования в

качестве излучателя упругих колебаний.

329

Рис.

74. Установка

УПАК-2м со стальным

волноводом для настройки акустического

скважинного прибора

Калибруемую аппараrуру помещают внутрь стальной трубы и, пе­ ремещая внешний эталонный излучатель установки, располагают его строго напротив приемника скважинного прибора и фиксируют показа­ ния аппаратуры. Затем эталонный излучатель располагают строго на­

против второго приемника и контролируют идентичность показаний. Если оценка логрешиости измерений а значительно превышает нор­ мированное значение, то следует исследовать диаграмму направленно­

сти акустических преобразователей. Для этого используют водный бас­ сейн и эталонный пьезоэлектрический преобразователь шарообразной формы, у которого нормированы показатели однородности воспроизве­

дения и измерения акустического давления по всей поверхности. Эта­ лонный преобразователь

l

размещают в центре

бассейна и на некотором расстоянии от него размещают преобразователь

бора (рис.

75).

2 скважинного

при­

Вращая скважинный прибор во­

круг собственной оси, определяют диаграмму направленности его излучателя или приемника

2

(см. рис. Рис.

72). 75. Схема установки для

контроля

диаграммы направленности излучателя

акустической апnаратуры:

1-

гидрофон,

2-

скважинный прибор

Поrрешности аппаратуры при измерении а, связанные с неидентич­

ностью приемно-передающих трактов акустических зондов, должны быть сведены к минимуму на этапе изготовления аппаратуры на заводе и поддерживаться в пределах допустимых значений в процессе экс­ плуатации аппаратуры на геофизических предприятиях. т:ш

16.2. Акустическая

цементометрвя

Оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах аку­ стическими методами основана на различии в скорости распростране­

ния упругой волны и на изменении ее амплитуды в зависимости от ме­ ханических свойств окружающей среды; на высокой чувствительности акустического сигнала к жесткости контакта на границе между двумя

средами и к разрывам механической сплошности среды.

Первичные измеряемые и расчетные параметры акустических це­ ментомеров:

о Lltк, Ак, а.к

-

интервальное время, амплитуды и затухание волны

Лэмба, распространяющейся в колонне; о Lltп, Ап, а.п

-

интервальное время, амплитуды и затухание продоль-

ной волны, распространяющейся в породах;

о фазокорреляционные диаграммы; о полные волновые картины.

При качественном цементировании затрубиого пространства сква­ жины параметры ар,

L\Tp

равны аналогичным параметрам, измеряемым

в необсаженной скважине, и отражают акустические характеристики горных пород, окружающих цементное кольцо. При отсутствии це­

ментного камня в затрубном пространстве или дефектах в нем nарамет­ ры а.р,

L\Tp

равны соответственно коэффициенту затухания а.к и интер­

вальному времени распространения упругих волн АТк в обсадной ко­ лонне. Диаnазон измерений параметров а.р и АТр оnределяют диапазо­ ном уnругих характеристик горных пород и составляют соответственно

(2,5-30) дБ/м

и

(140--520) мкс/м.

Акустическая цементометрия решает следующие задачи: количест­

венная оценка сцепления цемента с обсадной колонной и горными по­ родами, выделение в цементном камне тонких вертикальных каналов,

идентификация интервалов внутренней и внешней коррозии обсадной колонны и др. Решение указанных задач осуществляется в настоящее

время двумя группами приборов, четко различающихся между собой (табл.

53).

Традиционные задачи цементометрии

-

определение высоты подъе­

ма цемента за колонной, степени заполнения затрубиого пространства цементом и качества его сцепления с колонной и горными породами решаются

приборами

АК-цементометрии

массового

-

применения

(АКЦ), обладающими относительно невысокими частотами излучения

(20

кГц), широкополосными приемниками

(5-30

кГц) со средними для

331

Таблица

53

Характеристики акустических приборов для исследования технического состояния скважин Акустические цементомеры массового nрименения Фирма, организация

контиn

струк-

nрибора

ция

тип

зонда

кол-

часто-

во

та, кГц

2 1

20 30

Акустические сканеры

Приемники

излучатели

рассто я-

расстояние

междуИ и

тип

кол-во

П,м

ду пили

преоб-

прибора

разова-

кГц

И, м

1

профилемер

1

АВК-42

1

900

НПП «Гео-

АКЦВМ

8

280-650

метр»

АКЦКК

6

90-250

к

мс

геофизика»

АК-42

т

мс

пк пк

3 2

НПО «Нефтегеофиз-

ИКЦ-1М

0,8

2

т

НПФ«Гео-

МАК-6

к

физика»

БАРТА

т

вниигис

АКЦ-НВ-

48 нппвис

АРКЦ-Т-1 САТ-4 АТП-73

1

0,5

прибор»

АКЦМ-60

мс

2 2

2 1

0,5

пк пк

1

0,25

2

0,5

1,2

т

2

26; 13

1,75

к

2

2-25

2,0

Микрозонды

300-800 1000 450

(И-П) Примечания: Измерительные зонды: К- комnенсированный; Т- трехэлементный; электроакустические преобразовате­ ли: МС

-

маrнитострикционный; ПК- пьезокерамический.

1

тел ей

Толщином ер-

АКЦ-5

0,4 0,5

частота,~

1 1 8 +

НПЦ «Тверь-

0,7 1,0

ние меж-

кол-во тиn

!

акустического

метода длинами

(0,7-1,5

м)

измерительных

зондов

(табл. 53). Для этой цели часто применяют также акустические прибо­ ры, предназначенные для исследований открытых скважин. Обычно ими

исследуют качество

цементирования

промежуточных

(техниче­

ских) обсадных колонн во время каротажа глубже залегающих откры­ тых интервалов.

Вторую группу приборов составляют высокочастотные (2501000 кГц) АК-сканеры. Их основное назначение заключается в обнару­ жении (рис.

небольших

дефектов,

нарушающих

целостность

колонны

III) и/или герметичность затрубиого пространства: порывов, тре­

щин, смятий и коррозии обсадных труб, вертикальных каналов в це­ ментном камне, интервалов залегания газонасыщенного (вспученного) цемента.

Современные приборы АК-цементометрии обладают короткими компенсированными измерительными зондами (табл.

53).

Некоторые

приборы содержат также третий приемник для регистрации ФКД.

С помощью этого приемника регистрируют также положение муфт при любом

качестве цементирования,

воспринимая упругие колебания

ближнего излучателя, расположенного на расстоянии емника.

Основная

рабочая

цементометрии равна

20

частота

излучателей

0,2-0,3 м от при­ приборов

АК­

кГц, что благоприятно для регистрации пара­

метров волны Лэмба, распространяющейся в колонне. Собственно, по затуханию этой волны количественно определяется степень сцепления цемента с колонной. Сцепление цементного камня с горными породами

фиксируется на качественном уровне по факту появления на ФКД упру­ гих волн, распространяющихся в породах.

Конструкции сканеров АК-цементометрии более разнообразны. Их можно разделить, по крайней мере, на три обособленных группы:

1) сканеры

с

одним

совмещенным

преобразователем

приемник», вращающимся вокруг оси прибора;

2)

«излучатель­

сканеры с восемью

преобразователями «излучатель-приемник», установленными в корпусе

прибора неподвижно, по винтовой линии, через

мутальную плоскость;

3)

45°

в проекции на ази­

приборы с шестью парами преобразователей

«излучатель-приемнию>, установленными на близком расстоянии (мик­ розонды АК) на

6

выносных башмаках. Излучатели и приемники сосед­

них башмаков заменены местами. Башмаки (через один) размещены в двух горизонтальных плоскостях таким образом, что верхний излуча­

тель первого башмака (И J), верхний приемник второго (П 1), нижний

nриемник третьего (П2 ) и нижний излучатель четвертого башмака (И2) образуют короткий компенсированный измерительный зонд И1П1 П2И2

333

и т.д. Всего таких зондов

6;

они расположены под углом к оси прибора

и скважины, охватывая сегмент раскрытостью

60° [7, 20].

Все сканеры

АК-цементометрии оснащены дополнительным преобразователем «из­ лучатель-приемнию> для определения скорости упругой волны в жид­

кости, заполняющей скважину. Первичные данные сканеров АК-цементометрии включают время распространения и амплитуды упругой волны, отраженной от внутрен­

ней и внешней стенок обсадной колонны и стенки скважины, время ре­ верберации колонны, резонансную частоту колебаний колонны, интер­ вальное время распространения упругой волны в скважинной жидкости.

Эту информацию получают почти непрерывно приборами с вращаю­

щимся преобразователем «излучатель-приемник» (от минуту, до

45°

либо

18-32 опросов

60°

6-1 О

оборотов в

за один оборот) или в сегментах с раскрытием

другими приборами. Помимо первичных данных (обычно

это кривые затухания и ФКД), стандартные заключения зарубежных фирм содержат с теми или иными вариациями у разных фирм сведения о внутреннем диаметре и эксцентриситете колонны, ее толщине, наличии

интервалов внутренней и внешней коррозии, положении муфт и центра­ торов, карту распределения цемента за колонной с выделением верти­

кальных каналов, индекс сцепления цемента с колонной (в кг/см2). Часто, подобно тому как это делается для открытого ствола, изображение об­ садной трубы может быть представлено в псевдотрехмерном отображе­ нии, на котором видны дефекты

-

перфорационные отверстия, коррози­

онные воронки, следы выработки от движения бурильных труб или НКТ ит.п.

К сожалению, уровень решения перечисленных задач отечествен­

ными сканерами АК-цементометрии намного ниже. Сканер АВК-42 по­ зволяет получить лишь изображение внутренней стенки скважины и ее

дефектов (порывов, трещин, перфорационных отверстий). Сканер САТ-

4

обеспечивает измерение профиля колонны и отображение ее поверх­

ности. Линейная разрешающая способность СА Т-4 по дефектам внут­ ренней поверхности составляет

6 мм, абсолютная ±0, 7 мм [20].

погрешность измере­

ния внутреннего радиуса- не более

Настройку одноименных преобразователей на идентичность в усло­ виях эксплуатации аппаратуры цементометрии выполняют на установке

УПАК-2М. Для базовой калибровки аппаратуры акустического контро­

ля цементирования скважин на стадии ее эксплуатации применяют комплект волноводов КЭВ-АК или отдельную модель незацементиро­

ванной обсадной колонны.

334

Модель представляет собой отрезок стальной обсадной трубы с на­ ружным диаметром

146

мм и длиной

скважину глубиной не менее

5

5,5

м, установленный соосно в

м, обсаженную асбестоцементной тру­

бой с внутренним диаметром не менее

200

мм. Модель заливают ди­

зельным топливом или технической водой. При метрологической атте­

стации модели определяют интервальное время распространения д Тос и

коэффициент затухания а.ос упругих волн, распространяющихся по об­ садной колонне.

335

17.

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ

КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основной объем измерений при контроле разработки месторожде­ ний нефти и газа выполняется в стволе скважины, заполненной одно­ родной средой. Поэтому зонд (датчик) скважинной аппаратуры поме­ щается непосредственно в среду, параметры которой необходимо изме­ рить. К ним относятся температура, давление, расход жидкости, влаго­

содержание, плотность и удельное электрическое сопротивление. Изме­ рения указанных параметров выполняются методом прямых измерений. Технической основой МО скважинных термометров, манометров и расходомеров являются калибровочные установки, позволяющие вос­

производить температуру, давление или расход жидкости (или газа). В основу МО скважинных влагомеров, плотномеров и резистивиметров

положены

стандартные

образцы

состава

жидкости

(водонефтяная

эмульсия, жидкости различной плотности, водный раствор хлористого натрия).

Калибровку скважинных термометров, манометров и расходомеров выполняют, сличая их с образцовым термометром, манометром и рас­ ходомером соответственно, а калибровку влагомеров, плотномеров и

резистивиметров

-

методом прямых измерений физических величин,

воспроизводимых стандартными образцами. В производственных условиях выполняется контроль только харак­ теристик основной логрешиости аппаратуры (за исключением мано­ метров,

для

которых

предусмотрено

оценивание

индивидуальных

функций влияния температуры на погрешность). Основные сведения об аппаратуре контроля разработки месторождений нефти и газа приведе­

ны в табл.

54.

17.1. Метрологическое обеспечение термометров и манометров

Скважинные манометры nрименяют двух видов: измерительные системы, состоящие из скважинной и наземной частей, соединенных

геофизическим кабелем (табл.

54)

для измерения гидростатического

давления в стволе скважины и автономные (МГП-Зм, МГИ-1 в составе испытателей nластов) для определения nластового давления.

Таблица

54

Метрологические характеристики аппаратуры контроля разработки месторождений нефти и газа

Измеряемыйпараметр

Тип аппаратуры

Общий диапазон изме-

рений

д,р=

АГАТ-К-9-36

Темпера-

rypa

ДИНА-К КСАТ-12

Значения НМХ

(-10 + 250) ос (-10 + 120) ос

о)il""] =±О,ОО5°С;

СОВА-З КСАТ-7;

Давление

АГАТ-К9-36

Расход жидкости

'to

КСАТ-12

РД-150/60 ДИНА-К

=2С

(0, 1 + 60) МПа

КСАТ-12 ДИНА-К

±(0,5 + 2) ос;

о

бор

0,1

до

10 м/с

УАК-СТМ-

150/60, Конвектор

УАК-СТМ-

=±0,5%

150/60

(0, 1 + 80) МПа

(0,1 + 100) м 3/ч

Средства калибровки

д,р=

УАК-СР-60,

=±(0,5+0,04·Q)м 3/ч УПР-3

Влагосодержание

АГАТ-К9-36

УАК-СВ-60

(3 -:-60)%

Oop=±S%

(700 + 1200)

бор = ± 1О кг/м

н~ти Плотность жидкости

Удельное электрическое со-

лротивлениежидкости

ГГП-IМ, Квант,

ПЛ-1

кг/м

3

УАК-ПЖ, 3

УАК-рез,

РИС-42,

СОудель-

МРИ-38, РИСТ-42, КРИС-38,

СО плотности

(0,02 + 20) Ом·м

бор= =±[5+(р/рн-

КРИС-28

н ого

1)]

электрического со против-

Практически для всех скважинных манометров нормирована инди­

видуальная статическая функция преобразования, например, в виде за­ висимости выходного сигнала (частоты, длительности импульсов или

цифрового кода) от давления. Обычно для скважинных манометров нормированы пределы допускаемой основной относительной поrреш­ ности Оор· При этом предполагают, что случайная составляющая основ­ ной погрешности и вариация несущественны.

Скважинные термометры применяют для исследований естественно­ го теплового поля Земли (геотермия) и искусственных нестационарных теnловых полей для исследования технического состояния скважин и

решения задач контроля разработки месторождений нефти и газа. Ос-

337

новные

метрологические

представлены в табл.

характеристики

скважинных

термометров

54.

Наибольшее применение для контроля разработки получили высо­ кочувствительные термометры, к которым предъявляют высокие требо­ вания к чувствительности аппаратуры и случайным изменениям выход­ ного сигнала скважинного термометра, предел среднего квадратическо­

го

отклонения

ар( 11

)=

случайной

составляющей

погрешности

не

более

0,005°С; значение показателя тепловой инерции датчика t" в

перемешиваемой воде не более

Систематическая

2 с.

погрешность

измерений

температуры при этом не должна превышать

абсолютных значений

(0,5-1 )

0

С.

Причинами систематических погрешностей измерения температуры

являются:

1)

перегрев чувствительного элемента датчика термометра

проходящим через него током (джоулево тепло),

2)

перенос тепла меж­

ду элементами конструкции скважинного термометра (охранного кожу­ ха и чувствительного элемента датчика), термометра,

4)

3)

тепловая инерция датчика

изменение чувствительности датчика вследствие старе­

ния материала чувствительного элемента

Погрешности термометра, обусловленные двумя первыми фактора­ ми, уменьшают на стадии конструирования. Погрешность вследствие

инерционности зависит от скорости перемещения скважинного прибо­ ра, допустимые значения этой погрешности регламентируются соответ­

ствующими инструкциями по проведению исследований скважин. Ста­ рение материала чувствительного элемента датчика особенно заметно У термисторов. Уменьшение этой составляющей общей погрешности дос­ тигается путем периодической градуировки.

Погрешность градуировки зависит главным образом от разности температур между зонами размещения датчика рабочего и эталонного термометров. Эта погрешность минимальная при использовании эта­

лонного платинового термометра сопротивления, который возможно

разместить в непосредственной близости от чувствительного элемента рабочего термометров.

Скорость измерения температуры в термостате

dtldr

не должна вы­

зывать появление существенной динамической погрешности датчика эталонного термометра. При использовании инерционных ртутных эта­

лонных термометров для определения СКО случайной составляющей погрешности допускаемое значение dt/d-c должно быть не более 0,002°С/мин.

В скважинных термометрах первичными измерительными преобразо­ вателями являются термочувствительные резисторы, конденсаторы и др.,

в серийной аппара'I)'ре применяют в основн~м полупроводниковые тер­ мнеторы или терморезисторы из медной проволоки диаметром 0,020,03 мм. Чувствительный элемент датчика скважинного термометра по­ мещают в медную (латунную) трубку диаметром 1,5-3 мм, которая за­

щищена от механических повреждений фонарем с окнами, обеспечи­ вающими свободный доступ флюида к трубке. Медная трубка герметич­ но соединена переходной втулкой из материала низкой теплопроводно­

сти с корпусом скважинного прибора. Достоинством термисторов явля­ ется высокая чувствительность, но они имеют нелинейную функцию

преобразования и, как было отмечено выше, быстро стареют. Соnротив­ ление медных терморезисторов практически линейно изменяется в дос­

таточно широком диапазоне темпера'I)'р по закону

R20 -

R=R2o[l+a(t-20)J, где

сопротивление чувствительных плеч при температуре 20°С; а

-

темпера'I)'рный коэффициент сопротивления материала, из которого из­ готовлены плечи (для меди а=

0,003 lf'C); t -

измеренная температу­

ра, ос.

При измерении температуры через терморезистор проходит ток

1.

В

соответствии с законом Джоуля-Ленца nри прохождении тока через ре-

зистор выделяется тепло Qд

2

= 1 Rr:.

Количество тепла, которым терморезистор конвективно обменивает­ ся с окружающей средой

Рихмана

Qн

=а.. 't.

F. /).t,

определяется по формуле Ньютона-

Q8 , где

F-

поверхность теплообмена, м

2

;

а

-

2

коэффициент теплообмена, Вт/(м ·град); r: - продолжительность тепло­ обмена, с; М - установившаяся разность температур между стенкой терморезистора и окружающей средой. В состоянии теплообмена устанавливается тепловое равновесие ме­

жду датчиком температуры и близлежащим слоем флюида Qд = Qн М= Коэффициент

2

1 Rla.F.

теплоотдачи

в

неподвижном

воздухе

2

2

u = 20 Вт/(м ·град), в спокойной воде а = 600 Вт/(м ·град). При движе­ нии термометра коэффициенты теплоотдачи увеличиваются. В скважи­

нах, заполненных водой, при F

= l 000 мм ,

2

R

= 200 Ом, 1 = l О мА по­

греши ость за счет джоулева тепла составляет М= 0,03оС. Терморезисторы, используемые в приборах для измерения темпера­

туры, обычно питаются неболъшим электрическим током, чтобы тепло,

339

вьщеляемое терморезистором за счет джоулева эффекта, бьшо намного меньше тепла, получаемого от окружающей среды. При движении сре­

ды, окружающей терморезистор (или термометра относительно среды),

преобладает эффект сноса тепла потоком. В этом случае температура и сопротивление

терморезистора

определяются

в

основном

скоростью

потока окружающей среды. На этом принципе строятся приборы для измерения скорости движения жидких и газообразных сред анемометры или количества прошедшего газа или жидкости

-

термо­ термо­

электрические расходомеры.

Теоретический анализ тепловой инерции датчика термометра пока­ зывает, что переходная характеристика имеет три четко выраженные

стадии (рис.

76): 1) стадию

дорегулярного (неупорядоченного) режима,

характер и продолжительность которой определяются первоначальным

распределением температур тела (участок стадии невелика;

2)

I);

продолжительность этой

стадию регулярного режима, не зависящую от пер­

воначального распределения температуры датчика (участок дию выравнивания теплового равновесия (участок

III).

II); 3)

ста­

Влияние тепло­

переноса между датчиком и корпусом скважинного прибора отмечается присутствием в переходной характеристике участка Ша, длительность которого зависит от инерционности корпуса и конструкции датчика

(расстояния от чувствительного элемента до корпуса, теплопроводно­ сти и длины переходной втулки). Полное выравнивание температуры наступает теоретически через бесконечный, а практически

-

через дос­

таточно большой промежуток времени.

ln80

Рис.

76.

Изменение температуры терморезистора

при скачкообразном изменении температуры среды во времени

340

Основное время нагревания или охлаждения датчика занимает регу­ лярный режим. Тепловое состояние тела на этой стадии может быть описано уравнением

't

In е = - - + In е0 , 'tt

где е- относительная температура е =

(Tao-To)I(Ti-To), 'tt- теоретиче­

ское значение постоянной времени.

Участок регулярного режима графически отображается прямой ли­ нией в полулогарифмическом масштабе (рис.

76),

что позволяет экспе­

риментально определять постоянную времени 'tt преобразователя путем

измерения значений е через определенные промежутки времени. Дей­

ствительно, определив е 1 и е 2 , соответствующие моментам времени 'tt и 't2, можно найти

't2 - 'tl

=-~-~-

't

t

Ine -Ine 1

2

Однако действительное значение постоянной времени термометра в скважинных условиях отличается от значения 't1 nеледетвне неучиrы­

ваемого участка Ша переходной характеристики и различия условий

теплообмена (коэффициента теплоотдачи) датчика с окружающей сре­ дой в скважине и в процессе экспериментального определения постоян­ ной времени, что не позволяет с достаточной точностью рассчитывать допустимую скорость

перемещения термометра и динамическую по­

грешность.

Поэтому экспериментально определяют постоянную времени too при

бесконечно большом коэффициенте теплоотдачи а-+оо, а действитель­ ное значение tд определяют путем учета коэффициента влияния усло­ вий измерений.

Показатель тепловой инерции

"'"" термометра

определяют в переме­

шиваемой воде, в потоке воды или при струйном орошении датчика во­

дой. Скорость движения воды должна быть не менее чrобы найти показатель

"'"'' достаточно

1 м/с.

Для того

погружать в воду только датчик

термометра. Разность между температурами воздуха и воды не должна

превышать

10°С.

Для регистрации переходной характеристики к анало­

говому выходу термометра подключают быстродействующий регист­ рирующий прибор. Показатель t 00 равен времени изменения показаний прибора на

0,63

от полного изменения показаний при регистрации пе­

реходной характеристики. Схема установки для определения

ванной на этом принципе, изображена на рис.

"'""'

осно­

77. 341

1

2

з

4

5

1

·7

---Рис.

77.

Установка для определения показателя тепловой инерции 1'00 скважинных термометров, основанная на принципе

струйного орошения датчика:

1 - скважинный прибор, 2 - чувствительный элемент, 3 - коллектор, 4 сопла,

ная,

5 - кран пробковый, 6 - вентиль регулирующий, 7 8- сопло, 9- емкость сливная, 10- опора (призма)

Эталонные средства измерений

-

трубка байпас­

установка УАК-СТМ- 150/60 для

автоматической калибровки скважинных термометров и манометров, термостаты «Конвектор» и ТМ-250.

Для нахождения основной погрешности термометров с верхним пределом измерений до 150°С применяют жидкостные термостаты типа

«Конвектор» с естественной циркуляцией (конвекцией) теплоносителя

(рис.

78),

отличающиеся простой конструкцией термостата, высокой

надежностью работыинебольшими капитальными затратами. Характе­ ристики основной погрешности термометров определяют при погруже­

нии в термостат не только датчика, но и охранного кожуха СПТ, в ко­ тором заключены элементы электрической схемы.

Для определения основной погрешности термометров с верхними пределами измерения 200-250°С целесообразно применять термостаты

ТМ-200, ТМ-250, УТМ-УП250, основанные на передаче тепла путем

теплопроводности в металлическом термостатирующем блоке. Термо­

стат ТМ-250 (рис.

79) предназначен для реализации метода калибровки

термометров без охранного кожуха, что позволяет уменьшить габарит­ ные размеры и массу термокамеры, уменьшить затраты времени на

проведение калибровки. Установка УАК-СТМ-150/60 (рис.

IX)

предназначена для автомати­

зированной градуировки и калибровки скважинных термометров и ма-

нометров, метрологической обработки результатов измерений и оформ­ ления протоколов и сертификатов о калибровке. а

tf о.з"с

Н, м

.

2

, 2

.-:J

--"

1,5

-1

1,0ll

9

Рис.

78. Схема термокамеры термоетата Конвектор (а)

Рис.

1-

и распределение температуры по го экрана, ее длине (б):

1-

сосуд термокамеры,

79.

Термостат ТМ-250:

съемная крышка верхнего теплово-

2-

лового экрана,

2-

сква-

основание верхнего теn-

3-

фланец,

скважинного nрибора,

5-

4

-датчик

электронный

жинный прибор,

3 - термометр ТС- преобразователь скважинного прибора, 250, 4- чувствительные элементы 6 - нагреватель, 7 - образцовый тер­ мометр ТС-250 (без охранного кожу­ ха),

8- алюминиевый

блок,

9- основа­ 1О -

ние нижнего теnлового экрана,

крышка нижнего теплового экрана

Конструктивно установка состоит из термокамеры в виде стеклопла­ стиковой трубы с электронагревателями, циркуляционного насоса, бло­

ка воспроизведения гидростатического давления, блока управления, че­ тырех эталонных датчиков темпераrуры, одного датчика давления, ис­ полнительных механизмов и переопального компьютера.

Давление в камере создается помпой высокого давления и измеряет­ ся электронным манометром. Для ускоренного подогрева камеры через ее полость прокачивается теплоноситель из камеры с электронагревате­

лями и контрольным термометром. Для ускоренного охлаждения каме­ ры в установке предусмотрена возможность прокачивать через нее хо­

лодную водопроводную воду.

343

Установ ка УАК -СТМ-150/60 позволяет калибровать одновременно от одного до четырех скважинных приборов в зависимости от диаметра их корпуса. Программное обеспечение позволяет изменять настройки

точек контроля по температуре и давлению при его возрастании и убы­ вании (для оценки вариации показаний манометра). В процессе градуировки скважинного прибора происходит измере­ ние 13-ти параметров и расчет градуяровочных характеристик канала температуры и семейства характеристик канала давления по температу­ ре и определяются параметры этих характеристик.

При градуировке и калибровке автономных приборов обработка ре­ зультатов измерений выполняется после их извлечения из термокамеры

и считывания информации.

При работе установки автоматически формируется «Протокол ка­ либровки» и «Сертификат о калибровке» прибора по обоим каналам. Установ ка воспроизводит следующие параметры:

- температура в диапазоне от 1О до 150°С с пределами основной аб­ ±0, l о (на основе кремний-органической жидко­ сти до 150°С, масла- до 130°С или до l 00°С на освове воды); - гидростатическое давление в диапазоне от О до 60 МПа с пределами основной относительной погрешности ± О, l %; - длина камеры 2300 мм. солютной погрешности

Методика калибровки и градуировки термометров и манометров. Сначала собирают кассету из четырех (или трех, или двух) скважинных приборов (можно один) и подключают эталонные платиновые тер­ мометры непосредственно к каждому датчику температуры скважинно­

го nрибора и трубки от помпы (комnрессора) с маслом к каждому дат­ чику давления. Кассету с приборами помещают в термокамеру и запол­ няют ее водопроводной водой (тосолом, маслом). Последовательно

воспроизводят на установке температуру 20, 40, 60, 80, 100, 120° со скоростью изменения температуры в камере не более

2°

в минуту и ре­

гистрируют показания каждого скважинвого термометров в памяти компьютера. Одновременно при каждом указанном значении темпера­ туры автоматически последовательно воспроизводят на установке дав­

ление О, 5, l О, 20, 30, 40, 50, 60 МПа, а затем в обратном порядке (в сто­ рону уменьшения давления), и регистрируют показания каждого сква­ жинного манометра в nамяти компьютера.

Оценку основной абсолютвой погрешности А о,. измерений темпера­ туры и давления в каждой i-й точке контроля определяют по формулам:

344

~oi = Ti -Тэi;

(92)

~. =Р.-Р. Ol

где

li -

l

(93)

Эl

измеренное значение темпераrуры в i-й точке контроля; Тэi

эталонное значение темпераrуры в i-й точке контроля;

Pi -

-

измеренное

значение давления в i-й точке контроля при прямом и обратном ходе помпы при каждом значении темпераrуры; Рэi -

эталонное значение

давления в i-й точке контроля.

Прибор по каналам темпераrуры и давления признается годным к применению, если в каждой точке контроля полученная оценка абсо­

лютной погрешности, вычисленные по формулам

92 и 93, не превышает

нормированных значений, указанных в его nаспорте.

17.2. Метрологическое обеспечение расходомеров, дебитомеров Измерения расхода и дебита в скважинах выполняются с целью оп­ ределения nрофилей приемистости или профилей притока «работаю­ щих» пластов.

В настоящее время наиболее широкое распространение получили скважинные гидродинамические расходомеры с rурбинкой в качестве nервичного измерительного преобразователя (табл.

54).

Для выделения

работающих пластов как индикаторы притока в разрезе низкодебитных скважин применяются тепловые расходомеры (термоанемометры). Ре­ зультаты исследований скважин термоанемометрами существенно за­

висят от целого ряда факторов, пре~е всего от свойств и состава

флюида, заполняющего ствол скважины (вода, нефть, газ, газоконден­ сат). Метрологическое обеспечение этих расходомеров находится в ста­

дии разработки. В данной главе рассматриваются только вопросы мет­

рологического обеспечения гидродинамических расходомеров, дебито­ меров жидкости. Измеряемые параметры: расход воды в нагнетатель­

ных скважинах; расход (дебит) нефти (воды) в добывающих скважинах. Основные источники погрешности измерений расходомерами rур­

бинного тиnа: несовершенство nервичного измерительного преобразо­ вателя; высокий и нестабильный порог чувствительности, влияние на результат измерения темпераrуры и вязкости жидкости, несовершенст­

во пакера расходомера, которое приводит к неустойчивому изменению скорости потока жидкости через камеру расходомера.

345

Нормированы и подвергаются периодическому контролю только ха­ рактеристики основной логрешиости скважинных расходомеров. Влия­

ние вязкости флюида на результаты измерений расхода не оценивается. Влияние температуры на результаты измерений расхода не оценивают­

ся ввиду отсутствия соответствуюпцих методов и средств измерений. Вопросы влияния гидравлического сопротивления расходомеров также не изучены, и их входные импедансы не нормированы. Следовательно, не nредставляется возможным оценить границы возможных погрешно­

стей измерений расхода в рабочих условиях nрименения скважинных расходомеров.

За

нормальные условия

градуировки

скважинных расходомеров

nриняты следуюпцие: рабочая среда (носитель расхода)

-

по ГОСТ

0

2874-82;

питьевая вода

температура воды и воздуха (20±5) С. Калибровку

расходомеров выполняют в таких же условиях.

В качестве эталонов используются расходамерные установки, по­

зволяюпцие воспроизводить расход жидкости в диапазоне О, 1-100 м 3 /ч с пределами

О0р =

+ 1,5%.

допускаемой

основной

относительной

логрешиости

При этом калибровка рабочих СИ (скважинных расходоме­

ров) производится методом прямых измерений.

В расходамерных установках циркуляционного типа рабочая жид­ кость (питьевая вода) через стабилизатор расхода подается с помопцью

насоса в испытательный участок (камеру воспроизведения расхода), в котором располагается калибруемый скважинный расходомер, и далее через эталонный расходомер поступает в сливной резервуар.

Испытательный участок выполняют в виде последовательно соеди­

ненных двух труб с внутренним диаметром

146

и

168

мм. Причем в ка­

ждой из труб поток воды может быть как восходяпцим (для дебитоме­ ров), так и нисходяпцим (для расходомеров).

В качестве эталонов применяют индукционный расходомер ИР!, дистанционный турбинный расходомер ТДР, расходомер перепада дав­

ления, в котором используются набор диафрагм и дифференциальный манометр, образцовые мерники и измерители временных интервалов. Для калибровки скважинных расходомеров в автоматическом режи­

ме применяется установка УАК-СР-60. Конструктивно она состоит из трех пар нержавеюпцих труб разного внутреннего диаметра, соединен­

ных последовательно в единую гидравлическую цепь (рис. Х). Трубы подключены к насосу и эталонному расходомеру. Имеются блоки про­ граммнога и ручного управления.

Установка воспроизводит следуюпцие параметры:

346

-расход воды в нагнетательных скважинах (в трубах) с внутренним

диаметром 152, 130 и 54 мм в диапазоне от 0,1 до 60 м 3 /ч с пределами основной относительной логрешиости ± 0,5%; - расход (дебит) воды в добывающих скважинах (в трубах) с внут­ ренним диаметром 152, 130 и 54 мм в диапазоне от 0,1 до 60 м 3/ч с пре­ делами основной относительной логрешиости ± 0,5%; Калибровку расходомеров выполняют в следующей последователь­ ности. Сначала скважинный расходомер размещают в одной из шести труб и подготавливают установку к измерениям. Регулируя частоту то­ ка питания электронасоса, плавно устанавливают максимальное значе­

ние расхода воды. Через прозрачную трубку наблюдают за проскакива­ нием пузырьков воздуха до их полного исчезновения, что свидетельст­

вует о готовности установки к работе. Воспроизводят последовательно значения расхода 0,5; 1О; 20; 30; 60 м 3 /ч, и регистрируют показания скважинного расходомера в памяти компьютера. Измерения повторяют, размещая скважинный расходомер во всех трубах, диаметры которых подходят для выполнения планируе­ мых скважинных измерений, и регистрируют показания расходомера в памяти компьютера. Используя прежнюю градунравочную характери­

стику калибруемого расходомера для заданного диаметра колонны, оп­ ределяют измеренные значения расхода.

Оценку основной абсолютной логрешиости 'l1.oi измерений расхода в каждой i-й точке контроля определяют по формуле:

(94) где Q; - измеренное значение расхода в i-й точке контроля; Q;, - эта­ лонное значение расхода в i-й точке контроля.

Расходомер признается годным к применению, если в каждой точке контроля полученная оценка абсолютной погрешности, вычисленная по

формуле

65,

не превышает нормированных значений, указанных в его

паспорте.

17.3.

Метрологическое обеспечение влагомеров

Измерения влагомерами основаны на зависимости изменения емко­

сти конденсатора от диэлектрической проницаемости среды между его обкладками. Относительная диэлектрическая проницаемость жидкости

в стволе скважины может изменяться от 2 (нефть) до 80 (вода). Изме­ ряемый параметр скважинных влагомеров - влагасодержание нефти.

347

Скважинные влагомеры нефти представляют собой LС-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Частота выходного сигнала влагомера зависит от со­ держания воды и нефти. Статическая функция преобразования влаго­ мера индивидуальная. Индивидуальность градуировочной характери­

стики обусловлена разными физическими свойствами нефтей на разных месторождениях.

Основные источники погрешности скважинных измерений влагасо­

держания нефти следующие: отличие структуры и дисперсности водо­ нефтяной смеси в скважинах от структуры эмульсии при градуировке влагомера; влияние температуры; влияние изменения напряжения пи­ тания.

В качестве нормальных условий градуировки скважинных влагоме­

ров нефти приняты следующие: безводная нефть (солярка), вода питье­ вая по ГОСТ

2884-82, температура окружающего воздуха (20 ± 2) ос; (220 ± 5) В. Эталонное средство измерений - установка УАК-СВ-60 для калиб­

напряжение питания

ровки скважинных влагомеров нефти. Установ ка предназначена для ка­

либровки скважинных влагомеров нефти в автоматическом режиме. Конструктивно она состоит из нержавеющей емкости для воды и пла­ стиковой трубы, заполненной дизельным топливом, в которой размеща­

ется скважинный прибор, эталонного датчика влагасодержания нефти, электронасосов для создания эталонной эмульсии (рис.

XI).

Установка

имеет систему дегазации воды при попадании в нее воздуха после за­

правки расходомера. Она позволяет калибровать один скважинный рас­

ходомер с диаметром корпуса

36 мм и 42 мм последовательно в каждой

из шести труб. Имеются блоки программнога и ручного управления.

Программное обеспечение позволяет произвести настройки любых то­ чек контроля в заданном диапазоне влагасодержания нефти.

Установка воспроизводит влагасодержание нефти в диапазоне от О до 60% с пределами основной относительной погрешности ± 0,5%. Градуировку и калибровку влагомеров выполняют в следующей последовательности. Сначала влагомер размещают в камере с эмульси­

ей и подготавливают установку к измерениям. Включают насосную систему и воспроизводят последовательно значения влагасодержания

нефти О;

0,5; 10; 20; 30; 60%.

Регистрируют показания скважинного влагомера в памяти компью­ тера. В процессе градуировки скважинного прибора происходит по­

строение шести градуировочных характеристик канала расхода воды

для трех значений внутреннего диаметра скважины при потоках вниз и вверх (для условий нагнетательных и добывающих скважин).

348

При выполнении калибровки после регистрации показаний сква­ жинного влагомера в памяти компьютера, используя прежнюю градуи­

ровочную характеристику калибруемого влагомера, определяют изме­ ренные значения влагосодержание нефти.

Оценку основной абсолютной погрешности

J. . измерений влагосо­ ш

держания в каждой i-й точке контроля определяют по формуле:

(95) где

wi -

измеренное значение влагосодержания в i-й точке контроля;

Wэг эталонное значение влагосодержания в i-й точке контроля.

Влагомер признается годным к применению, если в каждой точке контроля полученная оценка абсолютной погрешности, вычисленная по

формуле

66,

не превышает нормированных значений, указанных в его

паспорте.

17.4. Метрологическое обеспечение плотномеров Измерения плотности жидкости радиоактивными методами основа­ ны на зависимости поглощения и рассеяния гамма-квантов, излучаемых

ампульным источником, от плотности жидкости. Чем больше плот­ ность, тем меньшее количество гамма-квантов попадает в детектор и меньше частота следования импульсов на выходе гамма-плотномера.

Измерения плотности выполняются с целью определения состава смеси в скважине.

Основные источники погрешности измерений плотности жидкостей скважинными гамма-плотномерами следующие: отличие реальных ус­

ловий измерений от условий градуировки (неоднородность газожидко­ стной среды, влияние температуры); влияние естественного гамма­ излучения; инерционность измерительного канала плотномера.

В качестве нормальных условий градуировки гамма-плотномеров

приняты следующие: внутренние диаметры стальных обсадных колонн

146 и 168 мм; температура окружающего

воздуха (20±5) С.

0

В качестве исходных эталонов используются ареометры с ценой де­

ления

1 кг/м 3 , с помощью которых методом прямых измерений опреде­

ляют плотность стандартных образцов жидкости, являющихся рабочи­ ми эталонами для скважинных гамма-плотномеров.

Ниже приведены значения плотности стандартных образцов при градуировке и калибровке скважинных гамма-плотномеров

349

Стандартные образцы

Б,

Стандартные образцы

Б,

плотности

кг/м3

плотности

кг/м3

Семяльна

630 670 800

Бензин Солярка (или нефть) Смесь этилового

спирта

с

гли-

900

це~ином

Питьевая вода

998

Этиленгликоль

1113

Раствор хлористого натрия

1100

Раствор хлористого натрия

1200

В качестве емкости для СО плотности жидкости используются ци­

линдрические стаканы, изготовленные из обсадных колонн с внутрен­ ним диаметром

146

мм (или

168

мм) и высотой не менее

800

мм. Зонд

скважинного гамма-плотномера располагается в середине образца та­ ким образом, чтобы жидкость выше и ниже зонда (источника и детек­ тора) на

200 мм

и более заполняла объем цилиндра. Перед погружением

зонда в очередной образец плотности его тщательно промывают бензи­ ном и протирают.

Градуировку гамма-плотномера выполняют в следующей последо­ вательности:

•

измеряют гамма-плотномером заданные значения плотности, вос­

производимые стандартными образцами плотности жидкости (бд;), не менее чем для пяти значений плотности, включая начало и конец диапа­

зона измерений

не менее

3

( 1 ~ i ~ 6); для

каждого значения плотности фиксируют

раз частоту следования импульсов («скорость счета»)

Iu

в

имп./мин; при этом в каждом цикле время t; измерений должно быть та­ ким,

чтобы

число

NiJ ~ 40 тыс.имп.;

ло импульсов в минуту

•

импульсов

на

выходе

гамма-плотномера

частота следования импульсов определяется как чис­

IiJ= Nyl t;;

средние значения частоты следования импульсов в каждой точке

градуировочной характеристики определяют по формуле:

J;

l

=-;; "'J

ij,

где n - число измерений плотности, воспроизводимой стандартным об­ разцом;

• для каждого полученного результата ~ определяют отношение