(_ор)_н - пределы допускаемой основной относительной погрешности наземного преобразователя (наземной панели);

_р (Т) - граничная функция влияния температуры скважинной среды на погрешность скважинного преобразователя (зонда) аппаратуры;

(_рт)_н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя в интервале температур от +10 до +45 С;

(_pu)_c - наибольшие допускаемые изменения погрешности скважинного преобразователя при изменении напряжения (или тока) питания в установленных пределах;

(_pu)_н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя при изменении напряжения питания сети переменного тока в интервале от 200 до 240 В;

- пределы основной относительной погрешности каротажного регистратора, содержащего аналого-цифровой преобразователь (АЦП) в измерительном канале.

Если случайная составляющая погрешности канала существенна, то вместо характеристик основной погрешности могут быть нормированы характеристики составляющих основной относительной погрешности (_оsр - предел допускаемой систематической составляющей основной относительной погрешности и _{р о} - предел допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной относительной погрешности).

Формула для определения доверительных границ относительной погрешности скважинной аппаратуры в реальных условиях ее эксплуатации имеет следующий вид:

, (1)

где =1,1 при доверительной вероятности Р = 0,95 (по ГОСТ 8.207-76);

(_ор)_с , (_ор)_н , _р (Т_с) , (_рт)_н , (_рu)_с , (_рu)_н , _рreg - нормированные значения характеристик относительной погрешности скважинной и наземной частей аппаратуры, - нормированное или оцененное значение дополнительной относительной погрешности, обусловленной i- м из m существенно влияющих факторов.

Полученные доверительные границы погрешности аппаратуры используются для представления результатов измеренных значений параметра в виде доверительного интервала для истинного значения измеряемого параметра по формулам:

или . (2)

Предварительные расчетные оценки доверительных границ абсолютной инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин для фиксированных скважинных условий показаны в табл. 3.

Таблица 3 - Расчетные оценки доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин

Таким образом, метрологической основой повышения точности измерений параметров пластов и скважины является выявление и исключение систематических составляющих основной и дополнительных погрешностей аппаратуры. Доверительные границы погрешности выполненных измерений параметров пластов и скважин после введения всех известных поправок могут быть вычислены при наличии комплекса НМХ аппаратуры и измеренных значений влия-ющих факторов при условии выполнения ограничений применимости МВИ.

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

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

Обычно в качестве геофизических эталонов параметров пластов принимают стандартные образцы (СО) состава и свойств горных пород, пересеченных скважиной. Наличие скважины дает основание считать среду, находящуюся в поле зонда, неоднородной, а показание аппаратуры в СО - кажущимся значением параметра. Однако, если геометрические размеры скважины и свойства вещества в ней неизменны, то изменения показаний аппаратуры зависят только от свойств однородного пласта. Если в качестве измеряемого параметра принять изменяющийся параметр этого пласта и построить градуировочную характеристику в виде зависимости выходного сигнала от параметра пласта, то нет оснований измеренное значение параметра считать «кажущимся» для заданных параметров скважины при выбранных нормальных условиях измерений.

Поэтому допускается создавать ряд эталонов параметра пласта для разных значений параметров, отражающих нормальные условия измерений. В этом случае для одного зонда аппаратуры с помощью имеющегося ряда эталонов строится семейство градуировочных характеристик, каждая их которых выбирается применительно к соответствующим условиям скважинных измерений. При этом единство измерений не нарушается, поскольку параметры пласта и скважины каждого эталона определяются с использованием средств измерений, заимствованных из государственных поверочных схем, по единым аттестованным методикам выполнения измерений его аттестуемых характеристик.

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

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

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

В качестве эталонов единиц коэффициента пористости и плотности карбонатных пластов горных пород, начиная с 1981 г., используется ряд стандартных образцов состава и свойств горных пород, пересеченных скважиной диаметром 196 мм с хлоросодержанием в пласте и скважине 0 г/л при температуре 20±2 ^оС.

При непосредственном участии автора создан новый расширенный комплекс эталонных моделей пластов для построения семейства градуировочных характеристик аппаратуры НГК, ННКт и ННКнт. Аттестованные значения коэффициента пористости и плотности и основные технические характеристики государственных СО (ГСО) и СО предприятия (СОП) приведены в табл. 4.

Таблица 4 - Аттестованные значения коэффициента пористости и плотности и основные технические характеристики ГСО 8784-2006 и СОП

Они внесены в Государственный реестр стандартных образцов в виде СО пористости и плотности карбонатных и песчаных горных пород, пересеченных скважиной. На рис. 2 показаны фотографии общего вида участка эталонов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, и вставок в них.

Вставки предназначены для построения градуировочных характеристик аппаратуры НК при измерениях через обсадную колонну. Они также могут быть использованы для оценки влияния плотности горных пород на показания канала интегрального плотномера для аппаратуры СГДТ-НВ при определении плотности цемента в заколонном пространстве.

а б

Рис. 2. Фотографии общего вида участка эталонов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной (а) и вставок в скважины (б), моделирующих зацементированные обсадные колонны для аппаратуры НК И СГДТ.

Анализ семейства градуировочных характеристик, построенных для аппаратуры НК с использованием данного комплекса СО, показывает, что при одинаковом относительном выходном сигнале измеренные значения К_п могут отличаться до 10% в абсолютных единицах коэффициента пористости. Например, измерения аппаратурой СРК-73 в чистых песчаниках с градуировочной характеристикой, построенной для чистых известняков, приводит к занижению результата измерений К_п на 5% в абсолютных единицах. Хлоросодержание 25 г/л в чистом песчанике приводит к завышению результата измерений К_п на 3% при пользовании ГХ для чистого песчаника с пресной водой, а при 150 г/л это завышение составляет 7% в абсолютных единицах.

Развитие системы метрологического обеспечения аппаратуры СГДТ-3 и СГДТ-НВ происходило поэтапно. Первые простейшие «поверочные» установки УПТП-1 и УПТП-2 были построены в 1975 г на основе необработанных обсадных колонн. Они воспроизводили три значения плотности стеклянными шариками и водой (1000±2; 1550±50; 1950±50 кг/м³) за колоннами диаметром 146 и 168 мм толщиной стенок 8,0±0,6 мм и по три значения толщины стенки колонн.

Недостатком этих установок была высокая неоднородность плотности за счет неравномерной упаковки шариков у стенки колонны и существенная неравномерность толщины колонны по периметру и по ее длине.

Новый комплекс эталонов, воспроизводящих параметры обсаженных скважин должен был обеспечивать выполнение следующих требований. Во первых, необходимо воспроизведение трех значений толщины стенки колонны при разных значениях плотности вещества за колонной и три значения плотности вещества в затрубном пространстве при трех значениях толщины стенки колонны. Выполнение этого требования позволяет построить минимально необходимое семейство градуировочных характеристик с коррекцией канала интегрального плотномера по толщине стенки колонны. Во вторых, должна обеспечиваться возможность коррекции каналов интегрального и селективного плотномера за влияние плотности пластов горной породы при разных значениях эксцентриситета колонны.

Новые эталоны единиц толщины стенки труб и плотности вещества в затрубном пространстве для градуировки аппаратуры СГДТ и ЦМ созданы в виде стандартных образцов плотности вещества (бесконечной однородной среды плотностью 1000, 1650 и 2050 кг/м³), в которой расположены стальные трубы разного диаметра и толщины стенки. Диаметр труб выбирался из ряда 114, 127, 146, 168, 178, 219, 245, 324 и 430 мм толщиной стенок 5-6, 7-8 и 9-11 мм. Таким образом, градуировка этой аппаратуры осуществляется по результатам измерений, выполненных в девяти точках контроля в сочетании трех толщин и трех плотностей для каждого диаметра колонны. Градуировочная характеристика канала интегрального плотномера строится в виде нелинейной функции двух переменных - зависимость плотности от выходного сигнала плотномера и толщины стенки колонны, измеренной каналом толщиномера.

Для оценки влияния плотности пласта горной породы на показания аппаратуры СГДТ-НВ созданы модели обсаженных скважин МОС-1 (с портланд-цементом) и МОС-2 (с гельцементом) - эталоны единиц параметров структуры «пласт-цемент-колонна» при бездефектном цементировании колонны 146 мм в скважине диаметром 216 мм с эксцентриситетом равным нулю. Модели обсаженной скважины МОС-3 и МОС-4 предназначены для воспроизведения параметров цементирования колонны диаметром 146 мм в скважине диаметром 216 мм с эксцентриситетом равным нулю при наличии типового дефекта «канал» с углом раскрытия 60 ^о. Конструктивно эти четыре модели выполнены в виде параллелепипеда из бетона плотностью 2100 кг/м³ высотой 4,0 м и поперечным сечением площадью около 1 м². Толщина стенки колонны 8,0±0,5 мм. Водоцементное отношение портланд и гельцемента равно 0,5, неоднородность плотности цемента 0.2 %. Модель МОС-5 отличается от модели МОС-1 тем, что пласт горной породы выполнен на основе мраморного блока плотностью 2700 кг/м³. Модели МОС-1 - МОС-5 пригодны также для изучения влияния плотности цемента, плотности породы и канала с углом раскрытия 60^о на показания аппаратуры акустического контроля качества цементирования скважин.

Кроме того, для аппаратуры СГДТ-НВ и СГДТ-100 были созданы две модели обсаженной скважины МОС-6 (в мраморном блоке) и МОС-7 (насыпная) - специальные эталоны единиц параметров структуры «пласт-цемент-колонна» с типовым дефектом цементировании «канал» с углом раскрытия 0є, 45є и 90є за колонной диаметром 146 мм и 168 мм для тампонажных материалов плотностью 1550 кг/м³ и 1850 кг/м³. В скважины диаметром 216 мм обеих моделей вставляются сменные зацементированные портланд- и гельцементом колонны диаметром 146 мм и 168 мм толщиной стенки 8 мм.

Эталон единицы микрозазора между колонной диаметром 146 мм (толщина стенки 8 мм) и пртланд-цементом выполнен в виде модели обсаженной скважины МОС-8 с типовым дефектом цементировании скважин «микрозазор». Эталон воспроизводит зазор от 0 до 50 мкм для аппаратуры акустического контроля цементирования скважин. В основу работы этого эталона положено изменение диаметра колонны при создании давления внутри колонны.

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

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

Градуировка - процедура построения градуировочной характеристики (ГХ) измерительного канала аппаратуры и определение коэффициентов выбранной функции преобразования. Калибровка - процедура периодического контроля стабильности этих коэффициентов во времени.

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

Обычно градуировочная характеристика измерительного канала аппаратуры представляет собой линейную или нелинейную зависимость измеряемого параметра от выходного сигнала в нормальных условиях. Однако для некоторых видов скважинной аппаратуры влияющие факторы настолько существенны, что требуется семейство ГХ при разных значениях этих факторов.

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

, (3)

где и - основные числовые коэффициенты; и - корректирующие температурные коэффициенты.

При градуировке канала интегрального плотномера аппаратуры СГДТ-НВ с использованием СО плотности вещества в затрубном пространстве целесообразно строить ГХ в виде нелинейной зависимости плотности от относительного выходного сигнала и толщины стенки колонны :

, (4)

где , , и - коэффициенты полинома второй степени; - корректирующая функция по толщине стенки труб в виде нелинейной зависимости выходного сигнала интегрального плотномера от толщины стенки колонны:

, (5)

где - относительный выходной сигнал плотномера при номинальной толщине стенки колонны; , , и - коэффициенты корректирующего полинома.

Для принятия решения о переградуировании аппаратуры необходимы обоснованные количественные критерии. Если каждый раз при метрологическом контроле аппаратуры принимать только новые коэффициенты ГХ, то остаются бесконтрольными показатели точности измерений, выполненных с использованием старой ГХ. Поэтому при калибровке аппаратуры необходим анализ показателей ее достоверности и качества, которые зависят от полученных оценок погрешности и от соотношения нормированных характеристик погрешности калибруемой аппаратуры и калибровочного оборудования. Эти показатели отражают правильность и достоверность отбраковки скважинной аппаратуры в результате ее метрологических испытаний.

Любая методика выполнения калибровки аппаратуры всегда предполагает использование эталонных средств измерений, вносящих в результаты калибровки погрешность, называемую погрешностью калибровки. Качество калибровки будет тем выше, чем ниже погрешность калибровки и, следовательно, меньше ошибок в оценке годности аппаратуры. Поэтому имеется вероятность Р 0 признать годной в действительности негодную аппаратуру или забраковать заведомо годную. При проведении калибровки будем рассматривать два показателя. Первый - показатель достоверности калибровки () - разность между единицей и вероятностью принятия негодной калибруемой аппаратуры в качестве годной. Этот показатель назовем «степенью годности». Второй показатель () является показателем качества калибровки - отношение предела погрешности калибруемой аппаратуры к пределу погрешности эталонного средства измерений, применяемого для калибровки. В геофизической практике погрешности калибровочного оборудования лишь в два - три раза меньше нормированных характеристик погрешности геофизической аппаратуры. В этих условиях качество калибровки низкое и ее показатели должны быть контролируемы.

Функциональная связь показателя с оценкой погрешности калибруемой аппаратуры определяется формулой

(6)

где - плотность распределения вероятности появления погрешности аппаратуры в интервале ; - нормированный предел погрешности аппаратуры; - нормированный предел погрешности калибровочной установки.

Однако плотность распределения вероятности появления погрешности аппаратуры в интервале определить экспериментально чрезвычайно трудно. Выберем законы распределения плотности вероятности появления погрешности калибруемой аппаратуры и калибровочной установки в интервале равномерными. Тогда композиция этих двух равномерных законов распределения погрешностей будет описываться треугольным законом распределения плотности вероятности совместного появления погрешности аппаратуры и установки в любой точке интервала . Тогда кривую степени годности Р_Годн аппаратуры можно представить следующим графиком функции, рис. 3.

Рис. 3. График функции «степени годности» аппаратуры при ее калибровке

При оценке показателя достоверности калибровки аппаратуры нас интересует только зона 2 «Возможно годен» на рис. 3 с областью нахождения оценки погрешности аппаратуры . Зона 3 - «Возможно не годен».

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

%. (7)

Показатель в интервале от 50% до 0% не рассматривается, так как при калибровщик аппаратуры сразу выполнит ее отбраковку.

По результатам калибровки индивидуально-градуируемой аппаратуры метрологическая служба принимает одно из трех решений: 1) оставить прежние коэффициенты градуировочной характеристики; 2) переградуировать - принять новые коэффициенты; 3) признать аппаратуру негодной и направить ее в ремонт. Общие критерии для этого приведены в табл. 5.

Таблица 5 - Общие критерии для принятия (выбора) решения при калибровке

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 4. Вид рабочего окна программы обработки данных при градуировке и калибровке аппаратуры стационарного нейтронного каротажа.

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

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

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

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

На рис. 5 приведены фотографии некоторых программно-управляемых установок для калибровки скважинной аппаратуры по технологии № 1.

Особенностью установки УАК-СИ (рис. 5а) является наличие привода вращения инклинометра по трем осям с дискретностью воспроизведения углов до 0,5 угловой минуты с пределами абсолютной погрешности до ±3 угловых минут. Установки УАК-Кав-700 (рис. 5б) позволяют оценивать вариацию (люфты) каверномеров-профилемеров. Установки УАК-СР (рис. 5в) имеют систему удаления воздуха из гидравлического канала. Установка УАК-СВ-60 (рис. 5г) позволяет создавать однородную водонефтяную эмульсию.

а б

в г

Рис.5. Фотогрфии установок для автоматизированной калибровки: а - магнитометрических и гироскопических инклинометров; б - каверномеров; в - расходомеров воды; г - влагомеров нефти.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

На основании выполненных автором исследований получены следующие результаты:

1. Обобщены известные и созданы новые элементы метрологических основ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин для обеспечения их единства и требуемой точности. Подготовлены условия для достижения такого состояния скважинных измерений в отечественной геофизике, когда для каждого измеренного значения параметра пласта и скважины можно указывать доверительные границы погрешности.

2. Обоснована необходимость и создан способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины для установления ограничений применимости МВИ этих параметров в процессе их стандартизации и аттестации на геофизических предприятиях.

3. Обоснован необходимый и достаточный комплекс нормируемых метрологических характеристик применительно к каждому измерительному каналу скважинной геофизической аппаратуры. Разработана методика расчета доверительных границ инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений в реальных условиях ее применения по нормированным метрологическим характеристикам скважинной и наземной составных частей СГА.

4. Усовершенствована и реализована на практике новая система передачи размеров единиц измеряемых параметров пластов и скважины с применением физических моделей пластов и скважины, построенных непосредственно на производственных геофизических предприятиях.

5. Обоснован, создан и исследован комплекс новых эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, для аппаратуры НК и ГГК, применяемой на нефтегазовых месторождениях. Комплекс эталонов позволяет строить индивидуальные градуировочные характеристики скважинной геофизической аппаратуры для разных геолого-технических условий. Создана методика контроля стабильности этих первичных и вторичных эталонов во времени с использованием зондов-компараторов. Организован серийный выпуск вторичных эталонов пористости и плотности для производственных предприятий.

6. Обоснован, создан и исследован комплекс эталонных моделей обсаженных скважин для воспроизведения единиц параметров, отражающих герметичность колонны и зацементированного затрубного пространства на нефтегазовых месторождениях, а также создана система передачи размеров этих единиц скважинной геофизической аппаратуре гамма-акустического контроля цементирования нефтегазовых скважин на основе калибровочных схем.

7. Разработан и организован для геофизических предприятий серийный выпуск комплекса новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, термометров, манометров, расходомеров, влагомеров нефти, резистивиметров и плотномеров жидкости. Их внедрение обеспечило высокое качество метрологического контроля указанной аппаратуры за счет исключения субъективных погрешностей измерений, применения современных микропроцессорных технологий и средств измерений, а также за счет использования обоснованных критериев оценки достоверности калибровочных работ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

Монографии

1. Блюменцев А.М., Калистратов Г.А., Лобанков В.М., Цирульников В.П. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин// М. Недра, 1991. -266с.

2. Широков В.Н., Лобанков В.М. Теоретические основы метрологии геофизических исследований скважин. Учебное пособие/ М.- РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, - 1996.-118с.

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

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

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

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

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК:

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

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

9. Лобанков В.М., Святохин В.Д. Эталонные модели пластов и скважин для нефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело.- Том 5.- № 2. - 2007.-С.71-76.

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

11. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Подковыров А.В. Метрологическое обеспечение инклинометрии и глубинометрии нефтегазовых скважин// Бурение и нефть.- 2005.-Июль-август.-С.26-27.

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

13. Хамитов Р.А., Антонов К.В., Лобанков В.М. Задачи МЦ «Урал-Гео» при геологическом изучении недр// Научно-технический вестник «Каротажник».-2003.-№ 3.-С.56-61.

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

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

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

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