Разработка канала для комплексной скважинной аппаратуры

3) SF (регистр цифрового фильтра с «SINC»-характеристикой). Значение, записываемое в этот регистр, используется для установки коэффициента деления основной частоты при установке частоты обновления выходных данных модулей основного и дополнительного АЦП.

Частота потока выходных данных рассчитывается следующим образом:

(3.23)

где f_ADC - поток данных на выходе АЦП (частота модификации выхода);

f_MOD =32768 Гц - опорная (тактовая) частота модулятора;

SF - десятичное значение содержимого регистра SF.

Примеры значений SF и соответствующих им частот (f_ADC) и времени (t_ADC ) преобразования АЦП показаны в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Соответствие между значениями SF и частотами преобразования АЦП

SF	fADC, Гц	tADC , мс
13	103,3	9,52
69	19,79	50,34
255	5,35	186,77

На рис. 3.5 показана графическая зависимость ослабления помехи нормального вида для частоты входного сигнала 50 Гц от десятичного содержимого регистра SF. Пользуясь графиком, можно определить, что наименьшее влияние на точность измерений сетевых наводок с частотой 50 Гц будет обеспечиваться при десятичных значениях SF, равных 81 и 245.

Исходя из данных таблицы, выбираем значение цифрового фильтра SF, равным 81. Далее найдем частоту потока выходных данных и время преобразования АЦП:

(3.24)

(3.25)

Амплитудно-частотная характеристика фильтра при частоте F=50 Гц

Рис. 3.5

При осуществлении преобразований оба модуля АЦП для минимизации ошибок смещения, используют цикл стабилизирующего прерывания. Это означает, что время первого цикла преобразований для циклического режима работы АЦП увеличивается в два раза и составляет [8].

4) ICON (регистр управления источниками тока) используется для управления и конфигурации вариантов включения встроенных источников тока. Биты BO, ADC1IC и ADC0IC сбрасываются для выключения обоих источников тока контроля и токовой коррекции основного и дополнительного АЦП. В бит с именем I2PIN записывается 0 для подачи источника тока 2 (200 мкА) на внешний контакт 4 (Р1.3/AIN5/IEXC2). В I1PIN записывается 1 для подачи источника тока 1 на тот же контакт 4. I2EN и I1EN - биты разрешения источников тока 2 и 1 соответственно. В них записывается по единице. Таким образом, на контакт 4 подается ток 400 мкА.

4. Математические модели измерительных каналов

4.1 Математическая модель первичного преобразователя температуры

При использовании термисторов важным вопросом, от решения которого существенно зависит точность измерения температуры, является выбор математической модели термистора.

Наиболее простой из моделей, используемых для термисторов с отрицательным ТКС, является следующая:

(4.1)

где - сопротивление термистора при температуре Т;

Т - абсолютная температура;

А и В - постоянные коэффициенты [4].

Из формулы (4.1) может быть получена более удобная обратная математическая модель (Модель 1):

(4.2)

где - сопротивление термистора при температуре Т;

Т - абсолютная температура;

и - постоянные коэффициенты.

В каталоге продукции BetaTHERM рекомендуется более сложная модель (Модель 2):

 (4.3)

где - сопротивление термистора при температуре Т;

Т - абсолютная температура;

, , - постоянные коэффициенты [6].

В измерительных приборах и системах, разрабатываемых и выпускаемых НТЦ «ГеоПАЛС», применяется еще более сложная математическая модель термистора (Модель 3):

(4.4)

где - сопротивление термистора при температуре Т;

Т - абсолютная температура;

, , , - постоянные коэффициенты.

Для сравнения моделей 1, 2 и 3 были использованы таблицы [6], представляющие собой градуировочные характеристики термисторов из различных материалов, выпускаемых фирмой BetaTHERM. Ниже приводятся результаты анализа для термисторов из материала № 7 (из этого материала изготовлены миниатюрные microchip, используемые в приборах НТЦ «ГеоПАЛС»).

В диапазоне температур (0...100) ?С были методом наименьших квадратов определены постоянные коэффициенты для каждой из моделей 1, 2, 3, определены погрешности аппроксимации во всех точках диапазона температур (через 5 ?С) и максимальная погрешность аппроксимации.

Зависимости погрешности от температуры для моделей 1, 2, 3 представлены на рис. 4.1. Анализ этих графиков показывает, что модель 1 и модель 2 имеют существенные систематические погрешности. В то же время отклонения данных от модели 3 имеют случайный характер, а следовательно дальнейшее усложнение модели нецелесообразно. Максимальная погрешность для модели 1 составляет 0,6 ?С, для модели 2 - 0,25 ?С, для модели 3 - 0,012 ?С, причем погрешность для модели 3 имеет случайный характер и определяется главным образом погрешностью получения исходных экспериментальных данных.

Таким образом, наилучшей математической моделью термистора является модель 3. Аналогичные выводы получены при анализе характеристик термисторов фирмы BetaTHERM, изготавливаемых из других материалов.

Графики зависимости погрешности от температуры для моделей 1, 2, 3

Рис. 4.1

Модель 3 содержит четыре постоянных коэффициента , , , , значения которых в конкретном диапазоне температур должны быть определены изготовлением измерительной аппаратуры путем ее калибровки. Очевидно, что при калибровке количество различных температурных точек должно быть не менее 4. Для исключения возможных ошибок и аномальных данных при калибровке целесообразно использовать 5 или 6 температурных точек. Калибровка должна осуществляться для каждого прибора, т.е для каждого прибора определяются индивидуальные значения параметров , , , .

В зависимости от назначения, состава и структуры измерительной системы для термического каротажа вычисление значения измеряемой температуры по формуле (4.4) с использованием индивидуальных значений параметров , , , осуществляется либо с помощью микропроцессора (например, в комплексной скважинной аппаратуре), либо в ЭВМ, с помощью которой обрабатывается получаемая измерительная информация (например, при работе с автономными приборами).

4.2 Математическая модель канала измерения содержания воды в нефти

Как уже отмечалось ранее функция преобразования датчика влажности имеет вид:

Ее можно записать в следующем виде:

 (4.5)

где А₁ - некоторый постоянный параметр:

С_Х находится по формуле:

Или

(4.6)

(4.7)

(4.8)

где А₂ - постоянный коэффициент:

Подставляя выражение (4.8) в (4.7) и учитывая выражение (4.5), получим:

(4.9)

Диэлектрическую проницаемость среды е можно представить следующим образом:

(4.10)

где - диэлектрическая проницаемость воды;

- диэлектрическая проницаемость нефти;

б - относительное содержание воды.

Подставляя (4.10) в (4.9) получим:

(4.11)

Обозначим и . Это постоянные параметры модели. Тогда формула (4.11) примет следующий вид:

(4.12)

Удобнее использовать не период повторения импульсов, а их частоту.

Окончательно математическая модель будет выглядеть следующим образом:

 (4.13)

Константы а₁ и а₂ определяются путем калибровки в воде и в нефти по следующему алгоритму.

При б=0, т.е. для чистой нефти выражение (4.13) принимает следующий вид:

(4.14)

При б=1, т.е. для воды (4.13) принимает следующий вид:

(4.15)

Для нахождения коэффициентов необходимо решить систему уравнений:

(4.16)

Вычитаем одно уравнение из другого:

(4.17)

Из выражения (4.17) находим а₁:

 (4.18)

Подставляя значение а₁ в любое из уравнений системы, находим а₂.

Найдем ориентировочные значения коэффициентов. При чистой воде частота . Для нефти:

Тогда:

(4.19)

(4.20)

5 Анализ погрешностей

5.1 Основная погрешность канала измерения температуры

Основная погрешность проявляется при нормальных условиях (температура окружающей среды 20 ?С, относительная влажность воздуха от 45 до 75 %, давление 100 кПа). В ее состав входят погрешность первичного преобразователя и погрешность АЦП.

Погрешность первичного преобразователя включает в себя две составляющие:

1) Погрешность математической модели (из-за нелинейности модели преобразования). При использовании модели (4.4) погрешность в диапазоне температур от 0 до 120 ?С не превышает Д₁=±0,015 ?С.

2) Погрешность определения параметров модели при индивидуальной калибровке. Ограничена возможностями по точности образцовых средств измерения и составляет Д₂=±0,03 ?С

Погрешность АЦП также складывается из нескольких составляющих.

1) Погрешность опорного резистора. Класс точности резистора 0,05, т.е. относительная погрешность составляет д_R0=±0,05 %.

Поскольку код АЦП определяется по формуле:

,

то д_R0= д_Rt=±0,05 %.

Пусть

,

где 1/?С - ТКС термистора. Тогда:

?С (5.1)

1) Погрешность из-за шума АЦП. Шум АЦП зависит от режима работы, который определяется пределом измерения (2,56 В) и частотой смены данных (SF=81 или f=16,8 Гц). Для данного режима среднее квадратическое отклонение (СКО) шума АЦП составляет мкВ. Относительное СКО шума определяется по формуле:

?С

?С (5.2)

2) Погрешность из-за нелинейности АЦП пренебрежимо мала.

Суммарная основная погрешность определяется по формуле:

?С (5.3)

Анализ показал, что основная погрешность определяется, главным образом, погрешностью калибровки первичного преобразователя и составляет ?С.

5.2 Дополнительная погрешность канала измерения температуры

Дополнительная погрешность складывается из погрешности опорного резистора и погрешности АЦП.

1) Погрешность опорного резистора. Относительная погрешность резистора есть его ТКС, т.е. 1/?С.

Погрешность резистора по температуре находится по формуле:

?С /?С (5.4)

Это означает, что при изменении температуры окружающей среды на 1 ?С погрешность опорного резистора по температуре составит ?С.

2) Погрешность АЦП.

Аддитивная составляющая погрешности (погрешность смещения нуля) по паспортным данным не превышает и устраняется при автоматической коррекции.

Мультипликативная составляющая (ошибка коэффициента преобразования) не превышает . Тогда погрешность по температуре составит:

(5.5)

Таким образом, суммарная дополнительная температурная погрешность не превышает .

5.3 Основная погрешность канала измерения влажности

Данная погрешность определяется погрешностью измерения частоты. Последняя, в свою очередь, складывается из погрешности квантования, погрешности определения коэффициентов а₁ и а₂ при калибровке и погрешности из-за шума операционного усилителя.

1) Погрешность квантования.

Цифровой код на выходе АЦП имеет вид:

где Т_ИЗМ=0,2 с - время измерения.

Относительная погрешность квантования равна:

(5.6)

(5.7)

2) Погрешность из-за ошибки определения коэффициентов а₁ и а₂ при калибровке.

Учитывая (5.6) и (5.7), найдем абсолютную погрешность определения частоты:

(5.8)

(5.9)

Тогда:

(5.10)

Относительная погрешность определения коэффициента а₁ будет равно:

(5.11)

Абсолютная погрешность определения коэффициента а₂ находится по формуле:

(5.12)

(5.13)

Относительная погрешность этого коэффициента:

(5.14)

Найдем значения погрешности из-за ошибки определения коэффициентов отдельно для нефти и для воды.

В первом случае б=0. Обозначим обе части равенства (4.13) буквой Д. Тогда абсолютная погрешность Д_Д равна:

(5.15)

Относительная погрешность определения Д будет равна:

(5.16)

Относительная погрешность из-за ошибки определения коэффициентов для нефти будет равна:

(5.17)

Абсолютная погрешность:

(5.18)

(5.19)

Аналогично, находим значение погрешности для воды (б=1).

(5.20)

(5.21)

(5.22)

2) Погрешность из-за шума операционного усилителя:

(5.23)

где у_Ш - среднеквадратическое отклонение шума операционного усилителя.

Поскольку данная погрешность мала, то ею можно пренебречь.

5.4 Дополнительная погрешность влагомера

Дополнительная погрешность возникает из-за температурного дрейфа усилителя, из-за нестабильности сопротивлений резисторов, входящих в состав функции преобразования, а также под влиянием температурных изменений диэлектрических проницаемостей воды и нефти.

1) Погрешность из-за температурного дрейфа усилителя. Поскольку используется двухсторонняя развертка, то происходит компенсация влияния изменений смещения нуля операционного усилителя. Поэтому этой погрешностью можно пренебречь.

2) Погрешность из-за нестабильности резисторов.

Относительная погрешность для резистора R₁ определяется его ТКС и составляет . Тогда погрешность из-за нестабильности этого резистора по частоте будет равна:

(5.24)

Абсолютная погрешность по частоте определяется формулой:

(5.25)

Определим значение этой погрешности для нефти и для воды.

Для воды:

(5.26)

Погрешность определения величины Д:

(5.27)

(5.28)

Отсюда погрешность из-за нестабильности сопротивления резистора R₁ для воды будет равна:

(5.29)

Аналогичный расчет производим, чтобы определить погрешность для нефти.

(5.30)

(5.31)

(5.32)

(5.33)

Погрешность для нефти примет значение:

(5.34)

Рассмотрим погрешность из-за нестабильности резисторов делителя. В функцию преобразования они входят в качестве коэффициента К, равного:

причем .

Если резисторы R₂ и R₃ берутся из одной партии, то их ТКС будут примерно равны. Поэтому влиянием температуры на коэффициент К можно пренебречь.

3) Погрешность от влияния температурных изменений и .

Экспериментально установлено, что наиболее подвержена температурным изменениям диэлектрическая проницаемость воды:

(5.35)

Поскольку в чистой воде величина Д равна:

то .

Абсолютная погрешность равна:

(5.36)

Это означает, что при изменении температуры окружающей среды на 100 ?С, эта погрешность составит 16 %. Это одна из наиболее существенных погрешностей влагомера.

Для коррекции этой погрешности можно использовать поправку:

(5.37)

где s - некоторый поправочный коэффициент.

6 Разработка конструкции

6.1 Разработка конструкции для первичного преобразователя температуры

Термистор, который используется в качестве первичного преобразователя, помещается в цилиндрический корпус, выполненный из нержавеющей стали марки 12Х18Н9Т. Внутренний диаметр корпуса составляет порядка 1,5 мм. Зазоры между термистором и стенками корпуса заполняются теплопроводящей пастой. Внешний диаметр корпуса с стороны выводов термистора составляет 9 мм, а со стороны самого термистора - 4 мм. В верхней части корпуса выполнены кольцевые проточки для резиновых колец. Это сделано для достижения герметизации при соединении первичного преобразователя с комплексной скважинной аппаратурой. Высота конструкции составляет порядка 60 мм.

Вся работа по изготовлению корпуса выполняется на токарном станке, что позволяет снизить затраты на его изготовление.

6.2 Разработка конструкции первичного преобразователя влагомера

Аналогичную конструкцию имеет первичный преобразователь канала измерения влажности. Цилиндрический корпус выполнен из высокопрочной пластмассы марки 450СА30, которая устойчива к перепадам давления и температуры. Внутренний диаметр корпуса составляет 5 мм, внешний - 7мм. Внутри корпуса расположен стальной стержень, диаметром 4 мм и высотой 50 мм. Этот стержень выполняет роль внутреннего электрода емкостного датчика. Аналогично, в верхней части корпуса имеют кольцевые проточки и резиновые кольца, предназначенные для герметизации. Верхняя часть корпуса также составляет 9 мм. Общая высота конструкции 90 мм.

7 Технико-экономическое обоснование

Повышение экономической эффективности производства является важнейшей задачей промышленности. Поэтому технико-экономическое обеспечение является важнейшим этапом при разработке новых ИИС и устройств.

Разработка нового продукта - это наиболее длительный и дорогостоящий этап. Выбирается тип и качество материала, разрабатываются технологии производство или покупка материалов, имеющихся на рынке или разработка новых, разработка конструкции продукта, определение возможности использования имеющегося оборудования или закупка нового.

7.1Оценка экономической эффективности проекта

Для оценки экономической эффективности проекта нужно сделать оценку отдельным статьям расходов.

7.1.1 Расчет затрат и стоимости проекта

Определение денежных затрат и времени на разработку системы, а также перечень работ по технической подготовке производства приведен в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Этапы разработки	Исполнитель	Затраты времени	Стоимость 1 часа (руб.)	Стоимость этапа (руб.)
Анализ задания	Ведущий инженер	22	14,6	321,2
Подбор технической литературы	Инженер 1 категории	24	13,5	324,0
Разработка принципиальной схемы	Инженер 1 категории	40	13,5	540,0
Расчет принципиальной схемы	Инженер 1 категории	30	13,5	405,0
Продолжение таблицы 7.1
Этапы разработки	Исполнитель	Затраты времени	Стоимость 1 часа (руб.)	Стоимость этапа (руб.)
Разработка и расчет механических узлов	Инженер 1 категории	40	13,5	540,0
Разработка монтажной схемы	Инженер 1 категории	30	13,5	405,0
Разработка чертежей печатной платы	Инженер 1 категории	32	13,5	432,0
Разработка конструкции	Инженер 1 категории	20	13,5	270,0
Разработка технического процесса	Инженер 1 категории	35	13,5	472,5
Составление заявок на покупные изделия	Техник	15	7,5	112,5
Изготовление печатной платы	Техник	4	7,8	31,2
Экономическое обоснование выбора элементов	Инженер 1 категории	10	13,5	135
Монтаж печатной платы	Техник	16	7,8	124,8
Монтаж технических узлов	Инженер 1 категории	24	13,5	324
Испытание и наладка опытного образца	Инженер 1 категории	30	13,5	405
Составление методики контроля и наладки	Инженер 1 категории	8	13,5	108
Расчет надежности	Инженер 1 категории	20	13,5	270
Расчет стоимости	Инженер 1 категории	5	13,5	67,5
Расчет ожидаемой экономической эффективности	Инженер 1 категории	8	13,5	108
Оформление технической документации	Инженер 1 категории	30	13,5	405
Составление инструкции по экспуатации	Инженер 1 категории	3	13,5	40,5
Составление сборочных чертежей	Инженер 1 категории	10	13,5	135
Сборка, оформление отчетов по работе	Инженер 1 категории	18	13,5	243
Продолжение таблицы 7.1
Этапы разработки	Исполнитель	Затраты времени	Стоимость 1 часа (руб.)	Стоимость этапа (руб.)
Сдача прибора заказчику	Инженер 1 категории	4	13,5	54
Итого	6273,2

7.1.2 Расчет количества и стоимости сырья, основных материалов и покупных изделий

Расчет себестоимости изготовления устройства ведется по следующим статьям калькуляции. К статье «материалы» относится стоимость материалов, которые входят в состав проектируемого устройства, а также вспомогательных материалов, используемых при изготовлении прибора. Расчет всех затрат материалов для изготовления печатной платы сведен в таблицу 7.2

Таблица 7.2

Вид и характеристика материалов	Единица измерения	Цена за единицу измерения, руб.	Чистый вес, кг	Сумма, руб.
Стеклотекстолит	кг	350,00	0,048	16,8
Припой ПОС-62	кг	380,00	0,030	11,4
Флюс ЛТП-120	кг	100,00	0,016	1,6
Канифоль	кг	300,00	0,032	9,6
Спирт технич. ГОСТ 172991-71	л	50.00	0,100	5.00
Сталь 10	кг	55.00	0,050	2,75
Лак АБ	л	170.0	0.011	1,87
Итого		49,02

Расчет стоимости покупных готовых изделий и полуфабрикатов, входящих в сведен в таблицу 7.3

Таблица 7.3

Наименование детали	Марка, серия	Кол-во	Цена за единицу, руб.	Сумма, руб.
Микросхема DA1	AD3300-3.3	1	67,65	67,65
Микросхема DA2	ADM8825ART	1	87,38	87,38
Микросхема DA3	ADUC834	1	1286,43	1286,43
Микросхема DA4	AD8531	1	47,59	47,59
Катушка индуктивности	LQH32MN101R23L	3	2,26	6,78
Термистор	2K7MCD1	1	250	250
Кварцевый резонатор	32768 Гц DT-38T	1	5,76	5,76
Разъем	BLS-3 шаг 2,54 мм	2	0,53	1,06
Резистор 10 кОм	CFR-25JT-52-10R	1	0,44	0,44
Резистор 15кОм	B54102-A1153-J60	1	11,05	11,05
Резистор 1,8 МОм	CF-0,125 1,8 М 5%	1	0,42	0,42
Резистор 6,19 кОм	RN73C2A6K19BTDF	1	26,5	26,5
Резистор 27 кОм	CF-0,25 27k 5%	2	0,6	1,2
Конденсатор 1 мкФ	CC0805 1 мкФ 25B Х7R (10%)	4	0,86	3,44
Конденсатор 12 пФ	CC0805 12 пФ 50B NPO (5%)	2	0,19	0,38
Конденсатор 0,1 мкФ	CC0805 0,1 мкФ 50B Х7R (10%)	4	0,77	3,08
Конденсатор 0,68 мкФ	CC0805 0,68 мкФ 16B Х7R (10%)	3	0,95	2,85
Итого	1802,01

7.1.3 Расчет трудоемкости и тарифной заработной платы производственных рабочих

Расчет тарифной заработной платы производственных рабочих, изготавливающих измерительную систему, а также трудоемкости выполнения работ сведены в таблицу 7.4.

Таблица 7.4

Наименование работ	Разряд	Числовая тарифная ставка (руб.)	Трудоемкость (ч)	Тариф. зараб. плата (руб.)
Изготовление печатной платы	2	7,8	3	23,4
Электромонтаж	3	8,16	3	24,48
Заготовитель	5	7,8	12	93,6
Печатный монтаж плат	3	7,8	5	39,0
Токарно-слесарные работы	5	7,8	16	124,8
Монтаж	3	7,8	6	46,8
Наладки	5	7,8	20	156,0
Итого	508,08

7.1.4 Расчет себестоимости

Расчет себестоимости разрабатываемого канала приведен в таблице 7.5.

Таблица 7.5

Наименование статей калькуляции	Затраты, руб.	Примечание
1. Сырьё и основные материалы	49,02	Табл. 7.1.2.1
2. Покупные изделия и полуфабрикаты	1802,01	Табл. 7.1.2.2
3. Транспортано - заготовительные расходы	92,55	5% от суммы п. 1.2
4. Стоимость реализуемых отходов (вычитается)	0,98	2% от п.1
5. Итого: основных материалов и покупных изделий	1942,6	Сумма п. 1-4
6. Тарифная зарплата производственных рабочих	508,08	Табл. 7.1.3.1
7. Премия производственных рабочих	101,62	20 % от п.6
8. Основная зарплата производственных рабочих	609,70	Сумма п.6,7
9. Дополнительная зарплата производственных рабочих	121,94	20 % от п.8
10. Начисления по социальному страхованию	190,23	26 % от суммы п.8,9
11. Цеховые расходы	914,55	150% от п.8
12. Общезаводские расходы	731,64	120% от п.8
Продолжение таблицы 7.5
Наименование статей калькуляции	Затраты, руб.	Примечание
13. Прочие производственные расходы	90,21	2 % от суммы п.5,8-12
14. Производственная себестоимость	4600,87	Сумма п. 5,8-13
15, Внепроизводственные расходы	368,07	8 % от суммы п.14
16. Полная себестоимость	4968,94	Сумма п. 14,15

Прибыль предприятия (15% от полной стоимости) составляет 745,34 руб. Оптовая цена на изделие:

Ц_ОПТ = S_ПОЛН+ прибыль = 4968,94+ 745,34 =5714,28 руб. (7.1)

Отпускная цена с учетом налога на добавочную стоимость 18 %.

Ц_ОТПУС = Ц_ОПТ ?1,18 = 5714,28?1,18 = 6742,85 руб. (7.2)

7.2 Расчет ожидаемой экономической эффективности

7.2.1 Расчет общих капитальных вложений в проектируемый канал

Расходы на приобретение проектируемого канала - 6742,85 руб.

Затраты, связанные с монтажом и наладкой (20 % от стоимости приобретения устройства) проектируемого канала - 1348,57 руб.

Общие капитальные вложения в проектируемый канал - 8091,42 руб.

7.2.2 Смета эксплуатационных расходов

Проектируемый канал обслуживает инженер с месячным окладом 6000 руб.

а) Заработная плата обслуживающего персонала за год:

3 = 6000 ?12 = 72000,00 руб (7.3)

Размер премии составляет 20 % от зарплаты:

Зпрем = 72000 ? 0,2 = 14400,00 руб. (7.4)

Дополнительная заработная плата составляет:

Здоп = (72000,00 + 14400,00) ? 0,2 =17280,00 руб. (7.5)

Отчисления на социальное страхование:

Осоцстрах = (3 + Зпрем + Здоп) ? 0,26 = 26956,8 руб. (7.6)

Итоговая зарплата:

S = Осоцстрах + 3 + Зпрем + Здоп = 130636,8 руб. (7.7)

б)Амортизация (20% от общих капитальных вложений) проектируемого канала - Амр=1618,28 руб.

в) Затраты на текущим ремонт (35% от амортизации) проектируемого канала - Р_пг=566,40 руб.

Результаты расчетов сведены в таблицу 7.6.

Таблица 7.6

Наименование расходов	Проектируемый канал
На приобретение	6742,85
Затраты, связанные с монтажом и наладкой	1348,57
Общие капитальные вложения	8091,42
Эксплуатационные расходы
Амортизация	1618,28
Затраты на текущий ремонт	566,40
Зарплата обслуживающего персонала	130636,8
Итого	140912,9

7.2.3 Срок окупаемости

В среднем проектируемый канал окупается за 6 лет. Рентабельность изделия составляет:

,

где Ци - рыночная, цена, руб;

Си - себестоимость изделия, руб.

(7.8)

На основании экономических расчетов видно, что проектируемый канал построен на основе новейших компонентов. Производство экономически выгодно, приносит прибыль и затраченные вложения на его разработку и внедрение в сферу работы окупятся.

8 Обеспечение безопасности жизнедеятельности

8.1 Требования к оборудованию, аппаратуре и техническим средствам

Согласно постановлению от 5 июня 2003г. №56 "Об утверждении правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 20.06.2003 N 4812) к аппаратуре по ведению геофизических работ в нефтяных скважинах должны предъявляться следующие требования:

1) Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах должны проводиться с применением оборудования, кабеля и аппаратуры, технические характеристики которых соответствуют геолого-техническим условиям в бурящихся и эксплуатируемых скважинах.

2) Каротажные подъемники должны быть укомплектованы:

- подвесными и направляющими блоками, упорными башмаками и приспособлением для рубки кабеля;

- средствами визуального контроля за глубиной спуско-подъема кабеля, скоростью его продвижения и натяжения;

- соединительными кабелями с прочным электроизоляционным покрытием;

- автоматизированным кабелеукладчиком.

3) Для проведения геофизических работ в скважинах под давлением в комплект наземного оборудования должны входить лубрикаторные устройства, испытанные на давление, ожидаемое на устье скважины.

4) К геофизическим работам допускаются сертифицированные оборудование, кабель и аппаратура.

5) Опытные и экспериментальные образцы геофизической техники допускаются к применению только при наличии разрешения организации, в ведении которой находится скважина, и при согласовании с территориальными органами Госгортехнадзора России.

6) Конструкции приборных головок должны обеспечивать присоединение приборов к унифицированным кабельным наконечникам и сборку компоновок комплексной или комбинированной многопараметровой аппаратуры. Кабельный наконечник должен иметь конструкцию, обеспечивающую его захват ловильным инструментом. Ловильный инструмент под все типы применяемых головок и кабеля должен входить в комплект геофизической аппаратуры.

7) Прочность крепления прибора к кабелю с помощью кабельных наконечников должна быть ниже разрывного усилия соответствующего типа кабеля.

8) При геофизических работах должен применяться кабель, не имеющий нарушений броневого покрытия. Сохранность брони должна периодически проверяться, а после работ в агрессивных средах кабель должен испытываться на разрывное усилие.

Для спуска прибора в скважину используется кабель марки КГ 3?0,75-60-150 (ГОСТ Р 51978-2002). Характеристики кабеля приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Конструкция и основные характеристики кабеля	Параметры
Центральный проводник	Жилы из медных луженых проволок
Номинальное сечение жилы, мм2	0,75
Число жил	3
Внешний диаметр кабеля по оболочке, мм	10,2
Расчетная масса, кг/км	З99
Разрывная нагрузка кабеля, кН, не менее	60
Электрическое сопротивление жил на 1 км длины, Ом, не более	25
Максимальная рабочая температура, ?С	150

8.2 Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора

Поскольку разрабатываемый канал входит в состав комплексной геофизической аппаратуры, то меры безопасности для этого канала те же, что и у аппаратуры

Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора по техническому описанию:

1) Эксплуатация аппаратуры, а также работы, выполняемые при калибровке и поверке, должны производиться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации с соблюдением “Правил безопасности в нефтяной промышленности”, утвержденным Госгортехнадзором 31.01.74. и “ Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей”, утвержденных Госгортехнадзором 12.04.69.

2) К работе с аппаратурой должны допускаться лица, сдавшие экзамен по технике безопасности и изучившие Инструкцию по эксплуатации.

3) Меры безопасности при калибровке и поверке дозиметрических приборов должны соответствовать требованиям норм радиационной безопасности (НРБ-76), утвержденным Минздравом РФ , и требованиям МИ 1778-87.

4) Лица, постоянно работающие или временно привлекаемые к работам с источниками ионизирующего излучения (категория “А”), должны руководствоваться действующими санитарными правилами работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений (ОСП-72.80), утвержденными Минздравом РФ, и быть допущенными к работе с источниками ионизирующих излучений.

5) Аппаратура транспортабельна в обычных условиях, не имеет элементов пожаро- и взрывоопасности, не оказывает вредного воздействия на человека и окружающую среду.

6) Во избежание поражения электрическим током при эксплуатации аппаратуры броня геофизического кабеля должна быть заземлена.

7) Перед подключением скважинной аппаратуры к кабелю необходимо проверить сопротивление изоляции между кабелем и кабельным наконечником. Сопротивление изоляции должно быть не менее 30 Мом [7].

8.3 Правила эксплуатации, хранения и транспортировки

Для сохранения аппаратуры и поддержания ее в работоспособном состоянии необходимо соблюдать правила эксплуатации, хранения и транспортировки:

1) Упакованные модули могут транспортироваться любым видом транспорта, на любые расстояния при температуре не ниже минус 50 С (группа С по ГОСТ 15150-69).

2) Упакованные модули должны храниться в закрытых сухих проветриваемых помещениях при температуре от 1С до 40С, относительной влажности воздуха не более 80% при температуре 20С при отсутствии в окружающей среде паров кислот, щелочей и прочих агрессивных смесей (группа Л по ГОСТ 15050-69).

3) При эксплуатации модули должны храниться в составе аппаратуры геофизической станции или в помещении на специальной стойке в условиях.

4) При транспортировке и хранении модули не должны подвергаться ударным воздействиям.

5) Стыковочные узлы модулей необходимо содержать в чистоте, защищенными от механических воздействий.

6) Уплотнительные кольца и резьбовые соединения модулей при сборке должны быть очищены от механических частиц и покрыты тонким слоем смазки ЦИАТИМ-221 (по ГОСТ 9433-80).

7) По окончании работы на скважине необходимо промыть модули бензином с маслом или дизтопливом, наружные поверхности протереть насухо.

Заключение

В данном дипломном проекте решалась задача разработки канала для комплексной скважинной аппаратуры. В результате спроектирован двухканальный модуль, предназначенный для преобразования в цифровые коды температуры флюида и содержания воды в нефти.

В проекте дан обзор и анализ методов измерения температуры и влагосодержания. Приведены структурная и принципиальная схемы устройства, разработана конструкция первичных преобразователей, дано описание устройства канала. Выполнен анализ и выбор математических моделей измерительных каналов, а также анализ погрешностей разрабатываемого модуля.

В целом разработанный модуль для измерения температуры флюида и содержания воды в нефти удовлетворяет метрологическим характеристикам и условиям эксплуатации.

Список используемых источников

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учеб. для вузов. Под ред. д. г.-м. н. В.М. Добрынина, к.т.н. Н.Е. Лазуткиной - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 400 с. ил.

2. Кривко Н.Н. Аппаратура геофизических исследований скважин: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 384 с.: ил.

3. М.А. Берлинер. Измерения влажности: Изд. 2-е перераб. и доп. - М.: «Энергия», 1973. - 400 с.: ил.

4. Григорьев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов/ Под. ред.Е.В. Каруса. - М.: Недра, 1980. - 398 с.

5. Куликовский К.Л., Купер В.Я. Методы и средства измерений: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 448 с.

6. BetaTHERM. Temperature sensors, discrete NTC thermistor elements and custom probe assemblies: Catalog. Ireland, 1996. - 33 p.

7. Комплексная скважинная аппаратура контроля технического состояния скважин и разработки нефтяных месторождений ГеоПАЛС КСП16. Техническое описание и инструкция по эксплуатации, 2008. - 19 с.

8. Редькин П.П. Микроконверторы фирмы Analog Devices в микропроцессорных приборных комплексах: Учеб. пособие/ П.П. Редькин, А.Б. Виноградов. - Ульяновск: УлГТУ, 2005. - 316 с.